Главная страница
Навигация по странице:

  • 5) Виды, достоинства и недостатки нетрадиционных источников электроэнергии (в том числе МГДГ)(магнитогидродинамический генератор)

  • 6) Технологическая схема, достоинства и недостатки АЭС с реакторами типа ВВЭР

  • Недостатки.

  • 8) Технологическая схема, достоинства и недостатки АЭС с реакторами типа БН

  • 9) Особенности синхронных генераторов ЭС различных типов (с паровыми, газовыми гидравлическими турбинами)

  • Схема с одной системой сборных шин

  • Основные достоинства схемы.

  • Секционированная система сборных шин

  • Схема с одинарной секционированной системой шин

  • Каждая секция имеет два источника питания

  • Контрольная по ЭСиП. 1) и 2) Места расположения, технологическая схема, достоинства и недостатки конденсационных (кэс)


    Скачать 0.73 Mb.
    Название1) и 2) Места расположения, технологическая схема, достоинства и недостатки конденсационных (кэс)
    АнкорКонтрольная по ЭСиП.docx
    Дата15.01.2018
    Размер0.73 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаКонтрольная по ЭСиП.docx
    ТипДокументы
    #10767
    страница1 из 4
      1   2   3   4

    1) и 2) Места расположения, технологическая схема, достоинства и недостатки конденсационных (КЭС)

    Теплоэлектро централей (ТЭЦ)

    .Основными особенностями КЭС являются:(для ТЭЦ аналогично!)

    • удалённость от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу электроэнергии на высоких и сверхвысоких параметрах;

    • блочный принцип построения электростанций.

    Мощность КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечивать электроэнергией крупный район страны. Поэтому существует еще одно название этих электростанций - государственная районная электростанция (ГРЭС).

    Рассмотрим упрощенную принципиальную технологическую схему энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой по сути дела как бы отдельную электростанцию со своим вспомогательным оборудованием и центром управления. Связи между блоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

    Построение КЭС по блочному принципу дает следующие преимущества:

    • облегчается применение пара высоких и сверхвысоких давлений вследствие более простой системы трубопроводов;

    • упрощается технологическая схема и повышается надёжность;

    • уменьшается количество резервного технологического оборудования;

    • сокращается объём строительных и монтажных работ;

    • обеспечивается удобное расширение электростанций, причём новые блоки при необходимости могут отличаться от предыдущих.

    Технологическая схема КЭС (блока) (рис.1.1) состоит из нескольких подсистем:

    • топливоподачи (со складами его хранения) -1;

    • топливоприготовления - 2;

    • основного пароводяного контура: (котёл 3 с горелками 4; турбина 5, конденсатор 6; конденсатный насос 9; подогреватель низкого давления 16; деаэратор 15; питательный насос 12; подогреватель высокого давления 11; водяного экономайзера 8;)

    • воздушного экономайзера 10;

    • циркуляционного водоснабжения (циркуляц. насос 7);

    • золоулавливания и золоудаления (дымосос 14);

    • электрической части станции.(G, Т, ОРУ)

    Недостатки:

    • тепловое загрязнение атмосферы;

    • электромагнитное загрязнение, обусловленное влиянием линий высокого и сверхвысокого напряжения;

    • загрязнение гидросферы (тёплая вода, охлаждающая конденсатор);

    • влияние на литосферу, сказывающееся в извлечении больших масс топлива из земли, захоронение продуктов сгорания (зола и шлаки).

    3) Места расположения, технологическая схема, достоинства и недостатки ГЭС

    Ученые уже давно оценили возможности гидроэнергетики и ее значительную эффективность по сравнению с такими видами топлива, как ядерное или угольное. Несомненно, что гидроэлектростанции имеет значительные преимущества над выше упомянутыми сферами энергетики. Также они имеют и недостатки. Но это статье, в основном, мы рассмотрим основные преимущества гидроэнергетики.
    Первое на что стоит обратить внимание, что для выработки электроэнергии на гидроэлектростанции нет необходимости доставлять какие-либо расходные материалы, как, к примеру, в случае атомной энергетики. Ничего не надо транспортировать. А при работе гидроэлектростанции почти нет вредных выбросов, если сравнивать с угольной промышленностью.

    С помощью плотин, которыми оснащена гидроэлектростанция, легко можно регулировать нужный поток воды, спускать или наполнять резервуары. Кроме того, водяные электростанции простые в эксплуатации, по сравнению с атомными или тепловыми электростанциями.

    Вода, которая используется в роботе гидроэлектростанций, вполне пригодна для того, чтобы в ней разводить рыбу или использовать в сельскохозяйственных целях. То есть преимуществ данного вида электростанций, с одной стороны, предостаточно для того, чтобы начать массовое строительство. Но есть один значительный минус – это засорение плодородных земель, в том случае, если такая электростанция функционирует на равнинной территории. Помимо того, если на одной речке построить несколько гидроэлектростанций, их продуктивность значительно снизится. Это связано с тем, что при использовании большого количества воды, скорость водотока значительно уменьшится.

    Еще один важный момент в том, что многие недобросовестные руководители электростанций в большинстве случаев экономят на плотинах и устанавливают плотины без рыбоподъемников, что может стать причиной исчезновения некоторых видов рыбы в определенных районах.

    Также значительный вред может принести разрушение самой плотины. Поэтому оценивая все за и против, необходимо усовершенствовать сферу гидроэнергетики или более активно развивать другие виды энергетики.

    Стоит также упомянуть о малых гидроэлектростанциях, которые могут обеспечивать электричеством небольшие поселки или районы. Для размещения такой электростанции нужен небольшой водоток. Кроме того, эффективность такого рода станций в том, что в их конструкции нет плотин.

    4) Места расположения, технологическая схема, достоинства и недостатки ЭС с паровыми установками ГТЭС и ПГУ

    Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВт. Принципиальная схема технологического цикла заключается в следующем (рисунок 1.4)

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-5.png

    Рисунок 1.4 Технологическая схема ГТЭС

    Топливо подаётся в камеру сгорания, туда же подаётся сжатый воздух от компрессора. Продукты сгорания отдают энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и электрический генератор. Запуск установки осуществляется от стартового двигателя М и составляет 1 - 2 мин. Это позволяет ГТЭС использовать для покрытия пиков нагрузки. Основная часть тепла выбрасывается в атмосферу, что обуславливает низкий КПД = 25 - 30% и значительное влияние на экологию.

    Для повышения экономичности ГТЭС разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора. Пар из парогенератора направляется в паровую турбину, а продукты сгорания - на газовую. Таким образом, ПГУ имеют два генератора, приводимых во вращение: один - паровой, другой - газовой турбиной. В настоящее время разработаны установки ПГУ мощностью 200-250МВт

    5) Виды, достоинства и недостатки нетрадиционных источников электроэнергии (в том числе МГДГ)(магнитогидродинамический генератор)

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-6.png

    Рисунок 1.5 Технологическая схема ЭС с МГД-генератором

    Топливо, вместе с легкоионизируемой присадкой (К2СО3) вводится в камеру сгорания 1, куда подаётся воздух компрессором 6. Воздух подогревается в воздухонагревателе 5. Продукты сгорания, представляющие ионизированный газ, направляются в МГД - канал 2, пронизываемый магнитным полем большой напряжённости, созданным магнитной системой 3. Ионы осаждаются на токосъёмниках, создающих напряжение постоянного тока, которое преобразуется инвертором 4 в переменное напряжение.

    Выхлоп МГД - канала при температуре около 2000 градусов К направляется в котёл 8, используемый для нагревания воды. Пароводяной контур, состоящий из турбин 7, конденсатного насоса 10 приводит во вращение генератор G.

    За счёт более полного срабатывания тепловой энергии продуктов сгорания КПД такого цикла может достигать 50 - 60 %, в то время как тепловая станция имеет КПД = 40%.

    Учитывая, что такая установка должна работать длительно, основной проблемой в её создании является получение надёжных конструкционных материалов МГД - канала. Такая проблема ещё не решена.

    Возможна реализация МГДГ на продуктах взрыва. Известно, что при взрыве образуется мощная ударная волна, за фронтом которой резко увеличивается температура. При введении щелочных добавок за фронтом ударной волны может быть получен слой газа с высокой удельной электрической проводимостью и высокой скоростью. При давлении в МГД --канале такой высокопроводящий поршень обеспечивает импульсное генерирование значительной электрической мощности.

    6) Технологическая схема, достоинства и недостатки АЭС с реакторами типа ВВЭР

    Технологическая схема АЭС с реактором ВВЭР




    В реакторе ВВЭР в качестве теплоносителя и замедлителя используется вода под давлением, созданным главным циркуляционным насосом ГЦН, которая переносит тепло из активной зоны реактора ЯР в парогенератор. Число реакторных контуров для реактора ВВЭР - 1000 - 4 и столько же ГЦН. ГЦН должен обеспечивать циркуляцию теплоносителя в нормальных и аварийных режимах.

    Для компенсации температурных изменений объёма воды в одной из реакторных петель устанавливается компенсатор объёма КО с электронагревателем (ЭН). Электронагреватели обеспечивают испарение воды в КО и поддержание заданного давления пара над уровнем воды в реакторном контуре.

    Для предотвращения вскипания теплоносителя, при аварийном положении АЭС, электронагреватели должны быть обеспечены электроснабжением, допускающим перерывы питания только на время включения резервного питания.

    В нормальном режиме работы реактора необходима подпитка первого контура, которая осуществляется подпиточным насосом ППН, забирающим воду из деаэратора. Кроме того, для регулирования количества тепловых нейтронов, то есть регулирования мощности реактора, используют в качестве замедлителя борированную воду, которая подаётся насосами НБК 1,2. Подпиточный насос используется для подпитки первого контура в режиме «малых течей».

    Перегрузка и выдержка тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) осуществляется в бассейне под слоем воды (БТВЭЛ). Для охлаждения воды предусматриваются теплообменник ТО и насос НО ТВЭЛ. В эту систему может быть подана борированная вода. Этот насос должен быть обеспечен бесперебойным питанием.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-9.png

    Рисунок 2.1 Технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР

    В режиме нормальной эксплуатации реактора первостепенную роль играет система управления и защиты реактора (СУЗ). Механизмы управления СУЗ являются важнейшими элементами системы регулирования и обеспечения ядерной безопасности. Поэтому электропривод механизмов СУЗ требует особо надёжного питания.

    Безопасность АЭС обеспечивают кроме систем нормальной эксплуатации локализующие системы и система аварийного охлаждения активной зоны реактора - САОЗ. Назначение двух последних систем - не допустить распространения радиоактивности за пределы герметичных помещений АЭС даже при полном разрыве главного циркуляционного контура (максимальная проектная авария - МПА).

    Аварийное охлаждение зоны обеспечивается тремя независимыми системами. Состав одной из систем мы и рассмотрим.

    Она включает баки аварийного запаса борного раствора АЗБР, теплообменник расхолаживания ТОР, спринклерные насосы СН, насосы аварийного расхолаживания низкого и высокого давления НАР. При нарушении герметичности реакторного контура и небольшой течи включаются НАР, подающие борированный раствор в контур. Если имеет место МПА и давление в реакторе падает, то для предотвращения вскипания воды в реакторе в пространство над активной зоной и под неё автоматически подаётся вода из гидроаккумулирующих ёмкостей ГАЕ. Одновременно подаётся борированная вода в спринклерные установки. Пар конденсируется в струях воды от спринклерных установок, предотвращая повышение давления в герметичной оболочке. В приямках собирается вода, охлаждается в теплообменнике ТОР и вновь заканчивается в контур и в спринклерные установки до полного расхолаживания реактора. Электрооборудование этой системы САОЗ допускает перерыв питания до 30-60 сек.

    Технологическая схема второго контура АЭС практически не отличается от аналогичной схемы КЭС. Назначение системы - обеспечение работы турбин за счёт производства пара в парогенераторе (ПГ), его срабатывания на турбине; конденсации пара и последующей подачи воды в парогенератор. В реакторах ВВЭР-1000 рабочий питательный насос имеет турбопривод. Кроме рабочего предусмотрен пускорезервный насос с электроприводом, имеющий надёжное питание.

    На АЭС имеется развитая система технического водоснабжения. Эта система используется как для охлаждения главного конденсатора с помощью циркуляционного насоса, так и для других ответственных потребителей (теплообменников САОЗ, теплообменника выдержки ТО и т.д.) с помощью специальных насосов, требующих надежного питания.

    Высокой надёжности электроснабжения требуют противопожарные насосы.

    Достоинства.

    1. Практически отсутствует влияние на экологию, так как имеет место только тепловое загрязнение гидросферы и атмосферы.

    2. Относительно высокий КПД ≈36%.

    3. Малый объем горючего и длительный (3 года) срок работы до его перезагрузки.

    Недостатки.

    1. Сложность захоронения отходов.


    7) Технологическая схема, достоинства и недостатки АЭС с реакторами типа РБМК

    Технологическая схема АЭС с реактором РБМК




    Реакторы РБМК имеют канальное исполнение, теплоносителем является вода, замедлителем - графит. Мощность реактора определяется числом параллельных технологических каналов (рисунок 2.2.).

    Вода по индивидуальным трубопроводам (836 каналов для одной половины РБМК - 1000) подаётся к технологическим каналам 5 реактора 6, где нагревается до температуры насыщенного пара. Пароводяная смесь по индивидуальным трубопроводам поступает в барабаны - сепараторы 11. Пар из сепараторов подаётся на турбину. Конденсат от турбины питательным насосом опять подаётся на сепараторы 11, откуда главным циркуляционным насосом ГЦН 13 вновь подаётся в реактор.

    Таким образом, АЭС с РБМК - одноконтурная, пар, полученный в сепараторе, имеет слабую радиоактивность. Система реакторного контура РБМК, называемая контуром многократной циркуляции (МПЦ ), состоит из двух самостоятельных частей, в каждую из которых входят два барабана - сепаратора, трубопровод воды, всасывающий 12 и напорный 15 коллекторы, ГЦН 13, разделительные групповые коллекторы 10, а также запорная арматура 14.

    Кроме контура МПЦ в реакторе существуют замкнутые автономные системы охлаждения каналов СУ3 , состоящие из теплообменника 3, насоса 2, и бака аварийного запаса воды 4. Аналогичные системы охлаждения предусмотрены для кольцевого бака биологической защиты и металлоконструкций, а также бассейна выдержки и перегрузки тепловыделяющих элементов 19, 20, 22. Насосы этих систем требуют надёжного электроснабжения от автономных источников.

    Система аварийного охлаждения реакторов ( САОР ) канального типа состоит из двух подсистем: основного и дополнительного расхолаживания. Каждая подсистема состоит из трёх независимых групп (на рисунке показана одна группа).

    Основная подсистема САОР состоит из гидроаккумулирующих ёмкостей 21, вода в которых находится под давлением азота (10 Мпа ), превышающим давление теплоносителя в контуре МПЦ. В эту систему вода может подаваться аварийным питательным насосом. Эта подсистема включается в работу при МПА. При этом открываются задвижки 18 и вода из ёмкостей 21 подаётся в групповые коллекторы 10, а из них в технологические каналы. Электроснабжение быстродействующих задвижек должно обеспечиваться бесперебойным питанием.

    Подсистема длительного расхолаживания включается после запуска аварийных источников питания и обеспечивает подачу обессоленной воды с помощью насосов 17 и 24 из барбатера 7 и бака 23 в реактор.

    Для снижения давления в бассейне - барботере используется спринклерная система (8, 9, 25).

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-10.png

    Рисунок 2.2 Технологическая схема АЭС с реактором типа РБМК

    Электронасосы 17, 20, 24 требуют надёжного электропитания.

    Технологическая схема турбоустановки почти не отличается от схем КЭС.

    Достоинства.

    1. Практически отсутствует влияние на экологию.

    2. Низкие параметры теплоносителя, следовательно, менее жесткие

    Требования к технологии производства основных элементов ППУ.

    3. Возможность ремонта каналов без остановки АЭС в целом.

    4. Возможность наращивания мощности блока путем увеличения числа каналов.

    Недостатки.

    1. Недостаточно высокая надежность (Чернобыльская АЭС).

    2. Сложность захоронения отходов.


    8) Технологическая схема, достоинства и недостатки АЭС с реакторами типа БН

    Технологическая схема АЭС с реакторами типа БН




    АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), реакторами-размножителями, используются для получения тепла и электроэнергии, а также для производства ядерного топлива. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рисунке 2.3. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из урана U-238, который в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Рк -239. Последний может быть использован на АЭС в качестве ядерного горючего.

    Теплоносителем в реакторе типа БН, как правило, используется жидкий натрий, который бурно реагирует с водой и паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, схему АЭС выполняют трехконтурной (с жидкометаллическим промежуточным контуром).

    Первый контур предназначен для снятия тепла с реактора и передачи его теплоносителю второго контура. Первый циркуляционный контур состоит из активной зоны и зоны воспроизводства (реактора 1) теплообменников 2 и насосов 3, связанных между собой каналами, по которым циркулирует теплоноситель (радиоактивный натрий).

    На действующих и строящихся АЭС с реакторами, охлажденными жидким металлом, применяются два конструкционных варианта первого контура. В одном варианте (смотри рисунок 2.3) контур циркуляции теплоносителя состоит из нескольких петель и оборудование располагается в индивидуальных корпусах, соединенных трубопроводами. Такая компоновка называется петлевой или контурной. Во втором варианте все оборудование первого контура размещается в едином прочном корпусе. Это интегральная компоновка (баковая, погруженная). По второму варианту выполнены, в частности, установки типа БН-600.

    Циркуляция теплоносителя первого контура в установках типа БН-600 осуществляется тремя главными циркуляционными насосами, с напора которых по напорным трубопроводам натрий поступает в напорную камеру реактора, где поток распределяется по тепловыделяющим сборкам (ТВС) активной зоны и зоны воспроизводства.

    Пройдя активную зону реактора, натрий с температурой http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-11.pngС поступает в шесть параллельно включенных промежуточных теплообменников через кольцевой зазор в защите вокруг активной зоны.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-12.png

    Рисунок 2.3. Технологическая схема АЭС с реактором типа БН

    Натрий первого контура проходит сверху вниз в межтрубном пространстве теплообменников и выходит при температуре http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-13.pngС в три переливные камеры, откуда забирается насосами, которые подают его обратно в реактор.

    Нормальную работу первого контура реакторов типа БН обеспечивают системы очистки, приготовления, хранения, подачи и приема натрия, газовая система, система обогрева и т.д.

    Высокая химическая активность натрия по отношению к кислороду воздуха обусловила применение инертного газа, исключающего непосредственный контакт расплавленного натрия с воздухом. Все натриевые системы выполняются герметичными, и газовые полости над теплоносителем заполняются осушенным и очищенным от кислорода газом, не взаимодействующим с натрием при рабочих температурах (аргон, гелий).

    В состав газовой системы кроме газовых объемов реактора, насосов входят газовые баллоны-ресиверы объемом 4-5 м3 при давлении до 20 МПа, ловушки паров натрия, устанавливаемые на газовых линиях, система очистки газа.

    Жидкометаллические теплоносители имеют температуру плавления http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-14.pngС, поэтому для обеспечения разогрева контуров перед заполнением теплоносителем и поддержания его в горячем состоянии служит система газового разогрева, включающая газодувки, подогреватели, а также внутренние и наружные камеры обогрева корпуса реактора и другого оборудования. Обогрев вспомогательных систем с натрием осуществляется, как правило, электронагревательными элементами.

    Параметры первого контура контролируются системой, включающей в себя ионизационные камеры, датчики температуры, давления, электромагнитные расходомеры, датчики числа оборотов ГЦН, тока и напряжения на электродвигателях ГЦН и на электромагнитных насосах. Главные циркуляционные насосы обслуживаются масляной системой, в состав которой входят насосы, холодильники, фильтры, трубопроводы с арматурой, система управления и контроля.

    Все эти системы, обеспечивающие нормальную работу первого контура, требуют надежного электроснабжения.

    Второй (промежуточный) контур предназначен для передачи тепла от первого контура рабочему телу в парогенераторах 5 (смотри рисунок 2.3) и пароперегревателях 4. В состав второго контура входят, кроме парогенераторов 5 и пароперегревателей 4, циркуляционные насосы 7 и вспомогательные системы, аналогичные системам первого контура.

    В установках типа БН теплоноситель (нерадиоактивный натрий) с помощью насосов 7 второго контура подается в теплообменники 2 натрий-натрий, нагревается в них до http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-15.pngС, затем направляется в пароперегреватели 4 и парогенераторы 5, где, отдавая тепло рабочему телу, охлаждается до http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-16.pngС и поступает на вход циркуляционных насосов 7. С целью исключения перетечек активного натрия в неактивный (в промежуточных теплообменниках 2) давление во втором контуре больше, чем в первом. В системе компенсации давления используется аргон.

    Назначение и состав третьего (пароводяного) контура такие же как у любой тепловой станции. Питательная вода поступает из главного конденсатора 10 (смотри рисунок 2.3) на всос конденсатного насоса 11 и далее в деаэратор 8. Питательным насосом 6 вода забирается из деаэратора и подается на парогенератор 5 (испаритель), где отбирает тепло у теплоносителя второго контура и превращается в пар. Пар из парогенератора поступает в пароперегреватель 4 и далее на турбину 9, где и срабатывается, вращая последнюю. Отработавший пар из турбины сбрасывается в главный конденсатор, где охлаждается, конденсируется и превращается в питательную воду.

    Турбина связана муфтой М с генератором G, в котором механическая энергия превращается в электрическую энергию. Электрическая энергия подается на потребители собственных нужд (СН) и через повышающий трансформатор Т на открытое распределительное устройство (ОРУ).

    Основное достоинство АЭС с реакторами типа БН- их способность воспроизводить ядерное горючее. Эти станции, как и другие АЭС, не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков.

    Основные недостатки:

    • большие удельные тепловыделения в охлаждающую воду;

    • низкий КПД http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-17.png;

    • необходимость надежного захоронения радиоактивных отходов.

    9) Особенности синхронных генераторов ЭС различных типов (с паровыми, газовыми гидравлическими турбинами)

    Основное оборудование электрической части электростанций. Синхронные генераторы




    Так как напоры и расходы воды на различных гидроэлектростанциях отличаются большим разнообразием, частота вращения гидрогенераторов лежит в широком диапазоне, от 60 до 750 об/мин

    Гидрогенераторы выполняются с явнополюсными роторами, как правило, с демпферной обмоткой, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Статор гидрогенераторов в отличие от турбогенераторов выполняется разъёмным. Он делится по окружности на несколько (от двух до шести) равных частей. Это значительно облегчает его транспортировку и монтаж.

    В настоящее время достаточно широко применяются капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие гидрогенераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготавливают на мощность несколько десятков мегавольтампер. Это тихоходные генераторы (n= 60-150 об/мин) с явнополюсным ротором.

    На всех АЭС в качестве резервных источников электроснабжения используются дизель-генераторы (ДГ), синхронные генераторы у которых соединены с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генераторы снабжаются маховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

    Важнейшей особенностью современных мощных синхронных генераторов является наличие у них достаточно сложной системы охлаждения, усложняющей конструкцию генератора и требующей особого внимания при эксплуатации. Во время работы в генераторе возникают потери энергии, превращающиеся в теплоту и нагревающие его элементы. Хотя КПД современных генераторов очень высок (достигает 98,75%) и относительные потери составляют всего 1,25-2%, абсолютные потери весьма велики (до 12,5 МВт в машине 1000 МВт), что приводит к значительному повышению температуры активной стали, меди и изоляции обмоток статора и ротора.

    Под действием теплоты происходит ухудшение электроизоляционных свойств, понижение механической прочности и эластичности изоляции. Она высыхает, крошится и перестает выполнять свои функции. Опытным путем установлено, что процесс «старения» изоляции протекает тем быстрее, чем выше её температура. Математически это выражается формулой

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-23.png, (3.3)

    где: Т- срок службы изоляции при температуре http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-24.pngC;

    To - срок службы изоляции при t=0oС (http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-25.png

    а - коэффициент, зависящий от скорости старения изоляции (по нормам МЭК а=0,112).

    По так называемому шестиградусному правилу, установленному экспериментально и положенному в основу расчета температурных режимов электрооборудования во многих странах (нормы МЭК), при повышении температуры изоляции на http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-26.png(в пределах http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-27.pngС) срок её службы уменьшается в два раза. Например, если расчетный срок службы изоляции при длительном воздействии температуры http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-28.pngравен 20 годам, то при увеличении рабочей температуры до http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-29.pngон снизится до 10 лет, а при температуре http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-30.pngокажется равным всего 5 годам.

    Очевидно, что изоляция должна работать при такой температуре, при длительном воздействии которой она сохранит свои изоляционные и механические свойства в течении времени, сравнимого со сроком службы генератора. Для того, чтобы температура генераторов во время их работы оставалась в допустимых пределах, необходим непрерывный интенсивный отвод теплоты от них, который и выполняется при помощи системы охлаждения.

    Турбогенераторы выполняются с воздушным, водородным, водородно-жидкостным или чисто жидкостным охлаждением. Гидрогенераторы имеют воздушное или воздушножидкостное охлаждение.

    По способу отвода теплоты от меди обмоток системы охлаждения подразделяются на косвенные и непосредственные. При косвенном охлаждении, которое применяется только при газах, охлаждающий газ (воздух, водород) не соприкасается с проводником обмоток. Теплота, выделяемая в последних, передается газу через изоляцию, которая значительно ухудшает теплопередачу.

    При непосредственном охлаждении водород, вода или масло (непосредственное охлаждение с воздухом в качестве охлаждающей среды применяется лишь в гидрогенераторах) циркулируют по внутрипроводниковым каналам, соприкасаются с нагретой медью и отводят от неё теплоту при максимальной эффективности теплоотдачи.

    В настоящее время косвенное воздушное охлаждение применяется ограниченно: в ТГ только до 12 МВт и в гидрогенераторах до 150-160 МВт. Косвенное водородное охлаждение сохранилось только в ТГ 30-60 МВт и в синхронных компенсаторах (СК) 32 МВА и выше, так как увеличение единичной мощности при косвенной системе охлаждения ограничено превышением температур в изоляции и стали над температурой охлаждающей среды.

    Дальнейшее повышение единичной мощности ТГ оказалось возможным лишь при переходе на систему непосредственного охлаждения. Такое охлаждение широко применяется в машинах от 60 МВт до 1000 МВт.

    Известно, что наилучшей охлаждающей средой является дистиллированная вода. Получение дистиллята с высоким (http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-31.pngОм/см) удельным сопротивлением не представляет трудностей. Поэтому при жидкостном охлаждении преимущественно применяется вода. Теплоотводящая способность трансформаторного масла примерно в 2,5 раза ниже, чем воды; масло пожароопасно и поэтому значительно реже ( в основном для трансформаторов) применяется в качестве охлаждающей среды.

    Для непосредственного охлаждения статора и ротора ТГ широко применяется также водород.

    Турбогенераторы с непосредственным охлаждением делятся на следующие четыре группы:

    • с косвенным охлаждением статора и непосредственным охлаждением ротора водородом (ТГ серии РВФ мощностью 60, 100, 120 МВт);

    • с непосредственным охлаждением статора и ротора водородом (ТГ серии ТГВ-200 и ТГВ-300, циркуляция водорода в которых создается компрессором, установленным на валу ротора со стороны контактных колец);

    • с непосредственным жидкостным охлаждением статора и непосредственным водородным охлаждением ротора (ТГ серии ТВВ мощностью 150, 200, 300, 500, 800, 1000, 1200, МВт);

    • с непосредственным жидкостным охлаждением статора и ротора (ТГ типа ТВМ-300, у которых статор охлаждается маслом, а ротор водой; ТГ типа ТГВ-500, с непосредственным водяным охлаждением обмоток статора и ротора; сердечник статора ТВГ-500 охлаждается водородом).

    Особенности конструкции генераторов и их систем охлаждения изучается в курсе «Электрические машины», но даже простой перечень их видов показывает сложность изготовления и эксплуатации как самих машин так и систем их охлаждения.

    Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов (СК) по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается.

    В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в ЭЭС допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной кратности тока, отнесенной к номинальному.

    10) Схемы электрических соединений на стороне 6-10кВ







    Схемы электрических соединений должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к главным схемам по надежности, возможности проведения ремонта, оперативной гибкости, экономической целесообразности, возможности опробования и вывода в ремонт выключателей без нарушения работы присоединения. Различают два основных типа схем электрических соединений с Umin = 6…10кВ.

    - схемы с одной системой сборных шин,

    - схемы с двойной системой сборных шин.

    Схема с одной системой сборных шин

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-299.png

    Рисунок 10.1. Схема с одной несекционированной системой сборных шин.

    Наиболее простой схемой электроустановок на 6-10кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин (рисунок 10.1). Источники питания в схеме присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. Для отключения присоединения используется один выключатель.

    Если же выключатель выводится в ремонт, то алгоритм отключения следующий:

    - отключается выключатель Q5,

    - отключается шинный разъединитель QS5,

    - отключается линейный разъединитель QS6.

    Операции с разъединителями необходимы только для обеспечения безопасности при ремонтных работах.

    Основные достоинства схемы.

    1. Однотипность и простота операций с разъединителями, благодаря чему снижается аварийность из-за неправильных действий персонала.

    2. Возможность использования комплектных РУ, что позволяет снизить стоимость монтажа, широко использовать механизацию.

    Недостатки схемы.

    1. При ремонте сборных шин или шинных разъединителей необходимо снять напряжение с шин, что приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей.

    2. КЗ на сборных шинах вызовет отключение всех источников питания, следовательно, потерю электроснабжения всех потребителей.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-300.png

    Рисунок 10.2. Схема с одной секционированной системой шин.

    Секционированная система сборных шин

    Указанные недостатки частично устраняются разделением сборных шин на секции. Рассмотрим одну секционированную систему сборных шин на примере рисунка 10.2.

    Схема имеет те же достоинства и недостатки, что и схема с одной несекционированной системой шин. Вместе с тем, авария на сборных шинах приводит к отключению лишь части шин и половины потребителей, а вторая половина присоединений остается под питанием. В этой схеме секционный выключатель QB в нормальном режиме может быть включен, если надо обеспечить параллельную работу источников. Выключатель QB может быть в нормальном режиме и отключен. Тогда секции сборных шин получают питание каждая от своего источника. При выходе из строя одного источника или коротком замыкании на линии соответствующий выключатель Q и разъединитель QS отключаются, а секционный выключатель QВ включается.

    Недостатки схемы.

    1. При ремонте одной из секций ответственные потребители, нормально питающиеся от двух секций, остаются без резерва.

    2. Потребители, нерезервированные по питанию, отключаются на всё время ремонта секции.

    Схема с одинарной секционированной системой шин получила широкое распространение в системе питания собственных нужд АЭС.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-301.png

    Рисунок 10.3. Две секции шин нормальной эксплуатации.

    1. Шины нормальной эксплуатации выполняются секционированными. Каждая секция получает питание от основного и резервного источников (рисунок 10.3). Резервный источник подключается при отключении основного источника. Число секций определяется требованиями к надежности и безопасности технологического процесса на АЭС. В качестве основного и резервного источников используются трансформаторы.

    Взаимное резервирование между секциями одинарной системы сборных шин в рассматриваемом случае не предусматривается, то есть секционные выключатели QВ не предусматриваются.

    2. Шины надежного питания потребителей 2 группы выполняются одинарными секционированными. Между секциями, к которым подключены потребители систем аварийного расхолаживания (САОЗ), резервирование не предусматривается. Число секций шин надежного питания САОЗ определяется количеством систем САОЗ, которых для реакторов ВВЭР и РБМК устанавливается по три на блок.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-302.png

    Рисунок 10.4. Одна секция надежного питания потребителей второй группы системы безопасности.

    Каждая секция имеет два источника питания:

    • источник основной - шины нормальной эксплуатации;

    • источник резервный - дизель генератор.

    На АЭС секции шин надежного питания потребителей машинного зала ВJ (паротурбинной установки и вспомогательного оборудования генератора) и реакторного отделения ВК связываются (рисунок 10.5) между собой секционными выключателями (QВ1, QВ2). В нормальных режимах питание на эти шины подается от шин нормальной эксплуатации через выключатели Q1 и Q3. При отключении одного из выключателей (Q1 или Q3) включаются секционные выключатели QВ1 и QВ2, обеспечивая резервирование питания потребителей шин ВJ и ВК. Если включение секционных выключателей не произойдет, то в качестве резервного источника питания секций ВJ и ВК будут использоваться дизель генераторы.

    http://esis-kgeu.ru/images/stories/elstipst/elst_i_pst-303.png

    Рисунок 10.5. Секции надежного питания общеблочных потребителей второй группы.
      1   2   3   4
    написать администратору сайта