Схема электрических соединений лаэс

СОДРЕЖАНИЕ

Введение

1. Организационная структура Ленинградской АЭС……………………..

2. Схема электрических соединений ЛАЭС……………………………….

3. Организация проведения эксплуатации электродвигателя. Меры безопасности при их обслуживании…………………………………………………

3.1 Организация и проведение эксплуатации трансформаторов и автотрансформаторов……………………………………………………………….

3.2 Организация и проведение эксплуатации РУ (выключателей, разъединителей). Меры безопасности при осмотрах и эксплуатациях эл. обор. РУ………………………………………………………………………………….

4. Ремонт электрооборудования электрических станций и сетей…………..

5. Методы контроля дефектов в обмотке статора турбогенератора………...

Список литературы……………………………………………………………………...

ВВЕДЕНИЕ

Строительство Ленинградской АЭС было начато в 1967 году и в декабре 1973 года состоялся энергетический пуск первого блока – головного блока из серии АЭС с канальным уран-графитовым реактором РБМК. Около года продолжалось освоение мощности и 1 ноября 1974 года на энергоблоке было достигнуто ее проектное значение 1000 МВт (Эл.)

В 1975 году был пущен второй блок Ленинградской АЭС и начато строительство второй очереди станции. Поскольку в районе Соснового Бора была создана строительная база, освоено изготовление оборудования на заводах, накоплен опыт строительства и монтажа, вторая очередь ЛАЭС была введена в действие в более короткие сроки: летом 1979 года пущен третий энергоблок и осенью 1981 года – четвертый.

Строительство и ввод в эксплуатацию реакторов ЛАЭС означало, что пройден еще один этап на пути развития совершенствования этого типа реакторов, зарождение которого относится концу сороковых годов, когда создавались первые такие реакторы, в том числе реактор первой в мире АЭС в г. Обнинске. Следующим этапом был пуск в 1958 году реактора Сибирской АЭС и далее пуск двух канальных уран-графитовых реакторов на Белоярской АЭС электрической мощностью 100 и 200 тыс. кВт.

Ленинградская АЭс – головная в серии АЭС с реакторами этого типа. В настоящее время эксплуатируются еще 10 энергоблоков с реакторами РБМК -1000 на других АЭС. На Игналинской АЭС (Литва) работают два энергоблока с реакторами РБМК – 1500 единичной электрической мощностью 1,5 млн.кВт. Ленинградская АЭС электрической мощностью 4 млн.кВт. вырабатывает сегодня более половины электроэнергии в системе Ленэгро и является источником тепла для города Сосновый Бор. Проектная выработка электроэнергии на ЛАЭС 28 млрд. кВт*ч в год. На собственные нужды АЭС потребляет 8 -8,5% от выработанной электроэнергии.

Начиная с 1982 года по 1988 год включительно, выработка электроэнергии превышала проектную величину, и в 1985-86 годах она достигла 29,4 млрд. кВт*ч. В этот период коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) составил 84%. С 1989 года начаты работы поэтапной модернизации энергоблоков АЭС с целью повышения их безопасности и приведение в максимальное соответствие с требованиями нормативных документов для атомной энергетики, которые действуют в настоящее время.

Наибольшая продолжительность непрерывной работы в течении восемнадцати месяцев обеспечена на 3-ем энергоблоке в 1989-1990 годах. С начала эксплуатации и до конца 1993 годах Ленинградская АЭС выдала в энергосистему России около 420 млрд. кВт*ч электроэнергии.

1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС

Директор ЛАЭС является административным руководителем всего комплекса работ по эксплуатации атомной станции и несет ответственность за безопасность, надежность, высокий технико-экономический уровень и качество эксплуатации АЭС.

Главный инженер ЛАЭС является административным и техническим руководителем основных производственных подразделений и служб, выполняющих эксплуатацию (ведение технологических процессов), техническое обслуживание и ремонт оборудования систем. Он несет полную ответственность за принимаемые технические решения, вызванные с эксплуатацией станции.

Заместитель Главного инженера по эксплуатации осуществляет техническое руководство оперативно-эксплуатационными службами основных подразделений АЭС, участвующих в ведении и технологических процессов эксплуатации АЭС.

Заместитель Главного инженера по ремонту осуществляет техническое руководство ремонтными службами основных подразделений АЭС, участвующих в техническом обслуживании и ремонте оборудования АЭС.

Заместитель Главного инженера по физике реактора и надежности осуществляет техническое руководство службами АЭС, обеспечивающими ядерную безопасность и надежность эксплуатации реактора и его систем.

Заместитель Главного инженера по реконструкции осуществляет техническое руководство службами АЭС, обеспечивающими разработку и контроль за внедрение мероприятий по реконструкции и модернизации оборудования и систем АЭС.

Заместитель Главного инженера по безопасности осуществляет техническое руководство службами АЭС, обеспечивающими радиационную и пожарную безопасность эксплуатации станции.

Тепловая схема каждого энергоблока АЭС- одноконтурная. Канальный реактор РБМК с кипящим теплоносителем, в качестве которого применена обычная вода, обеспечивает паром две турбины К-500-65/3000.

ОРУ – 750 кВ.

Трансформатор тока ТРН -750

При включенном в сеть ТТ ТРН – 750 проведение каких – либо работ в коробке вторичных обмоток категорически запрещается.

Запрещается включать под нагрузку ТТ ТРН – 750 с незаземленным цоколем, обкладками «0» , вводами»14» (нижняя ступень) и «3» (верхняя ступень).

При работе ТТ ТРН – 750 размыкание вторичных обмоток не допускается, т.к. на разомкнутой обмотке возникает высокое напряжение. Вторичные обмотки должны быть либо включены на прибор, либо замкнуты накоротко.

Заземлитель ЗТ- 750 кВ.

Для исключения возможности обрыва тросов, разрегулировки заземлителей ЗТ -750 в летнее и в зимнее время ( при примерзании подвижного контакта) оперативный персонал обязан:

При включении ЗТ – 750 проконтролировать натяжение тросов трех кратным поворотом рукоятки доводки привода по часовой стрелке; при отсутствии значительной слабины троса на барабане привода дальнейшую операцию выполнять электроприводом;

при возможности поворота рукоятки доводки (заклинивание, примерзание троса) оперирование ЗТ – 750 от электропровода оперативному персоналу запрещается;

при отключении ЗТ -750 телескоп вынести из ламелей вручную поворотом рукоятки доводки; после успокоения качаний телескопа, отключение производить электроприводом.

Выключатель ВВГ – 20

Осмотр ВВГ- 20, находящего под напряжением , производить через смотровые люки камер ВВГ – 20 , не проникая в саму камеру. Вход в камеру разрешен только при разработанной схеме ВВГ – 20

Перед включением выключателя в эксплуатацию необходимо убедиться в том, что вентиль в распределительном шкафу полностью открыт , а давление в резервуаре выключателя в допустимых пределах ( 19 – 21 кГ с/см)

Выключатель находящийся под напряжением , осматривать не реже одного раза в сутки, а также сразу же после каждого отключения или включения выключателя.

При осмотре необходимо убедиться в отсутствии внешних признаков повреждений , в отсутствии утечек воздуха (прослушиванием), а также необходимо проверить давление воздуха в резервуарах выключателя (по манометрам выключателя) . В случае отклонения давления сжатого воздуха от допустимого или наличия повреждений выключателя , принять меры к устранению повреждений, при невозможности устранить – выключатель вывести в ремонт.

При осмотрах камер ВВГ – 20 оперативному персоналу необходимо контролировать наличие принудительной вентиляции (должна быть введена в работу), температуру во всех контролируемых приборами точках. Максимально допустимая температура не должна превышать +40С.

При прекращении принудительного охлаждения выключателей ВВГ – 20 (отключение обоих вентиляторов) нагрузку генератора необходимо снизить до 12,5 кА. При этом максимально допустимая температура в камерах выключателей не должна превышать 40 С.

При отключении выключателя типа ВВГ – 20 о ключа управления или действия защит в случае срабатывания сигнализации на пан. 21 БЩУ -0 « непеключ. отдел. 1 В»или«Неперекл. отдел. 2 В»соответственно , персоналу ЭЦ убедиться осмотром через смотровые окна камеры выключателя в количестве не отключенных фаз отделителей.

В случае отказа отделителей по п.5.2.1.7.3 выключателя 1 В необходимо:

привести собственные нужды соответствующего генератора на питание от РШП – 6 кВ;

отключить выключатель 2 В;

отключить разъединитель 1 Р;

вывести выключатель 1 В с отказавшими отделителями в ремонт в установленном порядке.

В случае отказа отделителей по п.5.2.1.7.3. выключателя 2 В необходимо:

обеспечить питание собственных нужд э/блока с отказавшими выключателем 2 В от РШП – 6кВ;

отключить блочный трансформатор со стороны 750 и 20 кВ (с остановом энергоблока в случае его работы на мощности);

отключить разъединители 1Р и 2Р на генераторе с отказавшем выключателем 2В;

вывести выключатель 2В с отказавшими отделителями в ремонт в установленном порядке.

В случае отказа в отключении выключателя 1В или 2В на пан. 21 БЩУ-0 срабатывает сигнализация «Неперекл. 1В»или«Неперекл.2В» соответственно ; работает УРОВ выключателя 20 кВ (при наличии тока в контролируемом токопроводе) с отключением смежных выключателей.

РУ – 0,4 кВ

При сборке схемы выключателя типа А – 3700 в КРУ – 0,4 кВ типа КТП – СН – 0,5, необходимо обращать внимание на кабель цепей управления и защит , он может попадать на втычные контакты автомата, что приведет к повреждению кабеля при вкатывании автомата в рабочее положение.

При вкатывании автоматов А – 3700 в рабочее положение необходимо контролировать соосность верхних нижних контактов с помощью зеркальных устройств. Осмотр после вкатывания производиться как с левой , так и справой стороны.

При отключении типа А -3700 с ручным приводом , после того , как выключатель отключен в ручную , можно отвести рукоятку в сторону метки «ВКЛ».

Для включения выключателя после автоматического отключения необходимо сначала отвести рукоятку до упора в сторону «Отк», а затем – в сторону метки «Вкл».

Для отключения в ручную необходимо рукоятку отвести в сторону метки «Окл».

Не допускается включение выключателя рывками, толчками, а также с искусственными задержками.

При сборе схемы выключателя типа АВМ, для исключения возможности соприкосновения металлорукава разъема с токоведущими частями, металлорукав должен быть заведен с внешней стороны вала доводки выключателя и пропущен через ручку вкатывания автомата.

Вкатывание выключателя выдвижного исполнения типа «Электрон» в рабочее положение производится рычагом доводки с приложением усилия, достаточного для дохода его до «упора». Затем, удерживая рычаг доводки в прижатом в к выключателю положение, закрутить « барашек» механизма фиксации рычага до положения, исключающего свободный ход выключателя. При этом механизм доводки должен быть выведен из зацепления с выключателем. Качество вкатывания выключателя проверяется после включения выключателя в рабочее положение по наличию зазора между рычагом механической блокировки выключателя и упором от выкатывания. В случае недовкатывания и некачественной фиксации возможно недовключение выключателя , что недопустимо.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – Л; Энергоатомиздат,1987.

2. Правила устройства электроустановок. СПБ.; ДЕАН, 2001.

3. Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- Л.; Энергоатомиздат. 1989.

4. Справочник по электрическим установкам высокогонапряжения. /под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова – М.; энергоатомиздат.1989.

5. Электротехнический справочник .В 3-х т., т.3, кн.1. Производство и распределение электрической энергии. / под ред. Профессора МЭИ В.Г. Герасимова и др. – М.; Энергоатомиздат.1988

Рабочая диагностика

К методам рабочей диагностики отнесены следующие методы:

1. тепловизионное обследование;

2.измерение шумов и вибраций;

3. акустический метод регистрации ЧР;

4.анализы масла.

Тепловизионное обследование оборудования. Интерпретация данных термограмм является сейчас наиболее уязвимым местом метода. Здесь весьма велик субъективный момент, приводящий зачастую к ошибочным, а иногда и абсурдным выводам; высока необходимость формализации методов анализа данных.

Вибродиагностика. Измерение вибропараметров трансформаторного оборудования с целью оценки его механического состояния (распрессовка обмоток, распрессовка магнитной системы, ослабление крепления прочих элементов конструкции и др.) прочно вошло в практику всех специализированных фирм. Имеющаяся аппаратура позволяет измерять среднеквадратичные значения виброускорения, виброскорости, виброперемещения. Имеется также возможность выполнить спектральный анализ любого из перечисленных параметров в произвольной точке наблюдения.

Статистический подход. Для статистического анализа часто используется метод моментов. Используются четыре момента: один главный - математическое ожидание тх и три центральных - дисперсия Z) x (или среднеквадратичное отклонение ст), коэффициент асимметрии и эксцесс Ек. Перечисленные параметры трактуются как диагностические, поскольку их изменение может быть вызвано изменением состояния объекта.

Электромоделирование. В основу построения диагностической модели положена электромеханическая аналогия: пружина - емкость, механическое сопротивление - резистор, механический маятник - индуктивность, сила - напряжение, скорость - ток. Диагностическими параметрами являются параметры электрической цепи (часть пассивных элементов и источники).

Метод подобия эпюр. Для выявления повышенных вибраций навесных элементов конструкции используется эмпирический метод с рабочим названием «метод подобия эпюр». Он не имеет пока глубокого теоретического обоснования, однако часто дает неплохие практические результаты. Он основан на наблюдении, что ослабление механического крепления внешних элементов конструкции приводит к искажению подобия графиков виброперемещений, виброскоростей и виброускорений. Степень подобия оценивается количественно с помощью коэффициента подобия.

Акустический метод диагностики ЧР. Используется как вспомогательный, дополняющий электрический метод.

Анализы масла

Хроматографический анализ. Используются методы Роджерса, Дорненбурга, IEEE Std С57.104-1991, МЭК 60599, Дюваля (Duval), ключевого газа, нормограмм. В кооперации с НИЦ «ЗТЗ-Сервис» проводится контроль содержания фурановых соединений.