 |
резервных трансформаторов собственных нужд.
|
|
|
|
ТЕМА: Главные схемы атомных электростанций
Основные требования к главным схемам АЭС
Как и схемы других электростанций, схемы АЭС должны выполняться в соответствии с требованиями надежности, гибкости, удобства эксплуатации и экономичности.
Особенности технологического процесса АЭС, большая мощность реакторных энергоблоков, достигающая на электростанциях 1500 МВт, выдача всей мощности в энергосистему по линиям 330…750 кВ предъявляют ряд требований к АЭС:
· главная схема АЭС выбирается на основании схемы сетей энергосистемы и того участка, к которому присоединяется данная электростанция;
· схема присоединения АЭС к энергосистеме должна обеспечивать в нормальных исходных режимах на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности АЭС и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия противоаварийной автоматики при отключении любой отходящей линии или трансформатора связи;
· в ремонтных режимах, а также при отказе выключателей или устройств релейной защиты, устойчивость АЭС должна обеспечиваться действием противоаварийной автоматики на разгрузку станции.
Исходя их этих требований на АЭС, начиная с первого введенного энергоблока, связь с энергосистемой осуществляется не менее, чем тремя линиями.
При выборе главной схемы АЭС учитываются:
· единичная мощность агрегатов и их число;
· напряжения, на которых выдается мощность в энергосистему;
· величина перетоков мощности между РУ разных напряжений;
· токи коротких замыканий для каждого РУ и необходимость их ограничения;
· значения наибольшей мощности, которая может быть потеряна при повреждении любого выключателя;
|
|
|
· возможность присоединения одного или нескольких энергоблоков непосредственно к РУ ближайшей районной подстанции;
· возможность применения не более двух РУ повышенных напряжений и возможность отказа от автотрансформаторов связи между ними;
Распределительные устройства 330…750 кВ должны быть выполнены исключительно надежно:
· повреждение или отказ любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должны, как правило, приводить к отключению более одного реактора энергоблока и такого числа линий, которое допустимо по условиям устойчивости системы;
· при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателей, а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого, допускается отключение двух реакторных энергоблоков и такого числа линий, которое допускается по условиям устойчивости энергосистемы;
· отключение линий, как правило, должно осуществляться не более, чем двумя выключателями;
· отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов с.н. и связи – не более чем тремя выключателями.
Таким требованиям отвечают схемы 4/3 и 3/2 выключателя на присоединение, схемы с одним или двумя многоугольниками (кольцевые схемы).
Распределительные устройства 110…220 кВ АЭС выполняются с одной или двумя рабочими и обходной системой шин. При числе присоединений более 12 рабочая система шин секционируется.
Распределительное устройство 330…750 кВ АЭС выполняется по схеме 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение.
Схемы блоков АЭС и места присоединения рабочих и
резервных трансформаторов собственных нужд.
Как известно, исходя из особенностей технологического процесса производства электроэнергии на АЭС, последние строятся по блочному принципу.
Согласно нормам технологического проектирования АЭС в схемах блоков генератор-трансформатор устанавливается выключатель между генератором и трансформатором. На некоторых действующих АЭС (ЮУАЭС) генераторный выключатель в схеме некоторых энергоблоков не установлен, так как во время их ввода в эксплуатацию отсутствовали надежные выключатели на большие номинальные токи. В настоящее время в качестве генераторного выключателя широко применяется специальный аппарат КАГ-24, который используется при включении генератора, при синхронизации и для коммутации в нормальных режимах).
|
|
|
Рабочий трансформатор с.н. присоединяется отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается.
Необходимость установки генераторного выключателя на АЭС объясняется следующими соображениями:
· при отключении генератора сохраняется питание собственных нужд от рабочего трансформатора с.н.;
· уменьшается количество операций выключателями ВН, так как при остановке и вводе генератора переключения могут осуществляться генераторным выключателем;
· уменьшается количество операций выключателями рабочего и резервного питания шин нормальной эксплуатации 6 кВ собственных нужд, так как основной (рабочий) трансформатор собственных нужд используется для пуска и останова блока;
· 
возможно применение схем блоков генератор-трансформатор – линия без выключателей на стороне высокого напряжения (т.е. без Q1 на рис. 12.1.) Основной вариант схемы блока с реакторами ВВЭР-1000 и генераторами Р=1000 мВт (моноблок) – это РУ→ Т→ Г.
Рисунок 12.1. Схема включения моноблока.
На АЭС могут устанавливаться два генератора на один реактор (реактор ВВЭР-440 и два турбоагрегата по 220 МВт или один реактор и два турбогенератора по 500 МВт).
При такой схеме целесообразно применять укрупненный энергоблок (рисунок 12.2.).
В таком энергоблоке число выключателей ВН уменьшается вдвое и этим достигается экономия при сооружении РУ 330…750 кВ.
Рисунок 12.2.Схема укрупненного энергоблока.
На АЭС с водно-графитовыми реакторами канального типа РБМК может применяться объединенный энергоблок, когда два генератора присоединяются к одному трансформатору с расщепленными обмотками Н.Н. (низкого напряжения) (рис. 12.3.).
|
|
|
Рисунок 12. 3. Схема объединенного энергоблока.
В таком энергоблоке на генераторном напряжении могут устанавливаться по два выключателя Q2, Q3 и Q4, Q5. Трансформатор собственных нужд присоединяется между этими выключателями. При повреждении в блочном трансформаторе отключается Q1, Q2 и Q4. При этом трансформаторы с.н.. остаются присоединенными к генератору.
Следовательно, после срабатывания аварийной защиты реактора можно использовать энергию выбега турбоагрегата для электроснабжения собственных нужд.
Надежность работы и радиационная безопасность АЭС неразрывно связана с надежностью питания механизмов собственных нужд, на которую в свою очередь непосредственно влияет выбор места присоединения резервного трансформатора с.н. Резервные трансформаторы необходимо присоединять таким образом, чтобы при любой аварии в электрической части АЭС сохранялось питание секций с.н.
С этой целью РТСН присоединяются к разным источникам питания:
- РУ разных напряжений;
- разным секциям одного РУ;
- третичным обмоткам автотрансформаторов связи;
- РУ соседней электростанции или мощной подстанции.
При этом должна быть исключена вероятность одновременной потери питания энергоблока и соответствующего ему РТСН.
При питании от одного РУ двух РТСН должны быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе выключателя, в том числе шиносоединительного и секционного. В случае ремонта или аварийного повреждения шин РТСН должны оставаться в работе.
РТСН может присоединяться к обмоткам НН трансформатора связи, если обеспечиваются необходимые условия напряжения.
Допускается присоединять РТСН к обмотке среднего напряжения автотрансформатора связи, при условии, что при повреждении или ремонте автотрансформатора, РТСН мог оперативно пересоединяться на одно из повышенных напряжений.
Практически на всех АЭС Украины часть РТСН присоединяются к посторонним источникам питания, расположенным рядом с АЭС (районная подстанция, ГЭС, ТЭЦ, ГАЭС).
|
|
|
Контрольные вопросы.
1. Особые требования, предъявляемые к выбору главных схем АЭС.
2. Основные факторы, которые учитываются при выборе главной схемы АЭС.
3. Основные требования к РУ на напряжения 330…750 кВ.
4. Почему необходимо устанавливать генераторные выключатели в главной схеме АЭС?
5. Какие варианты подключения генераторов к РУ могут использоваться на АЭС?
|
|
|
