Назначение оперативной блокировки – исключение ошибочных действий оперативного персонала при операциях с разъединителями, отделителями, работе с тележками КРУ и с заземляющими ножами.
При отключении и включении рабочих токов, включении заземляющих ножей на участок ошиновки, находящейся под напряжением, возникает открытая дуга между контактами, которая представляет опасность для оперативного персонала и приводит к повреждению оборудования.
Чтобы не допустить такой ситуации все разъединители должны быть сблокированы со своими выключателями, а заземляющие ножи – со своими разъединителями.
Основные требования к оперативной блокировке:
- Блок-замки блокировки должны запирать приводы разъединителей только в крайних положениях «включено» и «отключено»; они не должны запирать привод разъединителя в промежуточном положении;
- Оперативная блокировка не должна давать ложное разрешение на операции с разъединителями при исчезновении напряжения оперативного тока или неисправностях самой оперативной блокировки.
В том случае, если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, необходимо прекратить переключения и проверить:
- Правильность выбранного присоединения;
- Положение коммутационных аппаратов, связанных с производством переключений;
- Целостность предохранителей в цепях питания блокировки или включенное положение автоматов;
- Исправность электромагнитного ключа.
Если будет выявлена неисправность оперативной блокировки, об этом необходимо сообщить лицу, отдавшему распоряжение о переключениях. Оперативному персоналу самовольно запрещается деблокировать оперативную блокировку.
Деблокирование (со снятием пломб) производится с разрешения лица, имеющего на это право приказом по предприятию (обычно старший диспетчер, начальник ПС и главный инженер).
Бланк переключений переписывается заново, в него вносится запись о деблокировке. Ну, и, конечно, релейный персонал организовывается на поиск неисправности.
Виды блокировок:
- Механическая;
- Электромеханическая;
- Электромагнитная;
- Логическая (цифровая).
Механическая блокировка – это блокировка непосредственного действия, которая может быть выполнена на близко расположенных аппаратах. Например, блокировка разъединителя со своим выключателем в КРУ выполняется в виде запирающей рукоятки, когда при включенном положении выключателя запирается разъединитель и оперировать им не разрешается. Точно таким же образом выполнена механическая блокировка заземляющих ножей со своим разъединителем (когда разъединитель включен, заземляющие ножи надежно заперты рукоятками). Такая блокировка применяется в РУ до 220кВ. Достоинство этой блокировки – простота, недостаток – узкая область применения, может быть выполнена только на близко расположенных аппаратах.
Электромеханическая блокировка более сложная, она применяется в тех случаях, когда есть только дистанционное управление аппаратами со щита управления. Эта блокировка состоит из целого комплекса замков на ключах управления, каждый из которых имеет свои секреты. Открываются эти замки своими ключами только в том случае, если операции с данным аппаратом оперативная блокировка разрешает. Эта блокировка достаточно надежная, однако у нее есть один недостаток – она может быть выполнена только при отсутствии местного управления и только в пределах одной ячейки или системы шин.
Электромагнитная блокировка лишена всех этих недостатков. Она универсальна и может охватывать любое количество присоединений на любой по площади территории. Она условно надежна. Недостатком можно считать наличие длинных кабелей, плохая регулировка контактов КСА разъединителей и ножей, обрывы в кабельных жилах.
Принцип действия электромагнитной блокировки:
Исполнительным органом электромагнитной блокировки является блок-замок, устанавливаемый на приводе каждого коммутационного аппарата. В этом замке есть контакты, на которых напряжение будет только в том случае, если допускаются операции с приводом. Блок-замок отпирается с помощью электромагнитного ключа. Ключ – один на все присоединения.
| Техника операций с разъединителями и отделителями - Обслуживание разъединителей, отделителей и короткозамыкателей |
| Страница 2 из 2 Прежде чем включать или отключать разъединители (отделители), производят их внешний осмотр. Разъединители, привод и блокирующие устройства не должны иметь повреждений, препятствующих выполнению операции. Оперативному персоналу запрещается выполнять операции с разъединителями и отделителями, изоляторы которых имеют трещины. Не рекомендуется также выполнять операции с разъединителями под напряжением, если в процессе переключений эти операции могут быть выполнены, когда напряжение с разъединителей будет снято отключением соответствующего выключателя. Включение разъединителей ручным приводом производят быстро и решительно, но без удара в конце хода. При появлении дуги ножи не следует отводить обратно, так как при расхождении контактов дуга может удлиниться, перекрыть промежуток между фазами и вызвать КЗ. Операция включения во всех случаях продолжается до конца. При соприкосновении контактов дуга погаснет, не причинив особого повреждения оборудованию. Отключение разъединителей, наоборот, производят медленно и осторожно. Вначале делают пробное движение рычагом привода для того, чтобы убедиться в исправности тяг, отсутствии качаний и поломок изоляторов. Если в момент расхождения контактов между ними возникает сильная дуга, разъединители необходимо немедленно включить и до выявления причины образования дуги операции с ними не производить. Исключением из этого правила является отключение отделителями и разъединителями намагничивающих и зарядных токов. Операции в этих случаях должны производиться быстро, чтобы обеспечить погасание дуг на контактах. Применение электродвигательных и ручных приводов с червячной передачей при таких операциях не рекомендуется. Операции с однополюсными разъединителями 6-10 кВ, производимые с помощью оперативных штанг, должны выполняться в той очередности, которая представляет собой наименьшую опасность в случае ошибочного отключения разъединителей под нагрузкой. При смешанной нагрузке наиболее безопасно отключение по очереди первого из трех разъединителей, так как при этом не возникает сильной дуги, даже если по цепи проходил рабочий ток. В момент выхода ножа из губки между ними может проявиться лишь сравнительно небольшая разность напряжений, так как с одной стороны ножа разъединитель будет находиться под напряжением источника питания, в то время как с другой его стороны будет поддерживаться некоторое время примерно одинаковая ЭДС, наводимая вращающимися при питании по двум фазам синхронными и асинхронными двигателями нагрузки, а также за счет конденсаторных батарей, установленных в распределительных сетях. При отключении второго разъединителя появится опасная дуга. Третий разъединитель вообще не будет отключать никакой мощности. Так как отключение второго по очередности разъединителя представляет собой наибольшую опасность, он должен находиться по возможности дальше от разъединителей других фаз. Поэтому отключение однополюсных разъединителей начинают с разъединителя, занимающего среднее положение. Вторым отключают один из двух крайних ножей, затем - другой крайний. Включение производится в обратной последовательности. При операциях отключения и включения разъединителями и отделителями намагничивающих и зарядных токов должны быть заранее известны или предварительно определены значения этих токов. О допустимости операций указывается в местных инструкциях. Рекомендуется соблюдать указанный ниже порядок использования отделителей и разъединителей. В электрических цепях напряжением 35-220 кВ, имеющих последовательно включенные отделители и разъединители, отключение и включение намагничивающих и зарядных токов должны, как правило, выполняться отделителями. Однако в цепях 35-220 кВ с отделителями, оборудованными приводами типа ПРО-1У1, включение намагничивающих и зарядных токов обычно производится разъединителями при предварительно включенных отделителях. Такой порядок вызван тем, что отделители с приводом ПРО-1У1 требуют для включения вручную приложения значительных усилий, что замедляет процесс включения и приводит к возникновению затяжной дуги. Для закрытых распределительных устройств эта последовательность включения является обязательной. Известно, что намагничивающие токи трансформаторов сильно зависят от подведенного напряжения. С повышением напряжения сверх номинального для данного ответвления намагничивающий ток резко возрастает. Так, при наибольшем длительно допустимом в эксплуатации напряжении 1,05 U НОМ намагничивающий ток увеличивается почти в 1,5 раза. При отключении ненагруженного трансформатора отделителя намагничивающий ток желательно понизить, чтобы уменьшить интенсивность горения дуги. Для этого перед отключением намагничивающего тока переключатель регулирования напряжения (РПН) трансформатора следует установить в положение, соответствующее номинальному напряжению. Переключатель последовательного регулировочного трансформатора устанавливается в этом случае в нейтральное положение. Пофазное отключение ненагруженного трансформатора или автотрансформатора следует начинать с полюса средней фазы (фазы В), после чего поочередно отключать полюсы фаз А и С. При включении операция с полюсом фазы В должна выполняться последней. Отключение и включение отделителями и разъединителями намагничивающих токов трансформаторов 110-220 кВ должны производиться при глухом заземлении нейтралей обмоток, что облегчает процесс гашения дуги. Для этого нейтрали трансформаторов, нормально защищенные вентильными разрядниками, должны глухо заземляться перед каждой операцией отключения или включения трансформатора. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока замыкания на землю, перед отключением трансформатора следует отключать дугогасящий реактор, чтобы избежать перенапряжений, причиной которых может быть неодновременность размыкания (замыкания) контактов отделителей или разъединителей. Техника безопасности и проверка положения аппарата. Для защиты персонала от воздействия дуги при отключении разъединителями или отделителями малых токов над приводами аппаратов сооружаются козырьки или навесы из негорючего материала, а приводы трехполюсных разъединителей 6-35 кВ внутренней установки отделяются от разъединителей стенкой или глухим щитом. Во время выполнения операции персонал обязан находиться под защитным козырьком и пользоваться диэлектрическими перчатками. При проведении любой операции с разъединителями или отделителями, находящимися под напряжением, с места их установки выполняющий операцию и контролирующий его действия должны предварительно выбрать такие места у аппарата, чтобы избежать травм от возможных разрушений и падений вниз изоляторов опорных колонок аппаратов, а также защитить себя от прямого воздействия электрической дуги в случае ее возникновении и длительного горения. Не рекомендуется в момент проведения самой операции смотреть непосредственно на ножи аппарата. Однако после завершения операции включения или отключения проверка положения главных ножей разъединителей и отделителей всех типов и конструкций, а также ножей стационарных заземлителей является обязательной, поскольку на практике неоднократно наблюдались случаи недовключения главных ножей, неотключения ножей стационарных заземлителей отдельных фаз, попадания ножей мимо контактных губок, обрыва тяг привода, разрегулировки привода и т. д. |
Окончание табл. 2.1
Номинальный ток трансформатора (линейный ток) каждой обмотки 1 л определяется по ее номинальной мощности S ном (кВА) и номинальному напряжению U ном (кВ):
Обмотки трансформатора могут быть соединены в звезду, при котором фазный ток равен линейному (I ф = I л), или в треугольник, при котором фазный ток в √3 раз меньше линейного (I ф = I л / √3).
Для трансформаторов, имеющих обмотки с ответвлениями, номинальным током и напряжением являются соответствующие значения для ответвления, включенного в сеть.
Трехобмоточные трансформаторы допускают в номинальном режиме любое сочетание нагрузок по обмоткам, если токи в них не превышают номинальных фазных токов.
Конструктивно автотрансформатор отличается от трансформатора тем, что две его обмотки электрически соединяются между собой, обеспечивая тем самым передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным, но и электрическим путем. Из-за наличия электрической связи между обмотками токораспределение в автотрансформаторе отличается от токораспределения в трансформаторе. Во вторичной цепи ток нагрузки складывается из тока, обусловленного электрической связью обмоток высшего и среднего напряжений и тока I o, обусловленного магнитной связью этих же обмоток.
Номинальная мощность автотрансформатора (S ном) представляет собой мощность на выводах его обмоток высшего (ВН) или среднего (СН) напряжения, имеющих между собой автотрансформаторную связь, и равна:
Типовая мощность автотрансформатора (S тип) представляет собой ту часть номинальной мощности, которая передается электромагнитным путем, и она в α раз меньше номинальной мощности, то есть
где α — коэффициент выгодности автотрансформатора, равный
где К ВН-СН — коэффициент трансформации.
Из приведенных формул (2.3 и 2.4) видно, что с увеличением коэффициента а, то есть сближением друг к другу значений U CН и U ВН, типовая мощность становится ближе к номинальной, и наоборот, а именно: чем меньше коэффициент а, тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Поэтому нельзя (экономически нецелесообразно) загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на типовую мощность S тип.
Основным назначением обмотки низшего напряжения (НН) является создание цепи с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник с целью избежания искажения синусоидального напряжения. Помимо этого обмотка НН используется для питания нагрузки, а также для подключения компенсирующих устройств и последовательно-регулировочных трансформаторов. Ее мощность выбирается из расчета не более типовой мощности (S НН ≤ S тип). В противном случае размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.
Обязательное заземление нейтралей автотрансформаторов вызывает чрезмерное увеличение токов КЗ в сетях, что приводит к необходимости принятия мер по их ограничению.
Кроме того, наличие электрической связи между обмотками и сетями СН и ВН может привести к переходу перенапряжений, возникающих в сетях одного напряжения, на выводы обмоток другого напряжения. Возникновение перенапряжений усугубляется при отключении автотрансформатора с одной стороны. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию автотрансформатора со стороны СН и ВН применяются разрядники, которые напрямую (без разъединителей) присоединяют к шинам, отходящим от вводов.
Автотрансформаторы могут работать в одном из следующих режимов: автотрансформаторный, трансформаторный и комбинированный (трансформаторно-автотрансформаторный).
Перераспределение нагрузок между обмотками СН и НН производится оперативным персоналом согласно местным инструкциям с использованием соответствующих таблиц и графиков.
Соотношение мощностей зависит от нагрузки и определяется из следующей формулы:
где S 2 и S 3 — относительные мощности по обмоткам СН и НН, выраженные в долях номинальной мощности автотрансформатора, то есть S 2 = S СН / S ном и S 3 = S НН / S ном;
φ2 и φ3 — углы сдвига фаз токов обмоток СН и НН от напряжения обмотки ВН.
На ПС 220 кВ и выше, на которых не предусматривается нагрузка на напряжение 6—10 кВ, рекомендуется применение автотрансформаторов 220 кВ мощностью 63 или 125 МВА с третичным напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд ПС.
Возьмём трансформатор с двумя обмотками: первичной — W1 для подключения к сети и вторичной — W2 для подключения нагрузки. Его упрощенное устройство и условно-графическое обозначение на схемах показано на рисунке 1.
Рисунок 1 Условно-графическое обозначение трансформатора
Возможны три режима работы трансформатора: режим холостого хода (ХХ), рабочий режим (номинальный) и режим короткого замыкания (КЗ). Рассмотрим работу трансформатора в этих режимах.
Режим холостого хода. В этом режиме сопротивление нагрузки равно бесконечности, в результате чего трансформатор эквивалентен обычной катушке индуктивности с ферромагнитным сердечником. В режиме холостого хода трансформатор можно представить схемой замещения, приведенной рисунке 2.
Рисунок 2 Схема замещения трансформатора для режима холостого хода (а — последовательная, б — параллельная)
В эквивалентной схеме трансформатора, приведенной на рисунке 2:
r1 — активное сопротивление первичной обмотки
LS1 — индуктивность, характеризующая поток рассеяния первичной обмотки
r0 — сопротивление активных потерь в магнитопроводе
L0 — основная индуктивность первичной обмотки
(1)
I μ – ток, создающий основной магнитный поток (ток намагничивания)
I a – ток активных потерь в сердечнике
I 10 = Ia + Iμ — ток холостого хода трансформатора.
Параллельная эквивалентная схема трансформатора удобна для построения векторной диаграммы напряжений и токов для реальной катушки индуктивности. Векторная диаграмма приведена на рисунке 3.
Рисунок 3 Векторная диаграмма напряжений и токов трансформатора в режиме холостого хода
Здесь δ — угол потерь в магнитопроводе
X1 — сопротивление индуктивности рассеяния LS1.
При этом вектор ЭДС индуцированный в обмотке W2 (напряжение во вторичной обмотке) совпадает по фазе с eL, а напряжение U1 является суммой
; 
(2)
Потери на омическом сопротивлении обмотки малы, поскольку ток холостого хода много меньше номинального и угол сдвига между током и напряжением (I 10 и U 1) определяется потерями в магнитопроводе. Из опыта холостого хода и находят угол потерь δ и рассчитывают потери в сердечнике.
Трансформатор является обращаемым устройством (первичную и вторичную обмотки можно поменять местами!), поэтому для каждой из обмоток записываемосновную формулу трансформаторной ЭДС.
(3)
(4)
Разделив уравнение (3) на (4), получим выражение для коэффициента трансформации:
(5)
В режиме холостого хода трансформатора как раз и определяют его коэффициент трансформации.
Рабочий режим (нагруженный или номинальный). Если к вторичной обмотке W 2 подключить нагрузку R н, то ее напряжение U 2 вызовет ток нагрузки I 2, как это показано на рисунке 1б. Токи I 1 и I 2 ориентированы различно относительно магнитного потока Ф0. Ток I 1 создает поток Ф1, а ток I 2 создаёт поток Ф2 и стремится уменьшить поток Ф1. Иначе говоря, в магнитопроводе появляются магнитные потоки Ф 1 и Ф 2, которые на основании закона Ленца направлены встречно и их алгебраическая сумма даёт: Ф 1 + Ф 2 = Ф 0 — магнитный поток холостого хода трансформатора.
Отсюда можно записать уравнение намагничивающих сил (закон полного тока):
(6)
Видно, что изменение тока I 2 обязательно приведёт к изменению тока I 1. Нагрузка образует второй контур, в котором ЭДС вторичной обмотки е 2 является источником энергии. При этом, справедливы уравнения:
(7)
(8)
где r2 — омическое сопротивление вторичной обмотки
х2 — сопротивление индуктивности рассеяния вторичной обмотки.
По закону Киргофа сумма токов (6) может быть обеспечена параллельным соединением электрических цепей, поэтому в рабочем режиме трансформатор можно представить эквивалентной схемой, приведенной на рисунке 4.
Эквивалентная схема трансформатора в рабочем режиме, приведенная на рисунке 4 называется Т-образной схемой замещения или приведённым трансформатором. Приведение вторичной обмотки к первичной выполняется при условии равенства полных мощностей вторичных обмоток 
, или 
. Из этого равенства можно получить формулы пересчета в первичную обмотку напряжений и токов вторичной обмотки и из них получить приведенные значения сопротивлений нагрузки, вторичной обмотки и индуктивности рассеивания.
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
Токи и напряжения приводятся через коэффициент трансформации, а сопротивления — через квадрат коэффициента трансформации. Можно пересчитать вторичную цепь в первичную или наоборот.
Представление трансформатора в виде эквивалентной схемы позволяет методами теории цепей рассчитать любую, сколь угодно сложную схему с трансформаторами.
Режим короткого замыкания (КЗ). Этот режим в условиях эксплуатации является аварийным. Он сознательно применяется только для экспериментального определения параметров трансформатора (индуктивности рассеивания). Измерения проводят в следующей последовательности. Входное напряжение устанавливают равным нулю. Замыкают выходные клеммы (U 2 = 0). Плавно поднимают входное напряжение (U 1) до тех пор, пока в обмотках не установятся номинальные токи. Величина U 1 = U КЗ называется напряжением короткого замыкания, является паспортной величиной трансформатора и обычно составляет 5...10% от номинального напряжения U 1ном. При этом, ток холостого хода I 10 весьма мал по сравнению с номинальным и им можно пренебречь (считать равным нулю). Тогда эквивалентная схема трансформатора в режиме КЗ принимает вид, показанный на рисунке 5.
Рисунок 5 Эквивалентная схема трансформатора в режиме короткого замыкания
Ток холостого хода мы приняли равным нулю I 10= 0, поэтому в эквивалентной схеме трансформатора параллельная цепь L0r0 отсутствует. Входное сопротивление трансформатора полностью определяются индуктивностью рассеивания первичной и вторичной обмоток, а также их омическим сопротивлением:
(14)
Результирующее сопротивление — это сопротивление короткого замыкания трансформатора. Зная полное сопротивление короткого замыкания:
можно найти коэффициент передачи трансформатора, а в случае малой индуктивности рассеивания потери мощности в обмотках трансформатора.
Намагничивающая сила, создающая магнитный поток в сердечнике в режиме короткого замыкания (измерительный режим) практически равна нулю:
и если I 10 = 0, то I 1 W 1 = − I 2 W 2 откуда находим отношение токов, а значит и коэффициент трансформации по току:
(15)
Знак минус в формуле (15) говорит о том, что магнитные потоки Ф1 и Ф2направлены навстречу друг другу и взаимно компенсируются. Если у трансформатора есть несколько вторичных обмоток, как показано на условно-графическом изображении трансформатора, приведенном на рисунке 6а, то пересчитанные сопротивления нагрузки на эквивалентной схеме соединяются параллельно и его эквивалентная схема принимает вид, показанный на рисунке 6б.
17 Классификация механизмов собственных нужд АЭС по надежности питания.
Перерыв в питании некоторых электроприемников АЭС может привести к опасности для жизни, вредному влиянию на окружающую среду и повреждению основного оборудования. Для этой группы требуется уже три независимых источника питания, один из которых — аварийный — нормально не работает и автоматически подключается при плановом или аварийном отключении одного из двух основных источников.
Электроприемники собственных нужд АЗС целесообразно разделить на три группы по надежности питания (в пределах I категории по ПУЭ): I группа — потребители, не терпящие перерыва ни при каких режимах, включая полное исчезновение напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд, связанных с сетью энергосистемы, либо допускающие перерыв на доли секунды с последующим обязательным восстановлением питания и длительным надежным электроснабжением даже после срабатывания аварийной защиты реактора; II группа — потребители, допускающие перерыв в питании на время от десятков секунд до нескольких минут с последующим обязательным восстановлением питания после срабатывания аварийной защиты; III группа — потребители, предъявляющие к надежности питания такие же требования, как и ответственные потребители собственных нужд обычных ТЭС.
К потребителям I группы относятся системы контрольно-измерительных приборов и автоматики, приборы технологического контроля реактора и системы его управления и защиты, системы памяти и логики информационно-вычислительной машины блока, системы дозиметрии, часть аварийного освещения (на щитах управления с дежурным персоналом и в основных проходах станции), а также некоторые нагрузки, существующие и на ТЭС: оперативные цепи управления и сигнализации, аварийные маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора.
К потребителям первой группы относятся и бессальниковые ГЦН с малыми маховыми массами.
При использовании ГЦН с большими маховыми массами, допускающими перерыв в питании на время действия АВР и на время отключения коротких замыканий в системе без срабатывания аварийной защиты и обеспечивающими отвод остаточных тепловыделений при аварийном расхолаживании до перехода на естественную циркуляцию, их можно отнести к потребителям III группы.
Другими мощными потребителями собственных нужд, которые в зависимости от технологической схемы АЭС и типа механизмов могут относиться к различным группам по надежности питания, являются питательные насосы. Если применены барабанные парогенераторы, то питательные насосы независимо от типа могут быть отнесены к III группе, а аварийные питательные насосы — ко И группе, так как запаса воды в парогенераторах достаточно для аварийного расхолаживания в течение нескольких минут. Если применены прямоточные парогенераторы без сброса давления в них при аварийном расхолаживании, то питательные насосы с малыми маховыми массами должны быть отнесены к I группе, а аварийные — ко II группе.
К потребителям II группы относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание реактора и основного технологического оборудования, останов турбогенератора, локализацию аварии в пределах герметичных помещений, вентиляцию реакторного отделения и спецкорпуса, аварийное освещение.
В эту группу входят следующие потребители: насосы аварийного охлаждения реактора, аварийные подпиточные насосы высокого давления, насосы системы борного регулирования, спринклерные насосы, рабочие маслонасосы турбин, насосы баков запаса обессоленной воды, насосы технической воды ответственных потребителей, а также вышеупомянутые аварийные питательные насосы и часть электронагревателей компенсаторов объема.
Для питания потребителей I и II групп предусматриваются специальные сети надежного питания, рассмотренные ниже.
К потребителям III группы относятся все остальные нагрузки собственных нужд, и схемы их питания не отличаются от аналогичных схем обычных ТЭС.
3.3 Схемы электрических соединений с.н.
Для потребителей С.Н. АЭС должно предусматриваться нормальное рабочее и резервное питание от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд и аварийных источников питания. В качестве аварийных источников питания применяются:
аккумуляторные батареи (АБ) и АБ со статическими преобразователями;
автоматизированные дизель – генераторы (ДГ) и газотурбинные установки.
3.3.1 Схема электрических соединений 6 кВ для потребителей 3 группы надежности
Сборные шины 6 кВ для потребителей 3 группы разделены на секции, количество которых выбирается, в зависимости от количества ГЦН первого контура и от количества трансформаторов с.н. (ТСН). Каждая секция присоединяется к рабочему источнику через свой выключатель. Для реакторной установки ВВЭР – 1000 устанавливают 4 таких секции – ВА, ВВ, ВС, ВД. Рабочее питание этих секций осуществляется от ТСН, в качестве которых целесообразно использовать трансформаторы с расщепленными обмотками низкого напряжения. На каждую из этих секций предусматривается ввод от магистралей резервного питания BL, BM, BN, BP, подключенных к резервным ТСН.
3.3.2 Схема электрических соединений 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности
Потребители секции 0,4 кВ 3 группы надежности получают питание от шин 6 кВ 3 группы надежности через понижающие трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. Мощность этих трансформаторов не должна превышать 1000 кВ*А при Uк = 8%. Каждая из секций 0,4 кВ должна иметь два источника питания: рабочий и резервный. В качестве рабочего источника используется отдельный трансформатор или общий для двух секций. В качестве резервного источника – либо отдельный резервный трансформатор, либо взаимное резервирование 2-х рабочих трансформаторов. В последнем случае между секциями должен быть предусмотрен секционный автомат с АВР.
3.3.3 Схемы электрических соединений 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности
На АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и автономные системы надежного питания на напряжениях 6 кВ и 0,4 кВ, включающие распределительные устройства и автономные источники питания (ДГ).
Питание потребителей 6 кВ второй группы надежности (система безопасности)
Для питания потребителей 6 кВ и трансформаторов 6 / 0,4 кВ, 6 / 0,23 кВ 2 группы надежности предусмотрены секции 6 кВ, количество которых должно соответствовать числу каналов системы безопасности: для ВВЭР – 1000 – 3 секции (BV, BW, BX). Каждая из этих секций подключается к рабочему источнику питания (блочной секции 6 кВ 3 группы надежности) через два выключателя. Основные потребители секций BV, BW, BX: насосы аварийного охлаждения зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т. п.
В случае исчезновения напряжения на этих секциях, питание на них подается от ДГ мощностью 5600 кВт каждый. Между тремя секциями 6 кВ надежного питания и ДГ не предусматривается взаимное резервирование. Каждая из секций способна по мощности обеспечить аварийное расхолаживание при любой аварии. При возникновении аварийной ситуации сигнал на запуск ДГ должен подаваться независимо на каждый из них; набор нагрузки осуществляется автоматически, ступенями. ДГ постоянно находятся в режиме «горячего резерва».
Питание общеблочных потребителей 6 кВ 2 группы надежности
Для обеспечения надежным питанием механизмов, отвечающих за сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения, энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей 2 группы в режиме обесточения. В составе системы надежного питания общеблочных потребителей 6 кВ:
две общеблочные секции 6кВ BJи BK, связанные перемычкой c 2 выключателями;
автономный ДГ с системами питания его собственных нужд.
При нарушении электроснабжения шин надежного питания 6кВ общеблочных потребителей предусмотрены следующие режимы:
при обесточении 1-ой секции – включаются секционные выключатели;
при обесточении 2-х секций – запускаются два ДГ (своего и соседнего блоков).
Питание потребителей 0,4 кВ второй группы надежности (система безопасности)
От каждой секции надежного питания 6 кВ питаются две секции 0,4 кВ через понижающие трансформаторы. Состав механизмов, подключенных к секциям 0,4 кВ и мощность трансформаторов, должны быть рассчитаны на 100% нагрузку потребителей 0,4 кВ в одной системе безопасности.
Питание общеблочных потребителей 0,4 кВ 2 группы надежности
Потребители этой группы получают питание от секций CJ, CK, каждая из которых питается через понижающий трансформатор 6,3 / 0,4 кВ от секций BJ и BK. Секции CJ, CK связаны перемычкой с 2-мя выключателями вводов резервного питания, на которые должна быть предусмотрена подача напряжения от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ от секции CR. Секции CJ, CK секционированы. При нарушении электроснабжения секций должна быть предусмотрена возможность подачи питания от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ соседнего блока
2 Пусковой комплекс должен включать в себя обеспечивающую нормальную эксплуатацию при заданных параметрах часть полного проектного объема энергообъекта, состоящую из совокупности сооружений и объектов, отнесенных к определенным энергоустановкам либо к энергообъекту в целом (без привязки к конкретным энергоустановкам). В него должны входить: оборудование, сооружения, здания (или их части) основного производственного, подсобно - производственного, вспомогательного, бытового, ттранспортного, ремонтного и складского назначений, благоустроенная территория, пункты общественного питания, здравпункты, средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ), средства связи, инженерные коммуникации, очистные сооружения, обеспечивающие производство, передачу и отпуск потребителям
электрической энергии и тепла, пропуск судов или рыбы через судопропускные или рыбопропускные устройства. В объеме, предусмотренном проектом для данного пускового комплекса, должныь быть обеспечены нормативные санитарно - бытовые условия и безопасность для работающих, защита от загрязнения водоемов и
атмосферного воздуха, пожарная безопасность
1.2.3. Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пускового комплекса) должны быть проведены: индивидуальные испытания оборудования и функциональные отдельных систем, завершающиеся для энергобл