Размещено на http://www.allbest.ru/

Севастопольский институт ядерной энергии и промышленности

Кафедра Эксплуатации электрических станций

Курсовой проект

Тема: РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ АЭС

Исполнитель: Семёнов Е.В.

Руководитель: Козлов Н.Н.

Севастополь 1999

Список аббревиатур

АЭС - атомная электрическая станция

АВР - автоматическое включение резерва

АТ - автотрансформатор

АСУТ - автоматическая система управления турбиной

БРУ-А - быстродействующее редукционное устройство сброса пара в атмосферу

БРУ-К - быстродействующее редукционное устройство сброса пара в конденсатор

БЩУ - блочный щит управления

ГЦН - главный циркуляционный насос

КИП - контрольно-измерительные приборы

ЛЭП - линия электропередач

РУ СН - реле управления средней нагрузки

РУ ВН - реле управления высшей нагрузки

СН - собственные нужды

САОЗ - система аварийного охлаждения активной зоны

СУЗ - система управления органами защиты

Содержание

1. Выбор схемы выдачи мощности на АЭС

1.1 Порядок выбора схемы выдачи мощности

1.2 Варианты схемы выдачи мощности

1.3 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

2. Выбор схемы РУ

2.1 Схема ОРУ 220 кВ

2.2 Схема ОРУ 500 кВ

3. Расчет токов к.з.

4. Выбор коммутационных аппаратов

5. Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

5.1 Характеристики группы потребителей и структурная схема питания АЭС

5.2 Обеспечение устойчивости реактора при к.з.

5.3 Схема потребителей надежного питания системы безопасности (САОЗ)

5.4 Схема надёжного питания общеблочных потребителей

6. Схема электроснабжения потребителей СН

Список литературы

1. Выбор схемы выдачи мощности на АЭС

1.1 Порядок выбора схемы выдачи мощности

Схема выдачи мощности определяется расположением генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.

При проектировании схемы выдачи мощности станции на первом этапе намечаются варианты её исполнения. На втором этапе для каждого варианта определяются перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи, осуществляется их выбор и вычисляются потери энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС выявляется рациональный вариант.

Исходными данными для выбора схемы выдачи мощности являются:

- количество энергетических реакторов АЭС 4 штуки;

- максимальная активная мощность, отдаваемая АЭС в энергосистему 4000 МВт;

- связь станции с энергосистемой осуществляется по:

7 ЛЭП СН, длиной 250 км, напряжением кВ;

5 ЛЭП ВН, длиной 1500 км, напряжением кВ;

- мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении 220 кВ:

Р_max = 2200 МВт; Р_max = 2000 МВт;

- мощность короткого замыкания на сборных шинах:

на напряжении 220 кВ, S_сн = 8500 МВА;

на напряжении 500 кВ, S_вн = 17500 МВА.

1.2 Варианты схемы выдачи мощности

Если мощность станции выдаётся на одном повышенном напряжении, то все блоки присоединяются к РУ данного напряжения, и выполняется лишь выбор схемы исполнения блоков генератор-трансформатор.

Рис. 1.1 ? Схемы выполнения блоков генератор-трансформатор:

а) с генераторным выключателем или выключателем нагрузки;

б) объединённый блок.

Согласно нормам технологического проектирования в блоке между генератором и двухобмоточным трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. В случае отсутствия выключателя на соответствующий ток отключения разрешается применение выключателя нагрузки.

При выборе схемы исполнения блока необходимо учитывать, что наличие генераторного выключателя в блоке рис. 1.1 (а) снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения, увеличивая тем самым его надёжность. Пуск и останов блока выполняется с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя. Снижаются требования к количеству и мощности резервных трансформаторов собственных нужд.

Схема объединённого блока используется в схемах электрических соединений АЭС при установке двух блоков генератор-трансформатор на один энергетический реактор. Подсоединение блочных трансформаторов на высокое напряжение через общий выключатель приводит к упрощению схемы РУ повышенного напряжения.

При двух и более РУ повышенного напряжения варианты схемы выдачи мощности формируются путём варьирования количества блоков различного исполнения, подключаемых к разным РУ повышенного напряжения, а также путём изменения вида связи между РУ. Связь между РУ может осуществляться с помощью трёхблочных трансформаторов и автотрансформаторов, если мощность отдаваемая на одном напряжении составляет 15% и более мощности отдаваемой на другом напряжении, а также с учётом перспективы развития нагрузок на обоих напряжениях.

На АЭС предусматривается по два автотрансформатора связи, если имеется транзит мощности через шины РУ электростанции или нарушается электроснабжение потребителей местного промышленного района при установке одного автотрансформатора связи или минимальная нагрузка потребителей подключённых к шинам РУ СН меньше технологического минимума отделившихся блоков.

Общее количество составленных для сравнения вариантов схемы выдачи мощности может оказаться более десяти. При ручном счёте из этого множества вариантов путём логического сравнения отбираются два-три наиболее перспективных варианта. Предварительный отбор вариантов осуществляется в соответствии с заданными условиями и опытам проектирования:

- мощность блока не должна превышать резерв мощности в системе, что ограничивает область допустимых вариантов исполнения блоков;

- подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи может вызвать существенное увеличение мощности автотрансформатора по сравнению с мощность перетока, конструктивные сложности при его размещении на территории АЭС и трудности в выполнении гибких связей с РУ;

- перетоки мощности через автотрансформаторы связи не должны превышать мощность блока более чем в 1,5 раза.

1.3 Определение перетоков мощности через блочные

трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

Выбор мощности блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи в каждом варианте схемы выдачи мощности выполняются по максимальным перетокам мощности с учётом их нагрузочной способности. Максимальные перетоки мощности определяются из условий нормального и аварийного режимов работы станции. В аварийных режимах рассматриваются случаи аварийного отключения одного любого блока и одного автотрансформатора связи.

Исходные данные:

- мощность нагрузки Р_max=2200 МВт;

Р_min=2000 МВт;

cosц_нг=0,86;

cosц_сн=0,81;

cosц_г1000=0,9

- мощность станции Р_ст = 4000 МВт (4 блока по 1000 МВт).

Расчёт блочного трансформатора.

- реактивная мощность блока

Мвар;

- реактивная мощность, используемая для собственных нужд (8%)

Мвар;

- общая мощность блока

На основе выбираем

- для СН ТНЦ-630000/220/24-2 трансформатора, включённых параллельно;

- для ВН ТУ-630000/500/24-2 трансформатора, включённых параллельно.

Расчёт автотрансформатора связи.

Определим перетоки мощности через автотрансформаторы связи в трёх режимах для трёх вариантов подключения блоков к РУ.

1. На РУ СН подключен 1 блок

а) максимальная нагрузка на РУ СН

Мвар;

Мвар;

б) минимальная нагрузка на РУ СН

Мвар;

Мвар;

в) аварийный режим (отключение 1 блока, подсоединённого к РУ СН при максимальной на грузке на РУ СН)

Мвар;

2. На РУ СН и на РУ ВН подключено по 2 блока.

а) максимальная нагрузка на РУ СН.

Мвар;

б) минимальная нагрузка на РУ СН.

Мвар;

в) аварийный режим (отключение 1 блока, подсоединённого к РУ СН при максимальной на грузке на РУ СН).

Мвар;

3. На РУ СН подключено 3 блока, на РУ ВН 1 блок.

а) максимальная нагрузка на РУ СН

Мвар;

б) минимальная нагрузка на РУ СН.

Мвар;

в) аварийный режим (отключение 1 блока, подсоединённого к РУ СН при максимальной на грузке на РУ СН).

Мвар.

Выбираем из каждого варианта наибольшие перетоки мощности, а из них выбираем наименьший переток мощности и по нему выбираем автотрансформатор

АТДЦН-500000/500/220 - 2 автотрансформатора включенных параллельно.

2. Выбор схемы РУ

Для РУ с напряжением 330-500 кВ выбираются схема 4/3 или 3/2.

И для РУ с напряжением 330 кВ, и для РУ с напряжением 500 кВ выбираем схему 4/3.

Достоинства схемы 4/3:

1. При ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе;

2. Высокая надежность схемы.

3. Опробование выключателей производится без операций с разъединителями; ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производится без нарушения работы цепей.

4. Количество необходимых операций с разъединителями в течении года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и одной обходной системой шин.

5. Секционирование сборных шин требуется только при 15 соединениях и более;

6. Надежность схемы практически не снижается, если к одной цепочке будут присоединены 2 линии и один трансформатор.

7. конструкция ОРУ проста в обслуживании.

Недостатки схемы 4/3:

1. Отключение к.з. на линии производится 2 выключателями, что увеличивает количество ревизий выключателей;

2. Усложнение релейной защиты;

3. Увеличение количества выключателей в схеме.

В результате выбора и компоновки РУ на ОРУ 330 кВ есть неполная линия, что дает возможность беспрепятственно развивать энергосистему.

2.1 Схема ОРУ 220 кВ

1) повреждение или отказ любого выключателя не ведет к отключению более чем одного реакторного блока;

ПРИМЕР: к.з. между выключателями Q3 и Q7 ведет к потере одного энергоблока, но даже при несрабатывании выключателей Q3 и Q7 сработает выключатель Q11 и в крайнем случае выключатели Q1-Q4, тем самым локализуя к.з. и отделяя остальные источники питания.

2) повреждение или отказ одного выключателя, совпадающее с ремонтом другого выключателя не должно вести к потере более двух блоков;

3) повреждение или отказ любого выключателя не должно вести к отключению, как правило, более одной линии;

ПРИМЕР: повреждение выключателя Q6 не ведет к отключению какой-либо линии.

4) отключение линии должно осуществляться не более чем двумя выключателями;

5) ремонт любого выключателя должен быть возможен без отключения соединения;

6) если к РУ подключены резервные трансформаторы с.н., то при любой аварии они не должны отключаться одновременно;

7) АТ и поврежденный трансформатор должны отключаться не более чем тремя выключателями.

2.2 Схема ОРУ 500 кВ

1) повреждение или отказ любого выключателя не ведет к отключению более чем одного реакторного блока;

ПРИМЕР: к.з. между выключателями Q16 и Q19 ведет к потере одного энергоблока, но при несрабатывании выключателей Q16 и Q19 сработают выключатели Q13 и Q22, тем самым локализуя к.з. и отделяя остальные источники питания;

2) повреждение или отказ одного выключателя, совпадающее с ремонтом другого выключателя не должно вести к потере более двух блоков;

3) повреждение или отказ любого выключателя не должно вести к отключению, как правило, более одной линии;

ПРИМЕР: к.з. между Q13 и Q16 ведет к потере W7, при несрабатывании Q13 срабатывает Q12 и Q14. В любом случае авария локализуется;

4) отключение линии должно осуществляться не более чем двумя выключателями;

ПРИМЕР: W7 отключается Q13 и Q16, W8 - Q19 и Q22;

5) ремонт любого выключателя должен быть возможен без отключения соединения;

6) если к РУ подключены резервные трансформаторы с.н., то при любой аварии они не должны отключаться одновременно;

7) АТ и поврежденный трансформатор должны отключаться не более чем тремя выключателями.

3. Расчёт токов к.з.

Исходные данные:

G-G ТВВ-1000-4ЕУ3: Р_н = 1000 МВт; U_ном = 24 кВ; x_d = 0,324

соs ц_ном =0,9; S_ном =1111 кВА;

G-G ТВВ-220-2ЕУ3: Р_н = 220 МВт; U_ном = 15,75 кВ; x_d = 0,1906

соs ц_ном =0,85; S_ном =258,3 кВА;

Т-Т ТНЦ-630000/220/24: U_к = 12,5%;

Т-Т ТЦ-630000/500/24: U_к = 14%;

АТ-АТ АТДЦН-500000/500/220: U_к = 12%

К СН подключено 7 линий по 250 км, а к ВН подключено 5 линии по 1500 км.

За базисную мощность принимаем S_б = 1000 МВА, за базисное напряжение принимаем U_б = 515 кВ.

Определяем базовый ток

кА;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вычисляем параметры схемы при базисных условиях:

а) для генераторов G₁-G₄

х₁ х₄ =;

б) вычисляем ЭДС генераторов

Е₁Е₄=

=

в) параметры системы

Принимаем Е_с=1

х₅х₇=;

х₈=;

г) для автотрансформаторов

x₂₃ х₂₄ =

д) принимаем удельное сопротивление линий связи с системой

х_уд =0,32 Ом/км на СН

х_уд =0,3 Ом/км на ВН

х₉х₁₅;

х₁₆х₂₀;

- рассчитываем токи трехфазного к.з.

Для этого сначала сделаем в схеме некоторые преобразования, приводящие к упрощению схемы.

Размещено на http://www.allbest.ru/

х₂₅х₂₇ = х₅ / 2 + х₁ = 0,198/2+0,29 = 0,389

х₂₉ = х₈ / 2 + х₄ = 0,22 / 2+0,29 = 0,4

х₃₀ = х₉ / 7 + х₂₁ = 1,512 / 7+0,118 = 0,334

х₃₁ = х₁₆ / 5 + х₂₂ = 1,7 / 5+0,057 = 0,397

Осуществляем дальнейшее преобразование, получаем

Размещено на http://www.allbest.ru/

х₃₂ = 0,389+0,389+0,389 = 1,167

х₃₃ = х₂₈ =0,12

х₃₄ = х₂₉ =0,4

х₃₅ = х₃₀ =0,334

х₃₆ = х₃₁ =0,397

Так как нагрузка к точке к.з. подключена через АТ, то ее не учитывают при расчетах.

х₃₇ = х₃₂ + х₃₃ = 1,176+0,12 = 1,296

Размещено на http://www.allbest.ru/

- производим расчет токов

Е_г = 1,177 Е_с = 1

кА ;

кА;

кА.

- находим результирующий ток в точке К1

кА;

- производим расчет ударного тока к.з.

кА,

где к_уд = 1+, для системы: Т_а = 0,06 сек; k = 1,85,

для генератора: Т_а = 0,34 сек; k = 1,98.

кА;

кА;

кА

- производим расчет апериодической составляющей для произвольного момента времени

,

где ф = t_св+0,01 = 0,02+0,01 = 0,03

- для генератора ф_а = 0,34

-для системы ?_а = 0,34

кА

- расчет тока к.з. в точке К2

Размещено на http://www.allbest.ru/

x₃₈ = x₃₃ + x₃₄ =0,4+0,12 =0,52

кА;

кА;

кА;

- результирующий ток в точке К2

I_к1 =I_г1+ I_г2 +I_с =2,54+1,13+3,36 = 7,03 кА;

- определим ударный ток для второго случая

кА,

где к_уд = 1+, для системы: Т_а = 0,06 сек; k = 1,85,

для генератора: Т_а = 0,34 сек; k = 1,98.

кА;

кА;

кА

- производим расчет апериодической составляющей для произвольного момента времени

,

где ф = t_св+0,01 = 0,02+0,01 = 0,03

- для генератора ф_а = 0,34

-для системы ф_а = 0,34

кА

4. Выбор коммутационных аппаратов

Выбор коммутационных аппаратов осуществляется по:

1. Выбор выключателей

1.1 Выбор выключателей на РУ СН-220 кВ

Выбираем выключатель ВНВ-220/63 - 2 штуки.

- собственное время выключателя t_откл = 0,04 сек;

t_терм = 3 сек.

Проверим условия выбора выключателя:

I_пред = 63 кА; I_терм = 63 кА;

I_ном = 63 кА; I_дин = 162 кА;

1.1.1 Условие выбора по напряжению: U_ном = 220 кВ

Выключатель удовлетворяет этому условию.

1.1.2 В связи с невозможностью перегрузки блочного трансформатора рабочий ток утяжеленного режима равен току рабочего режима

кА;

I_n,о = 29,58 кА, i_уд =37,4 кА

1.2 Выбор выключателя на РУ ВН 500 кА

Выбираем выключатель ВНВ-500 Б-31,5/2000-У1

- собственное время выключателя t_откл = 0,08 сек;

t_терм = 3 сек.

Проверим условия выбора выключателя:

I_пред = 11,78 кА; I_дин = 80 кА;

I_ном = 2000 кА; I_терм = 31,5 кА.

1.2.1 Условие выбора по напряжению: U_ном = 500 кВ.

Выключатель удовлетворяет этому условию.

1.2.2 В связи с невозможностью перегрузки блочного трансформатора рабочий ток утяжеленного режима равен току рабочего режима

кА;

I_n,о = 11,78 кА; i_уд =32,87 кА

2 Выбор разъединителей:

2.1 Выбор разъединителей на РУ СН 220 кВ.

Выбранный разъединитель должен удовлетворять всем условиям,

предъявленным в

2.1.1 По напряжению уставки и номинальному длительному току (U_уст = 220 кВ; I_расч = 7,94 кА) выбираем разъединитель РНД-330/3200-У1

2.2 Выбор разъединителей на РУ СН 500 кВ.

Выбранный разъединитель должен удовлетворять всем условиям, предъявленным в 2.1.1 По напряжению уставки и номинальному длительному току (U_уст = 500 кВ; I_расч = 1,16 кА) выбираем разъединитель РНД 500/3200-У1

5. Схемы электроснабжения потребителей собственных нужд

атомная электростанция трансформатор реактор

5.1 Характеристики группы потребителей и структурная схема

питания АЭС

В зависимости от требований надежности снабжения потребителей АЭС они делятся на 3 группы:

1) потребители, не допускающие перерывов в питании не при каких режимах более чем на доли секунды (даже при исчезновении питания от ОТСН, РТСН);

- потребители, требующие при переходных режимах в системе гарантированное питание в течении 2-3 сек., но требующие питания в режиме обесточивания при срабатывании АЗ реактора (КИП и А защиты реактора, приборы технологического контроля реактора, БРУ-А и БРУ-К, часть аварийного освещения, аварийный маслонасос уплотнения вала генератора, бессальниковый ГЦН с малой инерцией, электромагнит приводов СУЗ)

2) потребители, допускающие перерывов питания от десятков секунд до нескольких минут, но требующие автоматического включения питания при срабатывании АЗ реактора.

- потребители, допускающие перерывы до 30 секунд, но требующие восстановления питания после срабатывания АЗ реактора (вручную)

(Механизмы локализации и расхолаживания при аварии, насосы САОЗ, спринклерные насосы, насосы борного регулирования, аварийные, противопожарные и питательные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора, системы биологической и технологической дозиметрии)

3) потребители, не предъявляющие особых требований. Это обычно мощные потребители станции. Допускают перерывов питания на время АВР (автоматическое переключение с основного трансформатора на резервный). Не требуют питания во время АЗ (ГЦН с большой инерционностью, КН, ЦН и сетевые насосы, дренажные насосы и насосы воды неответственных потребителей).

Для питания 3 группы предусматриваются шины нормальной эксплуатации 6;0,4 кВ. Питание к этим шинам подводится от рабочего и резервного ТСН. Трансформаторы выполнены с расщепленной обмоткой (для снижения тока КЗ). В нормальном режиме питание происходит от ОТСН. При его повреждении или срабатывании защит блочного трансформатора питание переключается на РТСН. Питание 2 группы 6;0,4 кВ осуществляется от шин надежного питания. В нормальном режиме они получают питание от шин нормальной эксплуатации. В качестве резервного источника питания используется ДГ. Поскольку при срабатывании АЗ требуется питание, ДГ находится в режиме "горячего" резерва и готов к принятию нагрузки через 15 секунд.

1 группа получают питание от шины надежного питания 6 кВ от инвертора, питающегося от шин постоянного тока 220 В. В нормальном режиме шины постоянного тока получают питание через управляемый выпрямитель от шин надежного питания 2 группы. Так как они допускают перерывы в питании, то в качестве резервного источника питания используется АБ.

5.2 Обеспечение устойчивости реактора АЭС при к.з.

Схемы электроснабжения потребителей СН нормальной эксплуатации. ГЦН больше всего влияет на схему. От него зависит выбор источника питания. Если ГЦН обладает большой инерционностью, то при кратковременном исчезновении питания оказываются достаточными следующие меры: быстродействующие защиты АВРТ и механизмов СН. Даже если случится потеря питания, следует уменьшить мощность станции. Вместе с тем количество ГЦН определяет количество секций нормальной эксплуатации. Свойство ЯЭУ с малоинерционным ГЦН в отношении устойчивости к к.з. гораздо хуже. Такие ГЦН относятся к первой группе. При потере питания таким ГЦН или при снижении питания ниже 0,6Uн происходит опрокидывание этих двигателей. Инерция этих насосов 1 сек., следовательно при перерыве питания более 1 сек. реактор нужно отключать АЗ, чтобы избежать повреждений элементов.

На каждой секции предусматривается ввод резервного питания от магистрали резервного питания. Магистрали резервного питания секционируются через каждые 2-3 блока. В нормальном режиме BL-BN отключены. При исчезновении питания от основных ТСН с выдержкой времени АВР подключается РТСН. Основные потребители BA-BD: ГЦН, двухскоростные ЦН, КН 1 и 2 ступени, насосы технической воды неответственных потребителей, насосы контура охлаждения генератора.

BV, BW, BX ? магистрали секций надежного питания систем безопасности. BJ, BK ? магистрали секций надежного питания общеблочных потребителей. Потребители 0,4 кВ нормальной эксплуатации получают питание от шин 6 кВ через понижающий трансформатор секции СР1. Мощность трансформаторов 6/0,4 ограничивается 1000 кВА (для ограничения токов к.з.). Почти все секции 0,4 кВ обеспечиваются рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

По функциональному назначению потребители секции 0,4 кВ делятся на:

1) группа секций для питания потребителей реакторного отделения и аппаратуры (CP, CQ, CT). Получают основное и резервное питание от шин нормальной эксплуатации: питание вентилей РО, насосы смазки ГЦН, противодымная защита. К этой же первой группе относится CC и CD - питание нагревателей КО.

2) группа секций для питания потребителей машзала и общеблочных потребителей (CA, CB, CN, CM). Каждая получает питание через свой понижающий трансформатор. В качестве резервного источника питания используется секция CR, которая получает питание от соседнего энергоблока. От этих секций получают питание масляные системы охлаждения турбины, насосы эжекторной машины, насосы подпитки деаэратора, насос водяного охлаждения генератора блока. CG - питание общеблочных выпрямительных агрегатов.

3) группа секций для питания силовой нагрузки СУЗ (CE, CF). Каждая секция получает питание от своей секции нормальной эксплуатации 6 кВ.

5.3 Схема потребителей надежного питания систем безопасности

(САОЗ)

Группы механизмов требуют надежного питания для обеспечения безопасности станции (2 группа). В нормальном режиме работает только небольшая их часть, но при аварийном расхолаживании они работают полностью. На станциях установлено 3 системы безопасности. Независимость этих систем обеспечивается по технологической части, а также по питанию, цепям управления.

В них входят: 3 системы питания переменного напряжения 6 и 0,4 кВ, постоянного напряжения 0,22 кВ. В состав входят дизель-генератор, аккумуляторные батареи, 2 выпрямительных устройства, 3 автономных полупроводниковых инвертора, понижающие автотрансформаторы 6/0,4 кВ и РУ на эти напряжения.

От секции BV (BW, BX) 6 кВ запитаны потребители 2 группы.

Трансформаторы 6/0,4 кВ исполняются для потребителей 2 группы 0,4 кВ. Выпрямитель VS1 исполняется для питания потребителей 1 группы постоянным током (EE). На секцию BV напряжение подается от секции нормальной эксплуатации ВА или от дизель-генератора мощностью 5600 кВт. Для питания потребителей 2 группы используются секции CV (CW, CX). Кроме того, от секции CV1 питается вспомогательный выпрямитель VS2 (служит для поиска земли). Для питания потребителей 1 группы постоянного тока предусматривается ЩПТ ЕЕ. В нормальном режиме ЩПТ получает питание от управляемого выпрямителя VS1. Перемычка между секциями в нормальном режиме отключена. Резервным питанием для ЩПТ является аккумуляторная батарея. Потребители переменного тока 1 группы питаются от EL (EK, EM). На каждую есть свой инвертор.

Потребители:

- для BV: трансформаторы 6,3/0,4 кВ, выпрямитель, питающий ЩПТ;

- для CV: насос промконтура, насос организованных протечек, насос подачи бора высокого давления, насосы расхолаживания бассейна выдержки, нагрузка каналов СУЗ, АКНП, охлаждение помещений БЩУ, РЩУ, СУЗ, освещение РО и питания КИП и А;

- от ЩПТ: цепи управления выключателями ВЭ-6, постоянное аварийное освещение, освещение БЩУ, питание панелей УКТС, инверторы ПТС-125, ПТС-250, аппаратура КИП и А, АКНП.

При перерыве электроснабжения, вызванного повреждением в блоке генератор-трансформатор или повреждением в ОТСН до момента включения РТСН, потребители 6 и 0,4 кВ 2 группы кратковременно обесточиваются. Потребители 1 группы по-прежнему получают питание от инверторов, переключенных на АБ. При подключении к РТСН схема восстанавливается до прежнего уровня.

Рассмотрим электроснабжение САОЗ при авариях в технологической части и аварийном обесточивании АЭС. При исчезновении питания на время большее, чем время подключения РТСН по сигналу отсутствия напряжения на секциях BV (BW, BX) подается команда на запуск дизель-генератора систем безопасности. Время выхода на номинальные обороты 15 сек. Условием включения BV является надежное отключение от секции BA. BV подключается к ВА через 2 выключателя. Так как мощность генератора соизмерима с мощностью электродвигателя, то нагрузка включается ступенями - 7-10. Потребители 2 группы 0,4 кВ до приема дизелем-генератором нагрузки обесточиваются, потребители 1 группы питаются от АБ. После приема дизелем-генератором нагрузки схема питания восстанавливается.

5.4 Схема надёжного питания общеблочных потребителей

Для обеспечения надежного питания механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования АЭС современные блоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей.

Состав:

- две общеблочных секции BJ, BK 6 кВ, связанные между собой перемычкой с двумя выключателями;

- секции надежного питания 0,4 кВ CJ, CK, подключенные к BJ, BK через понижающие трансформаторы. Каждая из этих секций разделена на полусекции;

- ЩПТ ЕЕ 04,05,06 для питания потребителей 1 группы. ЩПТ связаны с BJ, BK через понижающие трансформаторы и управляющие выпрямители. Кроме того, они связаны с CJ, CM и CA;

- шины питания потребителей 1 группы на 0,4 кВ. В нормальном режиме BJ, BK получают электроэнергию от BA, BD (нормальной эксплуатации), с которой они связаны через 2 выключателя. Между BJ и BK перемычка отключена. CJ и CK получают питание через понижающий трансформатор от BJ и BK.

При нарушении электроснабжения BJ, BK 6 кВ предусматриваются следующие режимы:

1) при исчезновении питания на одной из секций, включаются перемычки между секциями;

2) если на двух секциях BJ, BK включаются 2 дизель-генератора (один на своем и один на соседнем), и если один из них не запускается, то включается перемычка между секциями. Один дизель-генератор рассчитан на два блока;

3) при нарушении питания CJ, CK предусматривается подача питания от резервного трансформатора 6,3/0,4 кВ соседнего энергоблока через CR.

Для ЕЕ АБ являются резервным источником питания.

Потребители BJ, BK:

- насосы гидростатического подъема ротора, подпиточный насос, вспомогательный питательный насос и трансформатор 6,3/0,4 кВ;

- потребители машзала, нагрузка нормальной эксплуатации фундаментной части РО.

С ЩПТ получает питание УКТС, цепи управления выключателями ВЭ-6, приводы выключателей, инверторы питания потребителей машзала и УВК.

Основные потребители 1 группы общеблочных агрегатов бесперебойного питания (АБП)-КИП и А машзала, АСУТ-1000, УВС машзала.

Это все на современном блоке. Большинство украинских станций не имеют этого.

Список литературы

1. Рожкова Н.В. ЭО станций и подстанций. ? К.: Энергоиздат, 1987.

2. Наклепаев А.Н. Курсовое проектирование. Электрическая часть станций и подстанций. ? ВМФ, 1986.

3. Конспект лекций.

Размещено на Allbest.ru