Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций Реферат

Расчёт схемы электроснабжения собственных нужд электростанции — промышленность, производство — реферат — kazedu.kz

Министерство образования и науки РФ

ФГАОУ ВО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Институт ядерной энергетики

(филиал) ФГАОУ ВО «Санкт-Петербургский государственный

политехнический университет» в г. Сосновый Бор

SPB9

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: Электрооборудование электростанций

Тема: Расчёт схемы электроснабжения собственных нужд электростанции

Вариант №5

Выполнил студент гр. В4297/1: Мендес Д.Э.

(подпись)

Проверил проф.: Серов А.Е.

(подпись)

« » 2021 г.

Сосновый Бор

2021

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.. 3

1 ВЫБОР И РАСЧЁТ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРОБОРУДОВАНИЯ.. 4

2 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ И КОРРЕКТИРОВКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗКИ НА УЧАСТКАХ МОДЕЛИРУЕМОЙ СХЕМЫ… 27

2.1. Определение параметров с предварительно настроенной виртуальной схемы (рис.3) 27

2.2. Настройка схемы для работы в режиме «нормальная эксплуатация 28

3 ОПЫТЫ ДЛЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ «НОРМАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ», «КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ НА УЧАСТКЕ СХЕМЫ», «РАБОТА С АВАРИНО ОТКЛЮЧЕННЫЙ УЧАСТКОМ СХЕМЫ». 31

3.1. Опыт для режима работы оборудования «нормальная эксплуатация» (рис.6) 31

3.2. Опыты для аварийного режима работы «короткое замыкание» (рис.7÷10) 39

4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ.. 57

4.1. Анализ опытов и расчётов по разделу №3. 57

ВЫВОДЫ… 59

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ.. 60

ПРИЛОЖЕНИЯ.. 61

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Задан участок электрической системы, состоящий из двух высоковольтных подстанций, питающих потребителей смешанного характера с нагрузками в соответствии с вариантом.

Таблица 1 – Исходные данные (изменены по рекомендации преподавателя)

№ Вар.

Трансформ.

ГПП

Длинна участков линий

Активная нагрузка

Смешанная нагрузка

Моторная нагрузка

UB / UC / UH

L1 / L2 / L3

P(L1 ) / U

S(L2 ) / U

P1 / UAD

cos φ1

P2 / UCD

cos φ2

кВ

км

МВт / кВ

МВА / кВ

МВА / кВ

о.е.

МВА / кВ

о.е.

5

110 / 38,5 / 6,6

0,1 / 0,1 / 0,2

32 / 10,5

22 / 3,3

15 / 10,5

0,85

4 / 0,4

0,84

1 ВЫБОР И РАСЧЁТ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРОБОРУДОВАНИЯ

2.jpg3.jpg2.jpg3.jpg6.jpg

Рис.1 – участок схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Предварительный выбор силовых трансформаторов

Вариант задания №5 (откорректирован по рекомендациям преподавателя)

Таблица 2 – Расчёт мощности и выбор трансформаторов главной понижающей подстанции (ГПП)

2 Расчёт мощности и выбор силовых трансформаторов главной понижающей подстанции (ГПП)

Таблица 3 – Расчёт мощности и выбор трансформаторов главной понижающей подстанции (ГПП), сводная таблица

2.1 Моторная нагрузка

Полная мощность

SCD =

4,76

Реактивная мощность

QCD =

-2,58

Полная мощность

SAD =

17,65

Реактивная мощность

QAD =

9,30

Активная мощность транса

Pмт =

19,00

Реактивная мощность транса

Qмт =

6,71

Полная мощность транса

Sмт =

20,15

2.2 Активная нагрузка

Активная нагрузка

P =

32,00

2.3 Смешанная нагрузка

Полная смешанная нагрузка

Ss =

22,00

Активная смешанная нагрузка

Ps =

16,50

Реактивная смешанная нагрузка

Qs =

14,55

2.4 Трансформатор ГПП

Активная мощность транса

Pгпп =

67,50

Реактивная мощность транса

Qгпп =

21,26

Полная мощность транса

Sгпп =

70,77

Таблица 4 – Расчёт параметров схемы замещения силовых трансформаторов участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС), согласно схемы приведённой на рисунке 1

2 Расчёт параметров схемы замещения силовых трансформаторов главной понижающей подстанции (ГПП)

4 Расчёт параметров схемы замещения силового трансформатора, выбранного на моторную нагрузку

6 Расчёт параметров схемы замещения силового трансформатора, выбранного на синхронную нагрузку

8 Расчёт параметров схемы замещения силового трансформатора, выбранного на смешанную нагрузку

10 Расчёт параметров схемы замещения силового трансформатора, выбранного на активную нагрузку

Таблица 5 – Сводная расчётная таблица по силовым трансформаторам

1. Тип тр-а ГПП

Кол-во тр-ов

Sn

Uвн

Uсн

Uнн

Uквн

Uквс

Uксн

Io

МВА

кВ

кВ

кВ

%

%

%

кВт

кВт

%

ТДТН-40000/110

3

40

115

38,5

6,6

17,5

10,5

6,5

200

39

0,6

I1н

I2н

I3н

Uкв%

Uкc%

Uкн%

Zкв

Zкс

Zкн

Xкв

Xкс

Xкн

Zбаз

R1*=R2*’=R3*’

X1*

X2*

X3*

Io

Zo

Rm

Xm

А

А

А

Ом

%

%

%

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

А

Ом

Ом

Ом

о.е

о.е

201

600

3499

1,65

10,8

0,250

6,75

35,5

0,827

22,3

35,5

0,0

22,3

331

0,0025

0,1074

0,0

0,1074

1,20

8954

55104

54372

1026

169

2. Тип тр-а мот. нагрузки

Кол-во тр-ов

Sn

Uвн

Uсн

Uнн

Io

МВА

кВ

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

ТРНДС-25000/35

1

25

35,75

—-

0,4

6,5

14,5

3,85

1

I1н

I2н

R2н

Zбаз

r1=r2′

x1=x2′

Io

Zo

Rm

Xm

А

А

Ом

Ом

В

Ом

Ом

Ом

о.е.

о.е.

А

Ом

Ом

Ом

о.е

о.е

404

1375

4,41

0,235

3754

5,37

5,36

51,12

0,0023

0,0524

2,62

1210

7865

7771

1000

156

3. Тип тр-а синхр. нагрузки

Кол-во тр-ов

Sn

Uвн

Uсн

Uнн

Io

МВА

кВ

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

ТМ-2500/10

3

2,5

10

—-

6,5

14,5

3,85

1

I1н

I2н

R2н

Zбаз

r1=r2′

x1=x2′

Io

Zo

Rm

Xm

А

А

Ом

Ом

В

Ом

Ом

Ом

о.е.

о.е.

А

Ом

Ом

Ом

о.е

о.е

144

3608

0,064

0,232

650

2,60

2,59

40,0

0,0029

0,0324

1,44

616

2309

2226

216

60

4. Тип тр-а смешан. нагрузки

Кол-во тр-ов

Sn

Uвн

Uсн

Uнн

Io

МВА

кВ

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

ТМ-4000/10

6

4

6

—-

3,15

7,5

33,5

5,2

0,9

I1н

I2н

R2н

Zбаз

r1=r2′

x1=x2′

Io

Zo

Rm

Xm

А

А

Ом

Ом

В

Ом

Ом

Ом

о.е.

о.е.

А

Ом

Ом

Ом

о.е

о.е

385

733

2,48

0,075

450

0,675

0,671

9,00

0,0042

0,0373

3,46

144

1000

990

769

112

5. Тип тр-а активн. нагрузки

Кол-во тр-ов

Sn

Uвн

Uсн

Uнн

Io

МВА

кВ

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

ТРДНС-25000/10

1

32

10,5

—-

6,3

12,7

145

29

0,6

I1н

I2н

R2н

Zбаз

r1=r2′

x1=x2′

Io

Zo

Rm

Xm

А

А

Ом

Ом

В

Ом

Ом

Ом

о.е.

о.е.

А

Ом

Ом

Ом

о.е

о.е

1760

2933

1,24

0,016

1334

0,438

0,437

3,45

0,0023

0,0635

10,6

86,7

574

568

1103

169

482.jpg

Рис.2 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС) с выбранной компоновкой электрооборудования. Предварительная настройка схемы

2 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ И КОРРЕКТИРОВКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗКИ НА УЧАСТКАХ МОДЕЛИРУЕМОЙ СХЕМЫ

2.1.Определение параметров с предварительно настроенной виртуальной схемы (рис.3)

483.jpg

Рис.3 – Вывод данных cблоков измерения схемы виртуальной модели (Simulink)

Значения активных мощностей для участков схемы с различными типами нагрузок получаем из виртуальной модели (рис.2) умножив фазные мощности на 3, значения линейных напряжений получаем из рис.3 умножив фазные напряжения на 484.jpg. Заносим данные в таблицу 6.

Таблица 6 – Анализ распределения нагрузки на участках моделируемой схемы

№ п/п

Тип нагрузки

Мощность заданная

Мощность из опыта

Напряжение заданное

Напряжение из опыта

Вывод

МВт

МВт

В

В

1

Синхронная

4,0

3,628

400

381

недогрузка

2

Асинхронная

15,0

12,789

10 500

9694

недогрузка

3

Смешанная

16,5

5,301

3 150

1786

недогрузка

4

Активная

32,0

8,145

10 500

5298

недогрузка

Вывод:

По всем видам нагрузок по участкам моделируемой схемы наблюдается недозагруженность в связи с подачей на данные участки схемы пониженного напряжения. Требуется дальнейшая отладка схемы.

2.2.Настройка схемы для работы в режиме «нормальная эксплуатация

Для того, чтобы приблизить нашу схему к требуемым номинальным параметрам (мощности, напряжения) по участкам схемы с различными видами нагрузки, выполним подбор и установку анцапф для трансформаторов, корректировку сопротивления линии.

Соппротивления линий путём подбора определили:

485.jpg

486.jpg

485.jpg

Запустим модель и получаем:

488.jpg

Рис.4 – Вывод данных cблоков измерения схемы виртуальной модели (Simulink) при режиме «нормальная эксплуатация»

Таблица 7 – Анализ распределения нагрузки на участках схемы при режиме «нормальная эксплуатация»

№ п/п

Тип нагрузки (участок схемы)

Коррек-тировка анцап-фами

Мощ-ность заданная

Мощность из опыта

Напряжение заданное

Напря-жение из опыта

Вывод

%

МВт

МВт

В

В

1

Синхронная

2,5

4,00

3,91

400

395,2

допустимое отклонение

2

Асинхронная

15,0

14,5

10 500

10320

допустимое отклонение

3

Смешанная

— 5,0

16,5

16,1

3 150

3109

допустимое отклонение

4

Активная

5,0

32,0

30,4

10 500

10230

допустимое отклонение

5

Моторная

— 7,5

19,0

18,41

10 500 / 10 500

10 590 / 10 320

допустимое отклонение

6

ГПП

2,5

67,5

64,86

38 500 / 6 600

36 410 / 6 276

допустимое отклонение

489.jpg

Рис.5 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «нормальная эксплуатация»

3 ОПЫТЫ ДЛЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ «НОРМАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ», «КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ НА УЧАСТКЕ СХЕМЫ», «РАБОТА С АВАРИНО ОТКЛЮЧЕННЫЙ УЧАСТКОМ СХЕМЫ»

3.1.Опыт для режима работы оборудования «нормальная эксплуатация» (рис.6)

Предварительно с помощью инструмента «Powergui-Continous» вкладка «Steady-StateVoltagesandcurrents» снимем параметры по напряжениям и токам с выборкой необходимых позиций (рис.6, 7):

490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg490.jpg499.jpg

Рис.6 – Выводданныхс«Powergui-Continous» — «Steady-State Voltages and currents»

500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg500.jpg490.jpg490.jpg490.jpg515.jpg

516.jpg

Рис.7 – Выводданныхс«Powergui-Continous» — «Steady-State Voltages and currents»

Таблица 8 – Режим нормальной эксплуатации

Ед.изм.

La

Ls

Lcd

Lad

Tr S

Tr P

Tr CD

Tr M

Tr ГПП

Ii эксп.

А

2021

3976

2868

1715

250,5

6792

322,4

250,5

954,2

385,4

322,4

4683

U2iэксп.

В

1795

5909

228,2

6115

5961

21020

3623

ΔUi

В

24

90

16

83

237

1764

283

U1iэксп.

В

3620

3591

6115

21020

63510

U2iрасч.

В

1819

5999

244,6

6198

6198

22784

3906

δu2i

%

1,30

1,49

6,70

1,33

3,82

7,74

7,24

P

кВт

30375

16065

3906

14499

Q

кВАР

-1,697

14115

-2520,15

8976

S

кВА

30375

21385

4648

17053

21390

30402

4651

21663

69661

U1i /2i пасп.

В

6600

3150

6600

10500

10500

400

38500

10500

10500

110000

38500

6600

Kтрансф.

о.е.

1,99

0,60

25,00

3,39

3,39

2,79

16,26

Sн

кВА

24000

32000

7500

25000

80000

Кол-во тр.

шт.

6

1

3

1

2

Kнагр.

о.е.

0,89

0,95

0,62

0,87

0,87

Баланс мощностей

кВА

68029

Примеры расчёта параметров для таблицы 8:

Расчёт коэффициентов трансформации по паспортным данным трансформаторов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

517.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

518.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

519.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

520.jpg

521.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

522.jpg

523.jpg

Расчётное напряжение на вторичных обмотках:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

524.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

525.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

526.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

527.jpg

528.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

529.jpg

530.jpg

Расчёт падения напряжения на вторичных обмотках:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

531.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

532.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

533.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

Рефераты:  Решебник, ГДЗ по информатике 7 класс Босова - учебник

534.jpg

535.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

536.jpg

537.jpg

Расчёт падения напряжения на вторичных обмотках в процентах:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

538.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

539.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

540.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

541.jpg

542.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

543.jpg

544.jpg

Расчёт полных мощностей на участках с различными видами нагрузок:

Смешанная нагрузка:

545.jpg

Активная нагрузка:

546.jpg

Моторная нагрузка:

547.jpg

548.jpg

Расчёт полных мощностей трансформаторов различных участков нагрузок:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

549.jpg

550.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

551.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

552.jpg

553.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

554.jpg

555.jpg

556.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

557.jpg

558.jpg

559.jpg

560.jpg

561.jpg

Расчёт коэффициентов нагрузки трансформаторов различных участков схемы:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

562.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

563.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

564.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

565.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

566.jpg

3.2.Опыты для аварийного режима работы «короткое замыкание» (рис.7÷10)

Таблица 9 – Режим «короткое замыкание» для участка с моторной синхронной нагрузкой

Ед.изм.

P

S

М

CD

Tr ГПП

I1i/2i/3i эксп.

А

2628

1571

1844

3643

1975

6292

565,5

6292

169300

836,4

1975

4291

U2i/3i эксп.

А

3317

5414

2173

3532

17450

3320

P

кВт

15633

44377

39548

99 558

Q

кВАР

39052

24862

64482

64 482

S

кВА

59113

46713

118616

118 616

Kнагр.

о.е.

0,49

2,46

1,87

1,48

Ii*

о.е.

1,49

4,79

4,89

43,59

4,16

Примеры расчёта параметров для таблицы 9:

Расчёт полных мощностей трансформаторов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

567.jpg

568.jpg

569.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

570.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

571.jpg

572.jpg

573.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):574.jpg

575.jpg

576.jpg

577.jpg

578.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

579.jpg

580.jpg

581.jpg

582.jpg

583.jpg

Расчёт коэффициентов нагрузки трансформаторов различных участков схемы:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

584.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

585.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

586.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

587.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

588.jpg

Расчёт относительных токов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

589.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

590.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

591.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

592.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

593.jpg

Таблица 10 – Режим «короткое замыкание» для участка с моторной асинхронной нагрузкой

Ед.изм.

P

S

М

CD

Tr ГПП

I1i/2i/3i эксп.

А

2503

1496

1756

3469

2914

94,46

9924

94,46

2561

1120

2914

4086

U2i/3i эксп.

А

5156

1566

2306

86

15570

3162

P

кВт

23140

12223

549

498

35 912

Q

кВАР

10756

344

438

11 111

S

кВА

16282

648

663

37 592

Kнагр.

о.е.

0,72

0,68

0,03

0,09

0,47

Ii*

о.е.

1,42

4,56

7,22

0,65

5,58

Примеры расчёта параметров для таблицы 10:

Расчёт полных мощностей трансформаторов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

594.jpg

595.jpg

596.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

597.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

598.jpg

599.jpg

600.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):574.jpg

602.jpg

603.jpg

604.jpg

605.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

579.jpg

607.jpg

608.jpg

609.jpg

610.jpg

Расчёт коэффициентов нагрузки трансформаторов различных участков схемы:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

611.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

612.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

613.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

614.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

615.jpg

Расчёт относительных токов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

616.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

617.jpg

Моторный участок, синхронная нагрузка (ТМ 2 500/10):

618.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

619.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

620.jpg

Таблица 11 – Режим «короткое замыкание» для участка с активной нагрузкой

Ед.изм.

P

S

М

Tr ГПП

I1i/2i/3i эксп.

А

17170

10270

1750

3458

280,3

217,8

829,6

1141

280,3

18480

U2i/3i эксп.

В

1561

5316

5182

18280

3151

P

кВт

12145

13880

26 025

Q

кВАР

10688

8833

19 521

S

кВА

16178

16452

32 533

Kнагр.

о.е.

0,67

0,66

0,41

Ii*

о.е.

10

4,55

0,69

5,68

Примеры расчёта параметров для таблицы 11:

Расчёт полных мощностей трансформаторов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

621.jpg

622.jpg

623.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

624.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):574.jpg

626.jpg

627.jpg

628.jpg

629.jpg

630.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

579.jpg

632.jpg

608.jpg

634.jpg

635.jpg

Расчёт коэффициентов нагрузки трансформаторов различных участков схемы:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

636.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

637.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

638.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

639.jpg

Расчёт относительных токов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

640.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

641.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

642.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

643.jpg

Таблица 12 – Режим «короткое замыкание» для участка со смешанной нагрузкой

Ед.изм.

P

S

М

Tr ГПП

I1i/2i/3i эксп.

А

1114

843,8

68650

136600

163,4

127

483,6

4126

163,4

69620

U2i/3i эксп.

В

2907

3099

3021

10660

1783

P

кВт

7359

4717

12 076

Q

кВАР

3002

3002

S

кВА

5591

12 444

Kнагр.

о.е.

0,23

0,00

0,22

0,16

Ii*

о.е.

0,63

178,4

0,40

20,55

Примеры расчёта параметров для таблицы 12:

Расчёт полных мощностей трансформаторов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

644.jpg

645.jpg

646.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

647.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):574.jpg

649.jpg

650.jpg

651.jpg

652.jpg

653.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

579.jpg

655.jpg

608.jpg

657.jpg

658.jpg

Расчёт коэффициентов нагрузки трансформаторов различных участков схемы:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

659.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

660.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

661.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

662.jpg

Расчёт относительных токов:

Смешанная нагрузка (ТМ 4 000/10):

663.jpg

Активная нагрузка (ТРДНС 32 000/10):

664.jpg

Моторная нагрузка (ТРДНС 25 000/10, выбран под заказ):

665.jpg

Главная понижающая подстанция (ТДТН-40 000/110):

666.jpg

667.jpg

Рис.6 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «нормальная эксплуатация»

668.jpg

Рис. 7 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «короткое замыкание» для участка с моторной нагрузкой (синхронная нагрузка)

669.jpg

Рис. 8 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «короткое замыкание» для участка с моторной нагрузкой (асинхронная нагрузка)

670.jpg

Рис. 9 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «короткое замыкание» для участка со смешанной нагрузкой

671.jpg

Рис. 10 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «короткое замыкание» для участка с активной нагрузкой

672.jpg

Рис. 11 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «с аварийно отключенным участком» для участка с моторной нагрузкой (синхронная нагрузка)

673.jpg

Рис. 12 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «с аварийно отключенным участком» для участка с моторной нагрузкой (асинхронная нагрузка)

674.jpg

Рис. 13 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «с аварийно отключенным участком» для участка со смешанной нагрузкой

675.jpg

Рис. 14 – Виртуальная модель «Matlab»участка схемы электроснабжения собственных нужд промышленного предприятия (АЭС). Режим работы «с аварийно отключенным участком» для участка с активной нагрузкой

4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

4.1.Анализ опытов и расчётов по разделу №3

Для того, чтобы выполнить выбор электрических аппаратов:

· выключателей по параметрам:

— номинальное напряжение Uн ;

— ток короткого замыкания Iкз ;

— ток короткого замыкания Iн ;

· разъединителей по параметрам:

— номинальное напряжение Uн ;

— ток короткого замыкания Iн

сведём экспериментальные и расчётные данные в таблицу 13 и выполним выбор, необходимых электрических аппаратов.

Таблица 13 – Выбор электрических аппаратов

ед.изм.

Tr S

Tr M

Tr P

Tr CD

Tr ГПП

Ii1/2 норм.э.

А

2021

3976

322,4

250,5

954,2

2868

1715

250,5

6792

385,4

322,4

4683

UН

В

6600

3150

38500

10500

10500

6600

10500

10500

400

110000

38500

6600

Ii кз тр.S

А

68650

136600

163,4

127

483,6

1114

843,8

127

3442

4126

163,4

69620

Ii кз тр.МCD

А

1844

3643

1975

6292

565,5

2628

1571

6292

169300

836,4

1975

4291

Ii кз тр.МАD

А

1756

3469

2914

94,46

9924

2503

1496

94,46

2561

1120

2914

4086

Ii кз тр.P

кВАР

1750

3458

280,3

217,8

829,6

17170

10270

217,8

5905

1141

280,3

18480

Выбор выключа-телей

Тип

кол-во

Выбор разъедини-телей

Тип

кол-во

ВЫВОДЫ

В процессе выполнения данной работы было выполнено:

· составление структурной электрической схемы с подключением трансформаторов нагрузок;

· выбор силовых трансформаторов (ГПП и нагрузок);

· расчет параметров схем замещения трансформаторов;

· знакомство с виртуальным оборудованием, используемым для моделирования заданной схемы;

· расчет токов, падений напряжений и баланса мощностей в заданной системе в программе MATLAB;

· составление модели электрической схемы в SIMULINK4;

· определение методом моделирования значения токов и напряжений при нормальной эксплуатации электрооборудования;

· расчет токов короткого замыкания методом моделирования;

· разработка принципиальной электрической схемы заданной системы;

· выбор высоковольтных аппаратов коммутации и защиты (выключатели, разъединители);

· формирование отчёта и выводов по результатам выполненной работы.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ

1 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для кypсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов — 4-е изд, перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

2 Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. Учебное пособие. — Москва, Форум — Инфра-М, 2006. — 480 стр. (Высшее образование).

3 Черновец А.К. Выбор главных схем и энергооборудования АЭС. Методические указания. — Ленинград, 1990.

4 Электротехника:Учеб.для вузов/А.С.Касаткин, М.В.Немцов. – 9-е изд.,стер. – М.:Издательский центр «Академия», 2005. – 544 с.

5 Упражнения и задачи. СПбГТУ, Санкт-Петербург, 2006г. Электротехника:Учебное пособие для вузов.–В 3-х книгах/Под ред.П.А.Бутырина, Р.Х.Гафиятуллина, А.Л.Шестакова. – Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2005 г.

6 Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink . – М.: ДМК Пресс; Питер, 2008 г.

7 Герман-Галкин С.Г., Кардонов Г.А. Электрические машины. Лабораторные работы. СПб. Корона, принт. 2003 г. Данилов И.А., Лотоцкий К.В. Электрические машины, Москва, «Колос»,1972 г. – 527 с.

8 Серов А.Е. Трансформаторы. Учебное пособие для лабораторно-практических занятий. Сосновый Бор, Институт ядерной энергетики (филиал) СПбГПУ, 2021.

9 Положение по содержанию, организации выполнения и защиты курсовых проектов и курсовых работ. Сосновый Бор, Институт ядерной энергетики (филиал) СПбГПУ, 2021.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций

Для электроснабжения потребителей собственных нужд (СН) электростанций производится отбор мощности на генераторном напряжении. Питание РУ СН осуществляется от трансформаторов (токоограничивающих реакторов), которые работают раздельно. Раздельная работа трансформаторов позволяет ограничить уровни токов короткого замыкания и уменьшить их влияние на сети, подключаемые к другим секциям.

Рефераты:  Вредители зерновых колосовых культур | Bayer Crop Science

Распределительное устройство СН выполняется с одной секционированной системой сборных шин с одним выключателем на присоединение и, как правило, является комплектным, т.е. состоящим из набора шкафов (ячеек) КРУ различного наполнения.

Для питания потребителей СН используются два уровня напряжения: 6 кВ — для питания мощных электродвигателей (более 200 кВт) и 0,4 кВ — для остальных потребителей меньшей мощности. Такое разделение связано с тем, что выполнение электродвигателей мощностью менее 200 кВт на напряжение 6 кВ экономически нецелесообразно (они в 1,5—2,3 раза дороже аналогичных, выполненных на напряжение 0,4 кВ), а выполнение электродвигателей мощностью более 200 кВт на напряжение 0,4 кВ влечет за собой увеличение сечения питающих кабелей. На электрических станциях малой мощности питание СН возможно только на напряжении 0,4 кВ.

Резервное питание СН осуществляется также путем отбора мощности от генераторов электростанции, но места подключения присоединений резервного питания СН не должны быть связаны с местами присоединения их рабочего питания. Для особо ответственных потребителей СН предусматриваются дополнительные независимые источники электроэнергии (аккумуляторные батареи, дизель — генераторы, агрегаты бесперебойного питания).

На ТЭС примерно 2/3 всей мощности СН идет на обслуживание основного теплосилового оборудования и только оставшаяся 1/3 часть — на обслуживание потребителей общестанционного назначения. Наиболее мощными рабочими механизмами СН на ТЭС являются: питательные, циркуляционные и сетевые насосы; воздуходувки; механизмы тягодутьевой группы. Питательные насосы и воздуходувки энергоблоков мощностью 300 МВт и более, как правило, имеют 94

турбопривод, а остальные механизмы — электрический (в основном асинхронный) привод ввиду его превосходства над другими видами приводов.

Схема СН блочных ТЭС (рис. 36), как и их главная электрическая схема, строится по блочному принципу — точка присоединения рабочих трансформаторов СН находится между генератором и блочным трансформатором. Распределительное устройство 6 кВ СН выполняется по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Механизмы СН каждого блока питаются от двух и более секций. Это сделано для того, чтобы при аварии (ремонте) одной из секций блок оставался в работе. Как уже было сказано выше, к секциям РУ 6 кВ подключаются электродвигатели мощностью 200 кВт и выше и трансформаторы второй ступени трансформации (с 6 на 0,4 кВ).

Схема электроснабжения СН КЭС

Рис. 36. Схема электроснабжения СН КЭС

Конденсационная электростанция (КЭС) — тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы.(Рис.37)

Конденсационная электростанция (КЭС)

Рис.37. Конденсационная электростанция (КЭС)

Резервное питание секций РУ СН 6 кВ осуществляется по резервным магистралям, которые присоединяются к резервным трансформаторам СН Число резервных трансформаторов СН определяется числом установленных на электростанции энергоблоков (энергоблоки выполняются с генераторным выключателем). Один трансформатор СН устанавливается при двух энергоблоках на электростанции; один подключенный и один готовый к замене — при трех и более энергоблоках.

На КЭС, схема которой приведена на рис.36, потребители СН напряжением 0,4 кВ первого энергоблока и часть обще станционной нагрузки получают питание от полусекций 1СА, 1СВ, ICC и 1CD. Наиболее ответственные потребители подключены к полусекциям 1СА и 1СВ, которые отделены от остальных частей этих секций автоматическими выключателями. Резервный трансформатор СН данного энергоблока подключен к секции ЗВА третьего энергоблока. Применение трансформаторов СН с регулированием напряжения под нагрузкой (с устройством РПН) позволяет поддерживать на шинах РУ СН необходимый уровень напряжения.

Расщепление обмотки низшего напряжения трансформаторов СН и раздельная работа секций РУ 6 кВ СН позволяют ограничить уровень тока КЗ и тем самым дают возможность применить КРУ. При необходимости для снижения уровней тока КЗ на шинах 0,4 кВ на вводах некоторых сборок устанавливаются токоограничивающие реакторы.

На рис. 38 представлена схема электроснабжения СН ТЭЦ смешанного типа с четырьмя генераторами (два генератора подключены к ГРУ, а два других работают в составе энергоблоков, подключенных к РУ 110 кВ).

Схема электроснабжения СН ТЭЦ

Рис. 38. Схема электроснабжения СН ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции, которая не только производит электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).(Рис.39)

Секции 1ВА и 2ВА 6 кВ, к которым подключены потребители неблочной части ТЭЦ и общестанционная нагрузка, питаются от рабочих трансформаторов СН Т1 и Т2. Потребители СН энергоблоков получают питание от рабочих трансформаторов СН ТЗ и Т4. Резервный трансформатор СН с помощью отпайки подключен к трансформатору связи (с низкой стороны) неблочной части ТЭЦ.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ)

Рис. 39. Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ)

На рис.40 представлена схема электроснабжения СН ГЭС большой мощности с раздельным питанием агрегатных и общестанционных потребителей.

Схема электроснабжения СН ГЭС

Рис. 40. Схема электроснабжения СН ГЭС

Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, использующая в качестве источника энергии энергию водных масс в русловых водотоках и приливных движениях (рис.41). Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.

Гидроэлектростанция (ГЭС)

Рис. 41. Гидроэлектростанция (ГЭС)

Технологический процесс производства электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС и АЭС, поэтому и число механизмов СН на них значительно меньше. Все потребители СН ГЭС делятся на агрегатные: маслонасосы маслонапорной установки, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение трансформаторов и др. — и общестанционные: подъемные механизмы, насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, освещение, вентиляция, отопление и др.

Электроснабжение агрегатных СН осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, с помощью отпайки подключенных к генератору энергоблока. Резервное питание этих сборок осуществляется от двух резервных трансформаторов, подключенных к РУ 6—10 кВ, и каждая секция работает в нормальном режиме раздельно. Секционный выключатель включается по схеме автоматического ввода резерва (АВР) при потере питания на каждой из секций. Резервные секции получают питание от дополнительных понижающих трансформаторов, подключенных каждый к отдельному автотрансформатору связи.

РУ ВН

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций

Агрегатные и обшсстан именные с.н.

Рис. 42. Схема питания собственных нужд ГЭС

От РУ 6-10 кВ осуществляется электроснабжение местной нагрузки и общестанционных СН (ОСН). Для питания агрегатных и общестанционных СН, как правило, используются сухие трансформаторы мощностью не более 1000 кВ • А, что дает возможность устанавливать их в непосредственной близости от сборок 0,4 кВ.

На малогабаритных маломощных ГЭС, а также ГЭС средней мощности осуществляется объединенное централизованное питание агрегатных и общестанционных СН на одном (рис. 42) или двух (рис. 43) уровнях напряжения соответственно. В этом случае шины 0,4 кВ (380/220 В) СН каждого из гидроагрегатов с помощью автоматического выключателя разделяются на две части (секционируются), причем обе секции подключаются к одному рабочему трансформатору СН Последний получает питание либо от РУ укрупненного блока, либо от централизованного РУ 6—10 кВ электростанции.

РУ ВН

Схема собственных нужд ГЭС на двух напряжениях

Рис. 43. Схема собственных нужд ГЭС на двух напряжениях

На СН ГЭС в целом ложится меньшая ответственность, чем на СН ТЭС и АЭС, т. к. на ГЭС нет особо ответственных потребителей, которые бы не допускали кратковременного (на время действия автоматического ввода резерва — АВР) перерыва питания. Непрерывность смазки и регулирования гидроагрегата обеспечивается в течение нескольких минут маслонапорной установкой. Поэтому для СН ГЭС нет необходимости предусматривать особые автономные источники питания. Каждое из РУ СН должно подключаться к главной электрической схеме ГЭС двумя не зависящими друг от друга присоединениями.

АЭС представляет собой надежный источник энергии, поэтому рабочее и резервное электроснабжение их СН осуществляется от главной электрической схемы через понижающие трансформаторы. Для особо ответственных потребителей СН предусматриваются дополнительные независимые источники энергии — аккумуляторные батареи с обратимым агрегатом или инвертором, автономные дизель -генераторы, вспомогательные генераторы, устанавливаемые на валу основного генератора. Все потребители СН АЭС по степени надежности 101

электроснабжения и допустимому времени перерыва питания (отсутствия напряжения) разделяются на три основные группы.

Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения. Потребители этой группы допускают по условиям безопасности перерывы питания на доли секунды во всех режимах (включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов СН) после срабатывания аварийной защиты реактора. Первую группу потребителей СН составляют: системы контрольно-измерительных приборов и устройств автоматики реактора; часть потребителей системы управления и защиты реактора (СУЗ); аварийное освещение; электропривод быстродействующих клапанов, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания; системы технологического контроля реактора; системы дозиметрического контроля; потребители постоянного тока; аварийные масляные насосы турбогенераторов. Электрические сети таких нагрузок называют сетями первой категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах служат аккумуляторные батареи и агрегаты бесперебойного питания.

Вторая группа — потребители, перерыв питания которых по условиям безопасности допустим на время от десятков секунд до десятков минут. Эти потребители требуют надежного питания после срабатывания аварийной защиты реактора.

Вторую группу потребителей СН составляют механизмы по обеспечению расхолаживания реактора и локализации аварии: аварийные питательные насосы; насосы технической воды; системы аварийного охлаждения зон аварийной и послеаварийной половин реактора и промежуточного контура; насосы вентиляционных систем охлаждения помещений первого контура; спринклерные насосы; масляные насосы турбогенераторов; валоповоротные устройства; перегрузочные машины; системы биологической и технологической дозиметрии. Сети электроснабжения таких нагрузок называются сетями второй категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах являются дизель -генераторы с автоматическим запуском.

Третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения. К ним относятся: главные циркуляционные насосы (ГЦН) с большими маховыми массами; конденсатные, циркуляционные, питательные насосы. Потребители третьей группы не требуют включения при обесточивании системы СН и не участвуют в процессе аварийного расхолаживания реактора. При нормальном режиме работы их питание осуществляется от рабочих трансформаторов СН, а при аварийном — от резервных трансформаторов СН

Для питания потребителей СН АЭС используются следующие сети:

  • — сеть 6 кВ переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью более 200 кВт и понижающих трансформаторов 6/0,4 и 6/0,23 кВ;
  • — сеть 380/220 В переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью до 200 кВт, систем освещения и других нагрузок;
  • — сети 380/220 и 55 В переменного тока с изолированной нейтралью -предназначены для питания устройств электрообогрева оборудования и трубопроводов первого и второго контуров;
  • — сети надежного питания 380 и 220 В переменного и 220 В постоянного тока — предназначены для питания потребителей первой категории надежности;
  • — сети надежного питания 6 кВ и 380/220 В переменного тока — предназначены для питания потребителей второй категории надежности.
Рефераты:  Информация о документе : Министерство обороны Российской Федерации

РУ всех напряжений выполняются с одной секционированной системой сборных шин. Число секций на напряжение 6 кВ выбирается в зависимости от количества ГЦН первого контура и допустимого количества одновременно отключаемых ГЦН (без срабатывания аварийной защиты реактора), а также числа устанавливаемых рабочих трансформаторов СН и их мощности. Не допускается подключение более двух ГЦН (при шести ГЦН на блок) и более одного ГЦН (при четырех ГЦН и менее на блок) к одной секции 6 кВ.

На одном энергетическом реакторе должно быть не менее двух секций 6 кВ, каждая из которых должна присоединяться к рабочему трансформатору СН через свой выключатель, а также автоматически подключаться к шинам резервного трансформатора СН через отдельные выключатели. К этим секциям подключаются потребители 6 кВ третьей группы. Общестанционная нагрузка должна равномерно распределяться между секциями 6 кВ всех блоков.

Для электроснабжения потребителей второй группы число секций на 6 кВ должно соответствовать числу систем безопасности АЭС. Секции должны подключаться к источнику (секциям) нормального питания через последовательно включенные выключатели СВ1 и СВ2 (рис. 44). К секциям HI по схеме автоматического ввода резерва подключаются дизель- генераторы ДГ. При наличии трех систем безопасности состав механизмов СН, подключенных к каждой секции надежного питания, и мощность каждого ДГ должны обеспечивать аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии, следовательно, мощность каждого ДГ должна быть рассчитана на покрытие 100 % нагрузки одной системы безопасности. Взаимное резервирование ДГ не предусматривается.

Схема электроснабжения собственных нужд АЭС

Рис. 44. Схема электроснабжения собственных нужд АЭС

Атомная электростанция (АЭС) — ядерная установка, использующая для производства электрической (и в некоторых случаях тепловой) энергии ядерный реактор (реакторы) и содержащая комплекс необходимых сооружений и оборудования (рис. 45).

Реактор атомной электростаанции (АЭС)

Рис. 45. Реактор атомной электростаанции (АЭС)

Число секций 0,4 кВ для потребителей второй группы Н2 также должно соответствовать числу систем безопасности АЭС, каждая из которых (секция) подключается через отдельный понижающий трансформатор 6/0,4 кВ к определенной секции надежного питания 6 кВ. Резервирование секций 0,4 кВ не предусматривается.

Потребители первой группы надежности питаются от сборок щитов постоянного тока Н4, которые, в свою очередь, получают питание от сети 0,4 кВ через статические преобразователи постоянного тока в переменный. Для резервирования потребителей СУЗ используют дополнительную аккумуляторную батарею АБ.

Схема электроснабжения СН АЭС со связью переменного и постоянного напряжения

Рис. 46. Схема электроснабжения СН АЭС со связью переменного и постоянного напряжения

Выпрямители ВУ выполняют роль подзарядного и зарядного устройств для АБ. Автоматические инверторы АИ, ВУ и АБ представляют собой агрегат бесперебойного питания.

Для питания потребителей машинного зала АЭС и деаэраторной предусматриваются четыре блочные секции 0,4 кВ. Резервное питание последних осуществляется от отдельного трансформатора соседнего блока, который обеспечивает запуск ответственных за сохранность оборудования и работу средств пожаротушения электродвигателей. При аварии надежное питание ответственных потребителей машинного зала и деаэраторной осуществляется от отдельного (четвертого) ДГ. Три масляных насоса системы уплотнения вала генератора питаются от трех систем надежного питания.

Потребители третьей группы питаются от рабочего трансформатора СН, подключенного к выводам генератора, и секций А и Б на 6 кВ, двигатели мощностью 200 кВт и выше — непосредственно от шин 6 кВ, а меньшей мощности — от понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ. Резервное питание секций А и Б осуществляется от резервного трансформатора СН

Потребители второй группы питаются при последовательно включенных выключателях СВ1 и СВ2 от секции HI и понижающего трансформатора 0,4 кВ секции Н2. При аварии секция HI отделяется от секции Б выключателями СВ1 и СВ2. Надежность отделения обеспечивается при отказе даже одного из выключателей. В этом случае устройство АВР подключает к секции HI автономный источник ДГ, который в течение 2 мин принимает нагрузку потребителей на себя. Подключение потребителей к ДГ осуществляется автоматически ступенчато, так как суммарная пусковая мощность двигателей этой группы потребителей значительно превышает мощность ДГ.

Ступенчатый пуск осуществляется таким образом, чтобы активная и реактивная мощности запускаемых электродвигателей не превышали мощности ДГ. При этом наблюдаются колебания напряжения, тока и частоты в системе надежного питания. Поэтому предполагается частотный пуск, при котором напряжение ДГ регулируется автоматически, пропорционально средней частоте вращения группы двигателей, и процесс пуска стабилизируется и становится более устойчивым. Во время эксплуатации один из ДГ может быть выведен в ремонт, тогда запускают два других ДГ и подключают их к шинам надежного питания второй группы потребителей других секций. При выходе из строя на одном блоке двух ДГ блок останавливают.

Потребители первой группы подключаются к секциям надежного питания НЗ и Н4 напряжением 0,4 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока. Автономным источником для этих потребителей является постоянно включенная АБ.

В нормальном режиме потребители первой группы получают электроснабжение от шин надежного питания Н2 через ВУ и АИ. Связь между секциями надежного питания переменного и постоянного напряжений может быть осуществлена обратимым агрегатом (ОА) (рис. 46, б), который состоит из машин постоянного тока и синхронной, находящихся на одном валу.

Обратимый агрегат работает в режиме «синхронный двигатель — генератор постоянного тока» и является подзарядным агрегатом АБ так же, как и ВУ в схеме, показанной на рис. 44, а. При исчезновении напряжения переменного тока на секции Н2 синхронный двигатель — генератор постоянного тока автоматически отделяется от секции НЗ, и обратимый агрегат переходит в режим «двигатель постоянного тока — синхронный генератор», обеспечивая питание потребителей первой группы на переменном напряжении от АБ.

Питающий трансформатор, выпрямитель и автоматический инвертор в комплекте с аккумуляторной батареей составляют агрегат бесперебойного питания. На реакторном блоке устанавливают пять комплектов агрегатов бесперебойного питания: три — для трех систем безопасности и по одному — для питания общеблочной нагрузки и нагрузки информационно-вычислительного комплекса. Все агрегаты бесперебойного питания работают раздельно и не имеют взаимного резервирования, а относящиеся к системе безопасности имеют различные шины двигательной нагрузки и нагрузки управления с целью исключения влияния двигателей на систему управления.

Электроснабжение электродвигателей ГЦН с большими маховыми массами осуществляется от секций А и Б (6 кВ), как и потребителей третьей группы.

При аварийном расхолаживании энергия маховых масс ГЦН используется для циркуляции теплоносителя в необходимом объеме. ГЦН с малыми маховыми массами при потере питания выбегают быстро и не могут обеспечить аварийного расхолаживания реактора. В этом случае применяется схема электроснабжения ГЦН, приведенная на рис. 47.

Схема электроснабжения ГЦН при использовании вспомогательного

Рис. 47. Схема электроснабжения ГЦН при использовании вспомогательного

генератора

Важным элементом реакторного контура является главный циркуляционный насос (ГЦН). В системе мощной АЭС любого типа циркуляция теплоносителя в нормальной эксплуатации принудительная. Большая протяженность циркуляционного контура, составляющая, например, для каждой петли ВВЭР-1000 более 46 м, значительная скорость теплоносителя и стремление к компактности размещения оборудования приводят к значительным сопротивлениям, преодоление которых за счет естественной циркуляции возможно только при малой нагрузке — это и используется в аварийных ситуациях. ГЦН предназначен для работы при высоком давлении, но может работать и при низком -начиная с 2,0 МПа, что необходимо при пусковых операциях.

Schema d’une pompe primaire

Главный циркуляционный насос (ГЦН)

Рис. 48. Главный циркуляционный насос (ГЦН)

В нормальном режиме работают все четыре двигателя ГЦН1—ГЦН4, причем ГЦН1 и ГЦН2 получают питание от дополнительной секции В (6 кВ) и обеспечивают в аварийном режиме расхолаживание реактора. Для этого к секции В подключается вспомогательный генератор ВГ, находящийся на одном валу с основным генератором. Энергия выбега турбогенератора через ВГ используется для работы двигателей ГЦН1 и ГЦН2. Для более длительного поддержания напряжения на двигателях ГЦН1 и ГЦН2 при выбегающем турбогенераторе ВГ имеет многоступенчатую форсировку возбуждения.

Если на одном реакторе устанавливают два турбогенератора, то в цепи присоединения к повышающему блочному трансформатору используют два выключателя, между которыми подключают рабочие трансформаторы СН (рис. 49). При повреждениях в РУ высшего напряжения генераторы блоков отключаются от повышающих трансформаторов соответствующими выключателями, а энергия их выбега идет на питание ГЦН, обеспечивающих аварийное расхолаживание реактора.

Схема электроснабжения ГЦН при использовании энергии турбогенератора

Рис. 49. Схема электроснабжения ГЦН при использовании энергии турбогенератора

На подстанциях потребителями СН являются: электродвигатели систем охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; приводы компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; устройства обогрева выключателей и шкафов с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение; системы пожаротушения, связи, телемеханики, релейной защиты и автоматики.

Электроснабжение наиболее ответственных потребителей СН ПС (цепей управления, защиты, телемеханики, связи, пожаротушения) осуществляется от сети переменного тока через стабилизаторы напряжения и выпрямители или от независимого источника — аккумуляторной батареи. В последнем случае предусматриваются преобразователи для ее заряда. Аккумуляторная батарея работает всегда в режиме постоянного подзаряда для обеспечения непрерывной готовности отдавать запасенную энергию, а также увеличения ее срока службы и упрощения эксплуатации. Подзарядное выпрямительное устройство включается между шинами АБ и шинами 0,4 кВ системы СН В этом случае в нормальных условиях питание потребителей оперативного тока происходит от сети через выпрямительное устройство, а АБ воспринимает «толчковую» нагрузку (например, при включении выключателей). При исчезновении напряжения переменного тока и отключении подзарядного устройства АБ принимает на себя всю нагрузку.

На рис. 50 представлена схема питания СН ПС. На ПС с оперативным переменным током (ПС на напряжения 35-220 кВ без выключателей на высшем напряжении) трансформаторы СН с помощью отпайки присоединяются к выводам главных трансформаторов, что обеспечивает питание цепей управления при потере напряжения на шинах 6-10 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются, оперативные цепи переменного тока питаются через стабилизаторы напряжения СТ.

Схема питания СН подстанций

Рис. 50. Схема питания СН подстанций: а) с оперативным переменным током б) с оперативным постоянным током

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций

На ПС с оперативным постоянным током трансформаторы СН присоединяются к шинам 6—10 кВ РУ НН, от которого осуществляется электроснабжение местной нагрузки. Постоянный оперативный ток применяется на всех ПС с высшим напряжением 330—750, 110—220 кВ с числом масляных выключателей три и более, 35—220 кВ с воздушными выключателями.

Оцените статью
Реферат Зона
Добавить комментарий