Блочный трансформатор аэс это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Блочный трансформатор

Во втором блоке с учетом ограничений определяются графики нагрузок блочных трансформаторов , выбираются их мощность и исполнение и рассчитываются капитальные, эксплуатационные затраты и ущерб для каждого разрешенного к исполнению блока. [47]

Трансформатор собственных нужд присоединяется отпайкой к блоку между генераторным выключателем и блочным трансформатором . Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается. [49]

Вырабатываемая электроэнергия выдается на напряжении 220 кв через последовательно установленные регулировочный трансформатор и блочный трансформатор мощностью по 145 Мва. [50]

Полученные графики полных мощностей наиболее нагруженных обмоток автотрансформаторов связи и графики полных мощностей блочных трансформаторов преобразуются в двухступенчатые. [52]

Полные потери энергии в каждом варианте схемы выдачи мощности вычисляются суммированием потерь в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи. [53]

Устранение с наружной поверхности трансформатора деталей, находящихся под высоким потенциалом, позволяет устанавливать блочные трансформаторы в непосредственной близости друг от друга и от окружающих металлических частей без опасности перекрытия и пробоя. Сокращение расстояний между ВВ элементами уменьшает размеры выпрямителя. Отсутствие незащищенных высоковольтных элементов увеличивает безопасность обслуживания выпрямителя. Сам трансформатор служит в качестве изолятора для установки и крепления вентиля. [54]

В ходе боевой работы оперативным штабом пожаротушения были решены вопросы по снятию напряжения с блочных трансформаторов по ряду А энергоблока IV и частично с энергоблока III, с контрольно-распределительных устройств блока IV, кабельных полуэтажей энергоблока IV, откачке масла из главных маслоблоков 7-го и 8-го турбогенераторов, вытеснению из них водорода, снятию нагрузки и остановке работы энергоблока III, привлечению рабочих и служащих станции к ликвидации аварийных ситуаций в турбинном и других цехах АЭС. [55]

При проектировании ТЭС приходится учитывать возможность потери напряжения собственных нужд из-за выхода из строя блочного трансформатора собственного расхода . При прекращении электропитания приводных двигателей собственных нужд происходит быстрое снижение оборотов и соответственно напора и производительности агрегатов. При падении, например, напора питательного насоса обратный клапан на питательной линии закрывается и питание котла прекращается. [56]

В целях сокращения времени тушения пожара и ликвидации ошибок необходимо разрабатывать на каждый кабельный отсек, генератор, блочный трансформатор , трансформатор связи, автотрансформатор оперативные карточки основных действий обслуживающего персонала энергообъектов при возникновении пожара. При необходимости эти оперативные карточки следует согласовывать с соответствующим территориальным диспетчерским управлением. [57]

В этом случае исчезновение реакции якоря сопровождается значительным повышением напряжения на выводах генератора, а следовательно, и блочного трансформатора . Согласно ГОСТ 11677 — 75, для масляных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше допускается кратковременное повышение напряжения значением 1.3 от номинального в течение 20 с. Повторяемость таких перенапряжений не должна превосходить двух раз в год. Поэтому система возбуждения должна ограничивать уровень перенапряжений до 1.3. Здесь важно, чтобы его длительность была значительно меньше 20 с. Расчеты, выполненные во ВНИИэлек-тромаше В. М. Севериным для сверхпроводникового турбогенератора мощностью 1200 МВт по его расчетным данным, показали, что для снижения перенапряжений в течение 5 с при отключении нагрузки требуется мощность системы возбуждения, равная 0.2 — — 0.22 % от мощности турбогенератора. Следует заметить, что при такой длительности демпфирующее действие экранов ротора на изменение магнитного потока имеет сравнительно небольшое влияние. Однако при меньших временах рассматриваемого режима влияние экранов увеличивается, в результате чего требуется большая мощность возбуждения. В случае увеличения допустимой длительности мощность возбуждения, наоборот, уменьшается. [58]

При размещении РУ со стороны постоянного торца главного корпуса ( рис. 2.3 г) связи между РУ и блочными трансформаторами получаются также протяженными и дорогими. Для их крепления требуется большое количество дорогих угловых опор. Расширение РУ возможно осуществлять только в одну сторону. [59]

Укрупненные блоки ( рис. 2.23, в) применяются в схемах ГЭС, АЭС и ГТЭС, когда к одному блочному трансформатору , простому или с расщепленными обмотками, подключается несколько генераторов. [60]

Источник

Балаковская АЭС электрооборудование — Трансформаторы СН и РТСН

Содержание материала

Цели обучения

После изучения данного пособия обучаемые смогут:
объяснить принцип построения электрической схемы собственных нужд; объяснить принцип резервирования электрической схемы собственных нужд;
назвать конструктивные элементы трансформаторов.

Объяснить принцип организации питания схемы собственных нужд, ее резервирования, устройство и назначение конструктивных элементов трансформаторов СН.

Введение

Особенности выполнения схем питания собственных нужд АЭС тесно связаны с технологическим циклом производства электроэнергии на АЭС с различными типами ядерных реакторов. На блоках Балаковской АЭС применена технологическая схема с водоводяными реакторами (ВВЭР). Исходя из этого и выбрана электрическая схема питания шин собственных нужд.
Нормальная работа, пуск, останов, аварийное расхолаживание реакторных установок обеспечиваются многочисленными механизмами поэтому к схемам питания приводов механизмов предъявляются повышенные требования надёжности.
Основным напряжением, применяемым в схемах собственных нужд, являются 6.0 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38 кВ для остальных электродвигателей и 0,23 кВ для освещения.

Назначение трансформаторов СН и РТСН

В зависимости от требований надёжности электроснабжения потребители собственных нужд АЭС разделяются на три группы.
Первая группа — потребители, требующие повышенной надёжности электроснабжения, не допускающие перерыв питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд и требующие обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
К этой группе относятся: КИП реактора и его систем, автоматика защиты реактора, привода быстродействующих клапанов, некоторые системы дозиметрии, часть аварийного освещения.
Вторая группа — потребители, требующие повышенной надёжности электроснабжения, не допускающие перерыв питания на время, определяемое условиями безопасности, аварийного расхолаживания (десятки секунд) и требующие обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
К этой группе относятся: механизмы обеспечивающие аварийное расхолаживание реактора и локализацию аварий в различных режимах, включая максимальную проектную аварию (МПА). Сюда же относятся механизмы, обеспечивающие охлаждение ГЦН, часть нагрузки спецвентиляции и аварийного освещения, часть потребителей турбоагрегатов, от которых зависит их надежная остановка и сохранность при аварийном обесточивании.
Третья группа-потребители, не предъявляющие повышенных требований к надёжности электроснабжения, допускающие перерывы питания на время автоматического ввода резерва (АВР) и не требующие обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
К этой группе относятся: большая часть нагрузки СН обеспечивающей основной технологический процесс энергоблока, в том числе приводные электродвигатели ГЦН, механизмы допускающие перерыв питания на время действия АВР и на время отключения короткого замыкания. Третья группа потребителей на АЭС идентична обычным потребителям первой категории по правилам устройства электроустановок и называется также потребителями нормальной эксплуатации.
В режиме нормальной эксплуатации для потребителей собственных нужд АЭС первой, второй и третьей групп предусматривается питание от рабочих трансформаторов с.н.(ТСН), а в случае их отключения — от резервных трансформаторов с.н.(РТСН), связанных с сетью энергосистемы.

Принципиальная схема включения трансформаторов

Потребители собственных нужд АЭС первой, второй и третьей группы в режиме нормальной эксплуатации получают питание от трансформаторов собственных нужд, присоединенных отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором (рис. 3.1.01.). Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается. Генераторный же выключатель необходим по следующим соображениям:
при отключении генератора сохраняется питание с.н. от рабочего трансформатора с.н.;
уменьшается количество операций высоковольтными воздушными выключателями распределительного устройства схемы выдачи мощности в систему, так как останов и включение генератора могут производится генераторным выключателем;
уменьшается количество операций выключателями рабочего и резервного питания на секциях бкВ,так как рабочий трансформатор с.н. используется для пуска и останова блока.
На некоторых действующих АЭС генераторный выключатель в схемах энергоблоков не установлен, так как вовремя их ввода в эксплуатацию отсутствовали надежные выключатели на большие номинальные токи. В настоящее время в качестве генераторного выключателя широко применяется специальный коммутационный аппарат КАГ-24.
Выбор места присоединения резервных трансформаторов с.н. непосредственно влияет на надёжность электроснабжения с.н. Необходимо так присоединять резервные трансформаторы с.н., чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранилось резервное питание секций с.н. даже при отключении всех генераторов, т.е. РТСН должны подключаться к сборным шинам повышенного напряжения, имеющие связь с системой по ЛЭП ВН.
повреждении или отказе воздушного выключателя;
На Бал.АЭС резервные трансформаторы получают питание от одного распределительного устройства напряжением 220кВ (рис. 3.1.03.). При этом выполнены условия, исключающие возможность потери обоих трансформаторов при: ремонте или аварийном повреждении одной системы шин ОРУ 220кВ.
Число рабочих и резервных трансформаторов, их тип выбраны с учётом количества секций нормальной эксплуатации, технико-экономического обоснования и соблюдения регламента по эксплуатации реакторной установки (рис. 3.1.02.).
Количество секций нормальной эксплуатации 6.ЗкВ на блоке выбрано 4 (ВА, ВВ, ВС, BD) в зависимости от числа главных циркуляционных насосов первого контура. Каждая секция должна иметь рабочий и резервный источник питания.
Мощность рабочих трансформаторов с.н. выбрана с учётом всей присоединённой нагрузке с.н. без перегрузки отдельных обмоток.
Мощность резервных трансформаторов с.н. выбрана из расчета замены рабочего трансформатора с.н. блока и одновременно пуска или останова другого блока.

3.1.01. Схема соединения трансформаторов собственных нужд (ТСН)

3.1.02. Принципиальная схема энергоснабжения С.Н. 6кВ

На блоках Балаковской АЭС установлены рабочие трансформаторы собственных нужд (ТСН) типа ТРДНС-63000/220-72У1 (трехфазный, с расщепленной обмоткой, с дутьевым охлаждением, двухобмоточный, с регулировкой напряжения под нагрузкой).

Резервные трансформаторы сформированы в две группы (рис. 3.1.02,03.). Первая группа, имеющая оперативное наименование 1РТСН-1,2, состоит из двух трансформаторов типа ТРДЦН-63000/220.
Вторая группа резервных трансформаторов с.н., имеющая оперативное наименование 2РТСН-1,2 состоит из двух трансформаторов типа ТРДЦН-63000/220.

Количество резервных магистралей соответствует количеству секций нормальной эксплуатации. Оперативное наименование резервных секций BL, ВМ, BN, ВР (рис. 3.1.02.).
Перевод питания секций нормальной эксплуатации с рабочего на резервное можно осуществлять без перерыва питания. Однако при включении на параллельную работу ТСН и РТСН следует учитывать, что в замкнутом контуре из последовательно включённых ТСН, трансформатора блока, автотрансформатора связи и РТСН неизбежно возникает уравнительный ток, связанный с фазовым сдвигом напряжений вторичных обмоток ТСН и РТСН.
На резервной магистрали имеются секционные выключатели между блоками 2 и 3, придающие достаточную оперативную гибкость схеме резервного питания с.н. Оперативное наименование секционных выключателей 3BL12A; 3ВМ12А; 3ΒΝ12Α; 3ВР12А (рис. 3.1.02.).
Выключатели установлены в РУСН 6 кВ ЭЭТУ отм.9.6. бл.3.

Источник

Балаковская АЭС электрооборудование — Блочные трансформаторы ТНЦ-630000/220, ТЦ-630000/500

Содержание материала

Цели обучения

Описать состав и устройство основных частей блочных трансформаторов.
Описать систему охлаждения блочных трансформаторов.
Описать эксплуатационные ограничения блочных трансформаторов.
Описать автоматику охлаждения блочных трансформаторов.
Описать возможные неисправности и сигнализацию блочных трансформаторов.

Описать устройство блочных трансформаторов и особенности их эксплуатации

Состав и назначение основных частей блочных трансформаторов

5.7.01. Внешний вид блочного трансформатора
Для передачи мощности блоков Балаковской АЭС в сеть, на каждом из них установлено по два главных повышающих трансформатора, работающих параллельно.

Блок 1 работает на шины 220 кВ и на нем установлены трансформаторы типа ТНЦ- 630000/220. Они представляют собой трехфазные двухобмоточные силовые масляные трансформаторы с системой охлаждения вида НЦ (масловодяная система охлаждения с принудительной направленной циркуляцией масла). При помощи распределительных трубопроводов охлаждающее масло подается непосредственно к обмоткам каждой фазы трансформатора, чем увеличивается эффективность охлаждения.
Блоки 2-4 работают на шины 500 кВ и на них установлены трехфазные двухобмоточные трансформаторы типа ТЦ-630000/500 с системой охлаждения вида Ц (масловодяная система охлаждения с принудительной ненаправленной циркуляцией масла внутри обмоток) (рис. 5.7.01).
Основные технические данные трансформаторов приведены в таблице:

Основные технические данные блочных трансформаторов:

Схема и группа соединения

Максимальная температура масла, °C

Максимальная температура охлаждающей воды, °C

5.7.02. Расширительный бак

5.7.03. Внешний вид воздухоосушителя

Конструктивно блочный трансформатор состоит из следующих частей: активной части (остов, обмотки, изоляция), бака с арматурой, вводов, системы охлаждения, расширителя контрольно-измерительных приборов и устройств защиты.
Активная часть (остов, обмотки, изоляция) находится внутри бака трансформатора и служат для создания магнитного потока и отвода электроэнергии в процессе трансформации.
На стержнях магнитопровода, который является несущей конструкцией активной части, концентрически располагаются обмотки НН и ВН (в последовательности от стержня). Изоляция между обмотками, между обмоткой НН и стержнем выполнена в виде масляных каналов и расположенных в них электрокартонных цилиндров. Изоляция обмоток от ярма, ярмовой балки и нажимных колец выполнена в виде электрокартонных шайб.
Герметичный бак трансформатора служит для предотвращения механических повреждений активной части, а также для удержания трансформаторного масла, используемого для создания дополнительной изоляции и отвода тепловых потерь от активных частей при работе трансформатора. Вес масла блочного трансформатора составляет 73 тонны. Механическая прочность бака рассчитана на избыточное давление 0,5 кгс/см 2 .
Для компенсации изменений объема масла в баке трансформатора, при изменении его температуры, на крышке трансформатора установлен расширительный бак (рис. 5.7.02). Для защиты масла от окисления и увлажнения воздухом, внутри расширительного бака установлена гибкая защитная оболочка. Внутренняя полость оболочки сообщается с атмосферой через трубопровод и воздухоосушитель (рис. 5.7.03). При колебаниях температуры масла его объем в трансформаторе изменяется, что приводит к изменению в расширителе уровня «зеркала» масла. В связи с тем, что воздух из расширителя удален, оболочка плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя, не занятой маслом, и к поверхности масла.

При изменении объема масла в расширителе оболочка следует за «зеркалом» масла меняя и объем воздуха в оболочке.
Уровень масла в расширителе определяют по стрелочному указателю, рычаг которого опирается на внутреннюю полость оболочки, лежащую на поверхности «зеркала» масла (рис.5.7.04).
Воздухоосушитель представляет собой наполненный силикагелем цилиндр (рис.5.7.05). В нижней части осушителя помещен масляный затвор, работающий по принципу сообщающихся сосудов. Затвор предотвращает свободный доступ воздуха в трансформатор и очищает засасываемый воздух от посторонних примесей.
Воздухоосушитель имеет указатель уровня масла в масляном затворе. В верхней части цилиндра установлен патрон, заполненный силикагелем-индикатором. Патрон снабжен смотровым отверстием, закрытым стеклянным диском. По мере увлажнения, силикагель-индикатор, в патроне, меняет свою окраску с голубой на розовую.
На трубопроводе связи расширителя с баком трансформатора установлены отсечной клапан и газовое реле. Отсечной клапан предназначен для перекрытия трубопровода, при аварии и пожаре на трансформаторе (рис.5.7.07,08). Срабатывание отсечного клапана происходит при работе выходных реле системы автоматического запуска пожаротушения блочных трансформаторов.

5.7.07. Внешний вид отсечного клапана

Питание электромагнита отсечного клапана осуществляется через автомат SF, расположенный в основном шкафу ШАОТ соответствующего блочного трансформатора. Для предотвращения разрушения бака блочного трансформатора, при внезапном повышении внутреннего давления свыше допустимого, служат два предохранительных клапана (рис. 5.7.09). Они расположены со стороны выводов НН и торца трансформатора, противоположного расширителю.
Корпус предохранительного клапана служит одновременно для направленного сброса масла, при его срабатывании, и для защиты запорного механизма от попадания влаги и грязи.
Технические данные предохранительного клапана:
Давление начала открытия — 0,8 кгс/см 2
Давление закрытия — 0,3 кгс/см 2
Время срабатывания — 0,05 сек

5.7.04. Стрелочный указатель расширительного бака

5.7.05. Воздухоосушитель

1. — корпус
2. — силикагель
3. — силикагель индикаторный
4. — гайка фасонная
5. — стекло смотровое

6,11 — шайбы резиновые
7,8 — сетки

10- масло трансформаторное

5.7.06. Воздухоосушители

5.7.09. Предохранительный клапан
5.7.11. Вывод нейтрали

5.7.12. Выносные баки давления высоковольтных вводов

Высоковольтные герметичные маслонаполненные ввода служат, в качестве проходных изоляторов, для вывода высокого напряжения из бака силового трансформатора и являются конструктивно самостоятельными изделиями (рис. 5.7.10).

5.7.10. Высоковольтные ввода
На трансформаторах 1Т-1,2 установлены ввода типа:

На трансформаторах 2(3,4) Т-1,2 установлены ввода типа:

где:
Г — герметичный;
М — с бумажно-масляной изоляцией;
Т — для трансформатора;
П — с устройством для подключения ПИН (приспособление для измерения напряжения) или КИВ (контроль изоляции вводов);
А (Б) — соответственно нормальная и усиленная наружная изоляция;
220, 500 — класс напряжения, кВ;
1600, 2000 — номинальный ток, А;
30 — предельный угол отклонения от вертикали ввода, установленного на трансформаторе;
У1 — климатическое исполнение (от -40°С до +40°С).
В качестве проходного изолятора нейтрали трансформаторов 1Т-1,2 используются маслонаполненные ввода типа:

У трансформаторов 2-4 Т-1,2 вывод нейтрали осуществляется вводами на 35 кВ, 1000 А со съемной фарфоровой покрышкой, с усиленной внешней изоляцией (рис.5.7.11).
Для компенсации температурных изменений объема масла внутри вводов 220 кВ служат встроенные в ввода специальные компенсаторы внутри которых помещаются упругие элементы (сильфоны), заполненные азотом. При увеличении объема масла (вследствие повышения температуры) происходит деформация сильфонов и газ внутри них сжимается. При уменьшении давления происходит обратный процесс.

Для компенсации температурных изменений объема масла внутри вводов 500 кВ служат выносные баки давления, соединенные гибким трубопроводом из отожженной меди с внутренней полостью ввода (рис. 5.7.12).

Во время ремонта в 2003 году на трансформаторе 2Т-2 произведена замена высоковольтных вводов в фазах В и С. Вновь установленные ввода типа ГМПТ-30-500/2000- УХЛ не имеют выносных баков давления. Компенсаторы давления у них встроены непосредственно в корпуса вводов.
Внутренняя изоляция вводов выполнена из, пропитанной изоляционным маслом, бумажной намотки, разделенной на слои уравнительными обкладками. Внутренняя изоляция помещена в фарфоровые покрышки, которые заполнены маслом.
От измерительной обкладки внутренней изоляции ввода сделан изолированный вывод на соединительной втулке, который служит для измерения тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ), емкости внутренней изоляции (С), для подключения ПИНа, а также для подключения КИВ-500 (рис. 5.7.13). Если при эксплуатации трансформатора, к этому выводу не подключен КИВ или ПИН, то он должен быть заземлен.
Маслонаполненные ввода всегда должны находится под избыточным давлением масла. Давление масла во вводах контролируется по манометрам, установленным на трансформаторе (рис. 5.7.14).
На 1-4 Т-1,2 манометры опущены вниз для удобства визуального контроля.


5.7.13. Шкаф подключения КИВ-500
При ежесменном контроле давление во вводах, зафиксированное по манометрам сравнивается с графиком кривых АВ и MN, построенных расчетным путем для горизонтального положения ввода (рис. 5.7.15). Так как на манометр дополнительно давит столб масла высотой от места установки манометра до верхней точки ввода, то фактическое значение давления в верхней точке ввода определяется формулой:
где: Ро — фактическое давление масла в верхней точке ввода, кгс/см 2 ;
Р — показания манометра, кгс/см 2 ;
γ- удельный вес масла, равный 0,9 г/см 3 ;
h — расстояние между манометром и верхней точкой ввода, см.

Высота масляного столба (h):


5.7.14. Манометры контроля давления масла в высоковольтных вводах

Блок 2,3,4:

Для удобства контроля в инструкциях по эксплуатации блочных трансформаторов кривые АВ и MN перестроены с учетом установки манометров.
Величина давления в верхней точке ввода не должна превышать верхнее значение, определяемое кривой АВ с допуском + 0,3 кгс/см 2 .
При снятом напряжении с блочных трансформаторов величина давления в верхней точке ввода должна соответствовать кривой MN с допуском +0,3 кгс/см 2 при положительных температурах окружающего воздуха, и с допуском +0,2 кгс/см 2 , при отрицательных температурах окружающего воздуха.
При этом в любом случае давление масла в верхней точке ввода не должно превышать 3 кгс/см 2 и быть ниже 0,1кгс/см 2 .
При повышении давления масла во вводе до верхнего предельного значения (кривая АВ) необходимо установить ежечасный контроль над давлением масла в этом вводе. Если величина давления масла во вводе превысит верхнее предельное значение на 0,5 кгс/см 2 то необходимо потребовать от НСС немедленно отключить трансформатор.

5.7.15. График зависимости давления масла от температуры окружающей среды в высоковольтном вводе ГМТПБ-30-500/2000У1
АВ — верхнее значение давления во вводе, при максимальной нагрузке ввода
MN — нижнее значение давления во вводе, с учетом установки манометра

Источник