核电站工作原理

核电站工作原理（精选8篇）

核电站工作原理 篇1

0背景

辅助给水系统ASG作为核安全专设系统, 能在失去正常主给水时, 应急启动向蒸汽发生器二回路侧供应给水。特别是ASG003PO还能保证在全厂失电事故时, 由VVP新蒸汽驱动供水。而ASG003PO由ASG001TC驱动, ASG001TC转速由ASG136VV调节, 本文重点介绍ASG136VV的调节原理。

1 ASG136VV工作原理

ASG136VV的转速调节器为PG-PL调速器, 调速器为四层调速反馈控制:调速信号接收组件、速度设定组件、缓冲缸组件、动力缸组件四大部分。

(1) 调速信号接收组件接收ASG003PO的电气或手动设定调速信号, 并传递到速度设定组件;

(2) 速度设定组件将速度设定值传到缓冲缸组件, 同时反馈到接收组件以稳定调速系统;

(3) 缓冲缸组件将速度设定值传到动力缸组件, 并反馈信号到速度设定组件稳定系统;

(4) 动力缸组件的动力活塞最终驱动ASG136VV, 调节进入ASG00TC的蒸汽量, 达到调整ASG003PO转速的目的。

2 ASG136VV调节原理

正常自动调速来的电气信号经E/P转换为一空气压力信号, 传送到调速器的信号接收组件的气缸内。当自动调节回路失效或压缩空气不可用时, 调速器还有一手动设定旋钮可以手动调节转速。调速器内部调节转速的工作原理大致如下:

(1) 动力缸内的动力活塞直接连接ASG136VV阀杆, 通过控制动力活塞位置就可以调节ASG136VV;

(2) 动力活塞下部持续有油泵出口油流保持油压, 通过注入或排出动力活塞上部的压力油就可以使动力活塞上移或下移;

(3) 由缓冲油缸内的缓冲活塞左移或右移以排出或注入动力活塞上部压力油;

(4) 缓冲活塞的位置移动由调速器活塞上、下移动使控制端口和卸油口或注油口连通以实现;

(5) 调速器活塞位置由调速器速度设定弹簧力和调速飞锤力共同决定;

(6) 调速飞锤随汽机旋转, 其离心力以克服弹簧力;

(7) 速度设定弹簧力大小由其顶部速度设定活塞上部油压大小决定;

(8) 速度设定活塞上部油压大小由先导活塞控制其压力油排出或注入;

(9) 先导活塞位置由自动调速空气压力信号或手动调速旋钮决定。

下面详细介绍调速过程:

自动调节:以汽机转速偏低要增大汽机转速为例:

(1) 要增大转速, 对应的调节空气压力降低, 信号接收气缸内的波纹管由压紧状态变为松驰;

(2) 波纹管通过弓形链杆带动先导活塞向下移动, 同时将连接在复位杆上的复位弹簧放松;

(3) 先导活塞下移, 使压力油注入到速度设定活塞上部;

(4) 速度设定活塞受压下移, 增大速度设定弹簧紧力, 弹簧力大于调速飞锤离心力, 推动调速器杆下移、调速器活塞下移;

(5) 复位稳定:

(1) 速度设定活塞下移同时带动复位杆右端下移, 复位杆以球形轴承为支点其左侧上移, 重新拉紧复位弹簧, 同时将弓形链杆向上拉;

(2) 弓形链杆将先导活塞拉回中间位置阻断速度设定活塞上部进油;

(6) 调速器活塞下移使泵出口动力油注入到动力缸内动力活塞上部, 将动力活塞向下压;

(7) 动力活塞下移, 控制ASG136VV开大, 以增加汽机转速。

手动调节:通过手动调节旋钮来调整球形轴承的上、下位置从而改变转速。

(1) 当顺时针向增大转速方向调节旋钮时, 通过连杆传动使作为支点的球形轴承向下移动, 复位弹簧向下顶动弓形链杆, 使先导活塞下移注油, 后续调节过程和自动调节是一致的;

(2) 当逆时针向降低转速方向调节旋钮时, 通过连杆传动使作为支点的球形轴承向上移动, 复位杆会向上移动, 复位弹簧带动弓形链杆向上动, 使先导活塞上移排油, 后续调节过程和自动调节是一致的。

3 结论

ASG136VV的调节原理相对来说比较复杂, 而且较精密。这与ASG系统对电站安全功能的贡献密不可分。在电站失去主给水或失电的情况下, ASG003PO的安全可靠运行给堆芯提供了冷却水源, 为机组的安全提供了坚实可靠的保障。

参考文献

[1]ZJ-ASG-001操作总结[Z].

[2]L-OP-S-1-ASG-001岭澳核电站定期试验规程[Z].

[3]胡琰军, 白露.岭澳核电站一期汽动给水泵超速保护装置改造成功经验[J].核科学与工程, 2012 (S1) .

核电站工作原理 篇2

煤的工业分析：水分、挥发分、固定碳、灰分

变形温度DT、软化温度ST、流动稳定FT 当受热时由固态逐渐向液态转化，但没有明显界限温度的转化特性称为灰的熔融性。理论空气量：1kg燃料完全燃烧所需的最少空气量（空气中没有剩余）。

HGI大于86的煤为易磨煤，HGI小于62的现代大型锅炉，水冷壁普遍采用模式水冷壁，小形是光管水冷壁。

炉膛热力计算中，炉膛受热面的污染系数被定义为水冷壁实际吸收热量占投射到水冷壁受热面热量的份额。

对流过热器采用逆流布置方法，具有最大的传热温压。

根据一二次风向的分布情况，直流煤粉燃烧器分为均等配风和分级配风两种形式。假想切圆：在采用直流燃烧器锅炉中，以直流燃烧器同一高度喷口的几何轴线作为切线，在炉膛横截面中心部所形成的假象几何圆。

炉膛截面热强度定义为以锅炉燃料消耗量和燃料收到基低位发热量乘积为分子，与燃烧器区域炉膛横截面积的比值。

旋转射流燃烧器特点：1气流初期的扰动非常强烈，但后期的扰动不够强烈使其射程比较短2具有内外两个回流区3旋转射流的扩展角较大。

锅炉排污：放掉一部分浓缩的锅水，即排掉一部分盐分，代之以比较干净的给水，这样可维持锅水品质。

气温特性：锅炉负荷变化时，过热器和再热器出口的蒸汽温度跟随变化的规律。多相燃烧：物质在相的分界面上发生的反应，投粉后立即检查燃烧器喷嘴着火情况和总体燃烧工况。3投粉后要认真监盘，精心操作，根据燃烧情况，及时调整一二次风、风速、风率和总风量，防止风分比例失调。4锅炉各处严密，发现漏风及时联系堵塞，运行中要关闭所有孔门、检查门、着火孔等。防止冷风漏入，保证炉膛温度。

特别注意控制汽包水位原因：锅炉升压过程中，锅炉工况变化比较多，气温、气压升高后，排气量改变，进行定期排水等过程里它的变化都会对水位产生不同程度的影响，如果对水位调节控制不当，将很容易引起水位的事故，因此在锅炉升压过程中应该特别注高位发热量：煤在氧弹中燃烧放出的热量减去硫和氮生成酸的校正值后所得到的热量。低位发热量：煤的高位发热量减去煤样中的水和氢燃烧时生成的水的蒸发潜热后的热值。

锅炉尾部烟道再燃烧现象和处理

现象：尾部烟道烟气温度不正常地突然升高、炉膛和烟道负压剧烈变化、烟道孔门等不严密处冒烟或冒火星。

处理：1烟道内烟气温度不正常时，应立即调整燃烧，对受热面吹灰，加强对受热面的冷却。2尾部烟道发生严重的再燃烧时应立即停止锅炉运行，停止送、引风机运行，关闭各受热面泄露、风机单侧运行、空颈器故障或堵塞、一侧风挡板未开、燃烧不均匀、漏风、仪表坏、吹灰不均、尾部烟道二次燃烧。蒸汽温度调节：喷水减温、汽-汽热交换、蒸汽旁通、烟气再循环、分隔烟道挡板、调节和改变火焰的位置。四种流型以及传热恶化 流型：泡状、弹状、柱状和液雾

第一类传热恶化：当热负荷很高时，管子内壁汽化核心数急剧增多，气泡形成速度超过气泡脱离速度，使管子壁面形成一个连续的蒸汽膜，a2急剧下降，壁温急剧上升，这种由核态沸腾转变为膜态沸腾的传热恶化称为煤为难磨煤。

煤粉完全燃烧原则条件：1充足合适的空气量2适当高的炉温3空气和煤粉的良好混合4在炉内有足够的停留时间。

直流燃烧器布置在炉膛四角，......四角布置切圆燃烧方式。

循环故障的具体表现：停滞、倒流、下降管带气

干燥无灰基挥发分Vdaf <10%为无烟煤，>10%为烟煤，>37%为褐煤。

粗粉分离器是利用重力、离心力、惯力作用 使粗煤粉分离出来。

汽水分离装置工作原理：惯性分离、离心力分离、水膜分离、重力分离。

影响钢球磨煤机工作的主要因素：转速、钢球充满系数、钢球直径、通风量、筒内存煤量

自然循环锅炉的蒸发设备由汽包、下降管、联箱和汽水分离器及其连接管道组成。燃煤锅炉的火焰中具有辐射能力的介质是三原子气体、飞灰粒子、焦炭粒子和炭黑粒子。锅炉热力计算分为校核计算和设计计算。锅炉各个受热面中，金属壁温最高的受热面是过热器。

煤中有害物质有：氮、灰分、水分、硫。烟气中含有二氧化硫，会使烟气露点温度升高。

在自然循环中，循环倍率为上升管进口的循环水量与上升管出口产生的蒸汽量的比值 钢球滚筒磨煤机临界转速只取决于磨煤机钢球直径。

按工质在蒸发受热面内的流动方式，可将锅炉分为自然循环锅炉、强制循环锅炉、直流锅炉、复合循环锅炉。

现代电厂大型锅炉各项热损失中，最大的一项热损失是排烟热损失。固定碳和灰分组成了焦炭。

锅炉运行中存在的热损失有：排烟热损失、固体未完全燃烧热损失、气体未完全燃烧热损失、灰渣物理热损失、散热损失。对流受热面热力计算基本方程：排烟侧热平衡方程、工质侧热平衡方程、管壁的导热方程。

自然循环具有自补偿能力的工况为：上升管内含气率小于界限含气率的工况。

自补偿特性：当自然循环锅炉的循环倍率大于临界循环倍率时，循环速度随着热负荷增加而增大的特性。

自然循环循环流速：上升管开始沸腾出的饱和水速，可以表征流动的快慢，是反映循环水动力特性的指标。

质量含气率：上升管中汽水混合物中蒸汽的质量份额。

热偏差系数：平行工作管中，偏差管内工质的焓增与整个管组工质的平均含增的比值。管间脉动：在管屏两端压差相同，当给水量和流出量总量基本不变的情况下，管屏里管子流量随时间作周期性波动。是一种不稳定的水动力特性。

额定蒸发量：指在额定蒸汽参数，额定给水温度和使用设计燃料时，长期连续运行时所能达到的最大蒸发量。

经济煤粉细度：指机械不完全燃烧损失、排烟热损失和制粉电耗之和为最小的煤粉细度。

蒸汽的溶解携带：蒸汽通过直接浴盐而污染称之为蒸汽的溶解性携带。

烟气焓：指在等压条件下，1kg燃料所产生的烟气量从0℃被加热到某一温度所需的热量。煤的可磨性系数：煤被磨成一定细度的煤粉的难易程度（越大越好磨）。

锅炉热平衡指锅炉输入热量与输出热量及各项热损失之间的热量平衡。

蒸汽污染原因是饱和蒸汽的机械携带和选择携带。

且燃料与氧化剂的相态不同。

动力燃烧区：当燃烧反应温度不高时，化学反应速度不快。此时氧的供应速度远大于氧的消耗速度。即扩散能力远大于化学反应的能力，这时燃烧工况所处的区域称为动力燃烧区。

扩散燃烧区：当燃烧反应温度很高，化学反应速度远大于扩散能力，这时燃烧工况所处的区域称为扩散燃烧区。

气蚀：当离心泵入口的最低压力低于该温度下的被吸液体的饱和压力时，产生大量的气泡，气泡的形成、发展和破裂过程中，会对叶轮材料产生破坏作用，这种现象叫气蚀。漏风系数：锅炉受热面所在烟道漏入烟气的空气量与理论空气量之比，亦即该烟道出、进口处烟气中过量空气系数之差。

高温腐蚀：高温受热面表面粘附的烧结性积灰下发生的金属腐蚀。

低温腐蚀：受热面壁温接近或低于烟气露点时，烟气中的硫酸在壁面凝结后对壁面产生的腐蚀。既有化学腐蚀又有电化学腐蚀。提高自然循环安全性的措施：1减少受热不均匀2确定合适的上升管吸热量3确定合适的上升管高度和管径4确定合适的汽水管高度和截面积5减少旋风分离器阻力6减少下降管阻力。

直吹式：具有系统简单，设备部件少，运行电耗低，钢材消耗省，占有空间小，投资少和爆炸危险性小等优点。

仓储式：增加了煤粉仓，有较多的煤粉储存，因此磨煤机的出力不再受锅炉负荷的限制，始终可以在最佳工况下运行，具有较高经济性，锅炉负荷变化时，可以通过改变给粉机转速直接调整给粉量。

锅炉点火初期投粉防爆措施有：1投粉前各油枪运行良好，并保持最大出力，油枪全部投入使用，着火正常。2投粉不着火时，应立即停止该给粉机运行，严禁使用爆燃法投粉，意控制汽包水位在正常范围内。

水冷壁角系数：投射到受热面上的热量与投射到炉壁的热量之比。

直流燃烧器有哪几种配风方式，有什么特点？

均等配风方式：一二次风口相间布置并相互紧靠，其喷口边缘的上下间距较小。沿高度间隔排列的各个二次风口的风量分配接近均匀。

分级配风方式：一次风口喷口相对集中布置，并靠近燃烧器下部，而且一二次风口的边缘保持较大距离，二次风分层，分阶段送到燃烧着的煤粉气流中去。

过热器和再热器设有旁路系统：锅炉点火生炉或汽轮机甩负荷时，过热器和再热器没有蒸汽通过，管壁会因得不到冷却而产生爆管或烧损。

锅炉负荷增加，辐射式过热器、对流式过热器中气温变化热性？

气温特性：随着锅炉负荷的增加，过热器中的蒸汽流量和燃料消耗量都会增大，但锅炉火焰温度升高甚少，不及过热器中蒸汽流量增加的比例大，因此辐射式过热器中蒸汽焓增减少，蒸汽出口温度下降。燃料消耗量的增加会使炉膛出口烟温升高，烟气流量增大，对流式过热器换热量增加许多，过热蒸汽焓增增大，出口气温升高。

均相模型：1气和水均匀的混合在一起，与泡状液近似，只考虑汽和水的不同。2汽和水之间没有相对运动。

分流模型：水在管中紧靠管内壁流动，占据管截面积F‘，汽在管子中间由水形成的“水管”中流动，占据管截面积F“，考虑汽和水的相对速度。

弹筒发热量：将煤样放在充满压力为2.6~3.0Mpa的氧气的氧弹内，点火燃烧后，使燃烧产物冷却至煤样的原始温度，在此条件下单位质量的煤所放出的热量。

风烟挡板，隔绝通风。3待再燃烧现象消除时，进行必要的通风冷却和吹扫，锅炉吹扫冷却后要进行内部检查，确认设备正常后可重新点火。

锅炉运行过程中，当给水温度降低时，过热蒸汽温度将怎样变化？

给水温度降低，为保证锅炉负荷不变，必须增加炉膛燃料，使炉内烟气量增加，炉膛出口烟温增加，对流式过热器出口蒸汽温度随给水温度降低而升高，辐射式过热器出口汽温影响小基本不变。

蒸汽清洗是利用什么原理来提高蒸汽品质？为什么亚临界压力锅炉不采用蒸汽清洗？ 蒸汽清洗是利用杂质的溶解度在水中的高于在蒸汽中的这一特性，同时补充水的杂质远低于锅水汽包表面的杂质含量，这样就可以提高蒸汽的品质，亚临界参数时杂质在汽相和液相的溶解度非常接近，因此清洗的作用已经很不明显，这样只有通过提高补水水质来实现提高蒸汽品质。

在组织锅炉燃烧时，为什么将燃烧所需空气分为一二次风，确定一次风率的依据是什么？

将其分为一二次风可以使燃料与氧化剂及时接触，而且接触的很好。这样使燃烧猛烈强度大并能以最小的过量空气系数达到完全燃烧，保证锅炉安全经济运行，依据是煤粉颗粒的大小和燃烧初期对氧气的需要。影响尾部受热面松散积灰的主要因素有哪些？常采用哪些方法减轻积灰？

1受热面温度2烟气流速3飞灰颗粒大小4管子的排列方式和节距5管子的直径

措施：1设计时选择合理的烟气流量，额定的负荷不低于5~6米/秒。2采用小管径和错列布置。3正确采用和布置吹灰装置，运行时合理的吹灰时间间隔和一次吹灰的持续时间。分析哪些原因会造成两侧排烟温度偏差较大？

第一类传热恶化。

核电站SOP事故规程原理 篇3

关键词：EOP,三哩岛,SOP,事故规程,优缺点

1 以单一事件为导向的EOP事故规程

大亚湾核电站和岭澳一期核电站目前使用的EOP事故规程 (即事件导向法事故规程) , 其基本原理为:当主控室出现始发事件后, 反应堆操纵员、二回路操纵员和协调员同时执行各自的事故规程。他们根据诊断规程的指引并收集控制室提供的信息进行诊断, 判断机组当前出现的事故类型, 然后进入以下的事故规程采取相应行动处理事故:1) 故障和设计基准事故规程;2) 用于超设计基准事故的规程;3) 用于极限运行工况的应急运行规程。在此期间, 值长/安全技术顾问应用他们的故障或事故期间连续监测规程对机组进行定期的不间断的监督。

2 从EOP切换至SOP的必要性

1979年3月28日, 美国三哩岛核电站二号堆发生堆芯失水而熔化和放射性物质外逸的重大事故, 暴露出EOP程序存在局限性, 很难适应复杂或难以确定的情况, 在事故处理时可能对核安全带来严重的负面后果。

EOP事故规程主要问题有以下几方面:1) 事故处理策略基于初始诊断, 当诊断失误时无法采取纠正措施;2) 事故工况恶化时难以进行处理 (安注或喷淋启动除外) ;3) 事故处理策略只适用于单一事故, 规程本身无法处理叠加事故;4) 对于设计时没有考虑到的事故则没有EOP程序可供使用;5) 事故处理策略只适用于单一事故, 对于设计时没有考虑到的事故则没有EOP程序可供使用;6) 很少或者没有考虑在执行规程过程中可能存在的人为失误。

根据美国三哩岛核事故的经验反馈, 为了消除EOP程序使用和安全上的局限性, 法国在80年代初, 开始研究状态逼近法事故规程 (SOP) , 其目标是在事故处理过程中避免以上EOP事故程序存在的问题, 即:能够处理叠加事故;在出现诊断失误或人为失误时能进行诊断修正;能使用较少的程序覆盖尽可能多的事故;可以覆盖更严重的事件。

3 基于状态导向法的SOP事故规程

SOP事故规程最主要的特点是LOOP结构 (环状结构, 如下图所示的SOP程序的原理图) 及对机组状态的定期诊断。通过LOOP结构及定期状态诊断, 操纵员可以检查他们是否正在使用正确的程序, 当出现非预期的故障时能够及时响应, 并能改正自身造成的错误或纠正可能的疏忽。

基于状态导向法的SOP事故规程原理和与EOP事故规程的对比如下图:

对于无限的事件组合 (设备故障或与人因失效的叠加) 所导致的可能的反应堆的物理状态是有限的, 而反应堆的物理状态可以过对几个具有代表性的参数的监测来鉴别;为了达到总体安全目标而进行的物理状态的周期性诊断, 优先级别的定义以及状态功能的纠正控制行动的采取等, 构成了状态逼近法事故处理的原则。

反应堆物理状态是在某一特定时刻表征反应堆安全特性的物理参数的组合, 归纳为六个安全状态功能, 如下表所示:

每个安全状态功能对应一个功能目标, 而机组设计时对应每一个功能目标, 都有冗余的控制手段。通过对六个安全状态功能的诊断, 可以鉴别反应堆的物理状态 (安全水平或者事故严重度) , 并且得到了所有功能目标的重要度排序, 从而选择相应的运行策略, 利用可用的设备和方法, 按优先次序控制功能目标以便将机组控制在安全状态或者向安全状态过渡。这是一个循环过程, 事故处理过程的人因失误、设备故障、控制操作的有效性都可以通过定期诊断反应堆物理状态来确认并且得以纠正。

贴合状态功能目标, SOP中一回路处理事故的策略共8个, 可以分为两大类:非干预水装量优先策略 (稳定、稳定控制核功率或硼化、控制△Tsat、平稳后撤、快速后撤、重建余热导出) 和干预水装量优先策略 (优先重新建立一回路水装量、堆芯最终保护) 。

4 SOP事故规程的优缺点

SOP事故规程的优点:1) 程序的高度系统化与格式化, 可以通过数目有限的程序来覆盖可能的事故工况;2) 通过物理状态的定期诊断及LOOP结构, 操纵员总是能够验证正在执行的运行策略的有效性, 即使事故发展趋向复杂 (人因失误、叠加故障) , 也能够重新找到合适的运行策略, “差错容忍”、“自我纠正”特性;3) 可以替代或恢复不可用或失效的系统;4) 功能目标控制手段的冗余性, 使得操纵员总是有一个可用的解决方案在执行, 改善了程序的可操作性与时效性;5) 事故诊断逻辑可以在任何时刻由任何由授权的人员 (操纵员、机组长、值长、安工) 来执行, 人员冗余性强化, 与生产组积机构设置中关于人员冗余的原则相一致。

当然, SOP事故规程也存在一些不足:1) 对单一预期故障的处理, 针对性弱化;2) 单份程序的页数过多、导向点过多, 在一定程度上影响了执行效率。

但是, SOP事故规程经过将近二十年的发展, 也做了很多改进, 如法国最新版本的SOP事故规程加入了对误安注事故的研究, 操纵员在执行DOS诊断程序时即可停运误安注。

参考文献

[1]大亚湾核电站事故规程解读 (EOP) 2007-08-01[M].原子能出版社.

浅析变电站母线保护的配置和原理 篇4

在变电站, 母线起着电能集中与分配的重要作用, 它是电力系统最重要的电气设备之一, 一旦发生故障, 与其连接的所有元件将被迫停电, 电气设备将遭到破坏, 有时甚至会造成系统瓦解, 给电网带来严重损失。下面就变电站广泛应用的单母线和双母线接线方式分析保护的配置情况以及保护的原理。

1 母线故障的原因

变电站母线发生的故障可能是单相接地或相间短路。引起母线故障的主要原因有:因空气污染损坏绝缘, 导致母线绝缘子、断路器、隔离开关套管闪络;母线上电压互感器故障及装设在断路器和隔离开关之间的电流互感器故障;倒闸操作时引起断路器和隔离开关的支持绝缘子损坏;运行人员的误操作, 例如带负荷拉开隔离开关产生电弧和带地线误合闸。

2 母线保护的配置及其原理

目前在变电站中, 母线保护的类型有: (1) 利用母线供电元件的保护装置兼做母线故障的保护。例如, 利用变压器的后备保护来作为低压母线的保护装置。这种方式靠变压器的后备保护来切除母线故障, 因切除时间长且选择性差, 往往不能满足运行要求, 所以一般用在10 kV和35 kV的低压单母线上。 (2) 装设专用的母线差动保护装置。根据母线的接线方式, 有单母线完全差动保护和双母线差动保护, 其能有选择性地快速切除母线故障。

单母线差动保护接线图如图1所示。在母线的所有连接元件上装设具有相同变比和特性的电流互感器, 所有互感器的二次线圈在母线侧的端子互相连接, 另一端的端子也互相连接, 然后接入差动继电器CJ, 继电器中的电流即各个二次电流的向量和。

工作原理: (1) 正常运行及母线范围以外故障时, 在母线上所有连接元件中, 流入母线的电流与流出电流相等, 即总电流undefined保护不动作。 (2) 当母线上发生短路时, 所有与电源连接的元件都向故障点供给短路电流, 而所有供电给负荷的连接元件中电流均等于0, 因此总电流undefined (短路点的总电流) , CJ保护动作, 启动信号继电器和保护出口继电器BCJ, 瞬时跳开母线上所有连接的开关。

为了提高供电可靠性, 变电站的重要母线一般采用单母线分段方式或双母线接线方式, 对于这种母线, 一般设置大差动元件及各段母线小差动元件。大差作为启动元件, 用以区分母线区内外故障;小差为故障母线的选择元件。图2为双母线保护示意图。

(1) 大差动元件是指除母联开关和分段开关外的母线上所有其余支路电流所组成的差动元件, 图中指1、2、3、4四条支路电路之和。 (2) 各段母线小差动是指与该段母线相连接的各支路电流构成的差动元件 (包括与该母线相关联的母联开关和分段开关支路电流) , 图中Ⅰ母小差动是指支路1、2和经过母联ML的电流之和;Ⅱ母小差动是指支路3、4和经过母联ML的电流之和, 母线差动保护逻辑框图如图3所示。

在这里, 可以把2段母线看作一个单母线, 因此当任一段母线发生故障时, 大差动元件动作, 而正常运行或外部故障时, 大差动元件不动作;同样道理对于2段母线中的任一小段母线, 当母线Ⅰ故障时, 会引起小差动Ⅰ元件动作, 当母线Ⅱ故障时, 会引起小差动元件Ⅱ动作, 因此如果大差和某段小差都满足动作条件, 判为母线内部故障, 母线保护动作, 跳开故障母线上的所有断路器, 即:大差动元件和小差动元件Ⅰ动作时, 跳母联及Ⅰ母上各单元;大差动元件和小差动元件Ⅱ动作时, 跳母联及Ⅱ母上各单元。

对于单母线, 不存在大差和小差之分, 对单母线分段接线方式, 大差和小差的概念及意义与双母线一样;对双母线接线, 倒闸过程中2条母线经刀闸双跨或投入母线互联压板时, 双母线按单母线方式运行, 此时不再进行故障母线的选择, 如果母线发生故障, 则将2条母线同时切除。

保护的基本功能有: (1) 比率制动式差动保护。为了防止外部故障时不平衡电流引起差动保护误动, 保护原理上采用比率制动式, 动作电流取所有大差动元件电流和的绝对值, 制动电流取大差动元件各支路电流绝对值的和, 动作电流与制动电流的比值为比率制动系数, 此系数定值一般取0.3～0.6, 只有当比率制动系数大于定值时, 保护才会启动, 即母线内部故障时保护才会启动。 (2) 复合电压闭锁。为了防止由于误碰差动及失灵出口回路或出口继电器损坏等原因而导致母线连接元件误跳闸, 装置配置低电压突变及复合电压判别的电压闭锁功能。 (3) 母联 (分段) 充电保护。当一段母线对另一段母线充电时, 为了更灵敏地反映空母线故障, 设置了反映相电流或零序电流的母线充电保护, 当验明母线无故障后, 应及时将该保护退出。 (4) 母联过流保护 (母联作为线路开关) 。当利用母联作为线路的临时开关时可投入母联过流保护, 母联过流保护在任一相母联电流大于过流整定值时, 或母联零序电流大于零序过流整定值时, 经整定延时跳母联开关。 (5) 母联非全相保护。当母联断路器某相断开, 母联非全相运行时, 可由母联非全相保护延时跳开三相。其由母联TWJ和HWJ接点启动, 非全相运行时产生零序和负序电流作为动作的辅助判据。 (6) 断路器失灵保护。是指当故障元件保护动作后, 断路器拒绝动作时, 经检测CT仍有电流通过, 根据其连接元件的保护装置所给出的电压切换接点启动相应段的母线断路器失灵保护, 以较短时限跳母联 (分段) , 以较长时限跳故障元件所在母线上的其他所有开关, 以使停电范围限制为最小的一种近后备保护。 (7) 母联失灵及死区保护。双母线或单母分段系统并列运行, 一段母线保护动作, 经延时母联CT仍有电流, 则启动母联失灵保护, 开放另一段母线保护的出口, 从而跳开母线上所有开关。母联断路器断开 (双母分列运行) , 如果母联刀闸热备用, 保护装置仅靠隔离刀闸进行方式识别, 则母联为运行状态, 母联死区故障将会引起双母线相继跳闸, 扩大事故范围。为避免这种情况发生, 装置中引入母联断路器辅助触点的投退情况, 当母联断路器断开时, 母联电流不列入小差的计算, 该方式下不再进行母联死区及失灵判别。 (8) 母线TA断线时, 由逻辑闭锁母线差动跳闸出口。

3 结语

对于220 kV变电站, 其高、中压侧母线不管是单母线分段还是双母线, 一般都采用双母线差动保护;而对于低压母线, 可采用变压器的低压后备保护来兼做母线保护。对于110 kV及其以下电压等级的变电站, 高压侧母线为单母线的情况下, 一般不装专门的母线保护, 靠上级线路保护的二段来保护;若是单母分段则可以采用专门的母线保护, 低压侧采用变压器的后备保护来兼做母线保护。

摘要：结合工作实践, 详细分析了目前变电站实际应用的母线保护的配置情况, 并介绍了母线保护的工作原理。

关键词：母线保护,大差动元件,小差动元件

参考文献

[1]王彦东.母线保护的原理和发展[J].宁夏电力, 2007 (8)

核电站工作原理 篇5

LLS系统在电厂失去全部厂用电源的情况下, 能为9RIS011PO运行提供应急电源, 9RIS011PO给反应堆冷却剂泵供应一号轴封水从而避免了反应堆冷却剂泄漏。

LLS003VV是LLS小汽轮机的蒸汽流量调节阀, 控制进入汽轮机的蒸汽流量大小用以调节汽轮机的转速。LLS003VV是靠油压活塞传动调节的, 在LLS汽轮发电机组热备用时, LLS003VV处于预置位置;在LLS汽轮发电机组功率运行时, LLS003VV自动根据调整器的转速反馈调节开度保持LLS小汽机转速稳定在3000RPM。

1 工作原理

根据LLS系统的设计, LLS003VV在进汽回路上位于进汽气动隔离阀LLS001VV和跳闸保护阀LLS002VV下游, 同时由同一路SAR压缩空气控制气源供到LLS003VV和LLS001VV (即LLS001/003VV是同时失气或供气) , 当SAR气源正常时, 压缩空气将保持LLS001VV处于全关位置 (该阀失气开) , LLS003VV处于预置小开度位置。当LLS接收到启动信号时LLS001/003VV同时失去SAR气压, LLS001VV快速全开, LLS003VV则由小开度缓慢调节开大 (以防止启动瞬间超速) 。

2 LLS003VV的调节原理

LLS调速器为UG连杆式调速器, 预置的平衡转速为3000rpm, 当转速达到3000rpm时调速器弹簧与调速飞锤处于平衡状态, 此时控制端口被滑阀遮蔽, 动力油塞上下油压达到平衡, 活塞及输出轴处于静止状态, 汽机转速保持稳定。

调速器从一个较高转速或较低转速回到所设定的平衡转速时, 其转速不会立即稳定下来, 其转速的稳定, 有赖于反馈机构中的大、小补偿活塞来实现的。动力油塞上、下部及补偿活塞下部的油都是预先充好的。

下面详细说明速度调节过程:

2.1 当汽机转速大于3000rpm的调节过程:

转速升高、离心力增大, 飞锤向外翻转克服调速器的弹簧力带动调速器杆向上移动;

由浮动杆传动带动导阀柱塞向上移动;

控制端口连通到排油口, 动力油塞下部的油通过泄油口泄压;

动力油塞在上部油压的作用下带动输出轴向下移动;

输出轴连杆带动阀杆关小调节阀, 从而使汽机转速降低;

动力油塞向下运动同时, 通过补偿调节杆带动大型补偿活塞向上移动;

小型补偿活塞底部的油流向大活塞, 使小型补偿活塞向下运动;

由浮动杆带动导阀柱塞向下运动, 使滑阀重新回到遮蔽控制端口位置;

同时因汽机转速被调节降低, 飞锤离心力减小带动调速器杆下移, 带动导阀柱塞向下运动, 进一步促使滑阀重新回位遮蔽控制端口位置;

汽机转速稳定下来 (3000±24 rpm) , 这个过程通常需要10秒左右的时间。

2.2 当汽机转速小于3000rpm的调节过程

转速低、调速器弹簧力大于飞锤的离心力, 飞锤向内收敛, 带动调速器杆向下移动;

由浮动杆传动带动导阀柱塞向下移动;

控制端口和动力油塞上部油路连通, 动力油塞上部油压通过控制端口流到下部;

因为动力油塞上下的面积差, 使油塞带动输出轴向上移动;

输出轴连杆带动阀杆开大调节阀, 从而使汽机转速升高;

动力油塞向上运动的同时, 通过补偿调节杆带动大型补偿活塞向下移动;

大型补偿活塞底部的油被压向小活塞, 使小型补偿活塞向上运动;

由浮动杆带动导阀柱塞向上运动, 使滑阀重新回到遮蔽控制端口位置;

同时因汽机转速被调节升高, 飞锤离心力增加会带动调速器杆上移, 带动导阀柱塞向上运动, 进一步促使滑阀重新回位到遮蔽控制端口位置;

汽机转速稳定下来 (3000±24 rpm) , 这个过程通常需要10秒左右的时间。

3 结论

从以上内容可以看出, LLS003VV的调节原理相对来说比较复杂, 而且较精密。这与LLS系统对电站安全功能的贡献密不可分。在电站全厂失电的情况下, LLS系统的安全可靠运行为机组的安全提供了坚实可靠的保障。

摘要：LLS系统在岭澳核电站起着非常重要的安全作用, 在电站失去全部厂用电源的情况下, 该系统能提供9RIS011PO运行所需要的电源, 从而给反应堆冷却剂泵的一号轴封供应轴封水, 避免了反应堆冷却剂的泄漏, 保证了第二道屏障的完整性。此外LLS系统也给NSSS系统、PAMS仪表, 主控室应急照明等提供配用电源, 以保证一些必要的工况下机组的安全控制。而LLS003VV调节性能的好坏直接关系到LLS系统的正常运行, 因此本文着重对LLS003VV的调节原理进行阐述。

关键词：LLS003VV,调节,原理

参考文献

[1]操作总结ZJ-LLS-001[Z].

核电站工作原理 篇6

电子调速系统采用数字电子调速器, 由全数字速度控制器、电磁执行器和磁性传感器组成。全数字速度控制器基于微处理器的负反馈脉宽调制控制系统, 是调速系统的核心部件。当发动机工作时, 通过装在柴油机飞轮壳上的磁性传感器检测柴油机转速的变化, 对磁头信号进行采样, 此信号是一个近似正弦波, 其频率与转速成正比, 速度控制器将采样信号转换成数字信号后与微处理器内额定转速的设定信号进行比较, 向执行装置输出一个脉宽调制 (PWM) 控制信号, 并将该信号转换为与脉宽成正比的机械信号, 改变油机供油拉杆的位置以调节油量, 始终保持发动机转速在设定的额定转速附近变化。

启动回路由蓄电池组、启动继电器、启动马达、启动开关 (电钥匙) 等组成。当系统上电后, 无论电站工作在哪一种模式, 只要启动继电器闭合 (通过启动开关控制或单片机控制) 后, 就会将蓄电池组电源与启动马达接通, 启动马达开始运转, 带动发动机飞轮旋转。当转速上升至柴油发动机的压燃转速时, 发动就启动成功。闭合空气开关QF1～QF3和接地开关QS, 将电站二次柜上的运行模式旋钮转至“自动”位置, 则系统上电继电器KA1得电工作, 同时, 排风门继电器KA4工作, 接通排风门电机DD1得电工作, 带动排风门打开, 为发电机工作做准备。按下“启机”按钮, 继电器KM2得电工作, 其接点接通启动马达M的得电回路, 启动马达开始运转, 柴油发动机开始工作。将交流供电旋钮转至“合闸”位置, 供电继电器KA2得电工作, 其接点KA2/1接通继电器KM1的得电回路, 机组开始向外供电。电量检测模块经A201、B201、C201、N201实时检测发电机组输出的三相电压和单相电压及频率, 经A301、B301、C301和对应的电流互感器T1～T3检测负载电流, 并将检测结果送至主控制模块ZKMK, 显示在语音显示报警模块的VFD显示屏上。正常情况下, 数字表指示频率50 Hz、三相电压400 V、单相电压220 V、电流不大于54 A。

柴油发动机工作状态监控由机油压力传感器和机油压力表、冷却水温传感器和水温表、蓄电池电压表以及油量表等监控回路组成。柴油发动机启动成功后, 二次电柜面板上可以监控发动机的工作状态。各监控仪表的指示灯点亮, 机油压力表指针在绿色区, 数字显示2～5bar;水温表指针在绿色区, 数字显示在40～99℃;燃油箱油量表指示不小于1/4读数, 小于1/4读数应即准备加注燃油;蓄电池电压表指示49 V左右。同时, 还应密切注意电站运行声响, 若有报警声及异常声音, 应停机, 查明原因, 予以排除。

故障一:应急模式下正常, 自动模式下, A相指示电压不断变化, B、C两相电压正常, 稍后出现声光报警, 屏幕提示“欠压”。应急模式下可正常供电, 排除发电机故障的可能, 故障应该在电量采集模块或主控制模块及相关连线。分别测量电量采集模块的输入检测电压, 发现A201对中线无电压, 停机后, 用万用表电阻档测量熔断器FU1及其前后连线, 发现熔断器FU1一端连线松脱, 接好连线, 机器正常。

故障二:自动模式和应急模式下, 发动机监控仪表均无指示。根据工作程序分析, 所有监控仪表的指示灯在系统上电继电器KA1工作后就应该点亮, 发动机启动正常后, 根据监测结果点亮相应的指示灯, 以指示当前情况下机油压力、水温、燃油油量以及蓄电池输出电压等。根据电路分析, 各监控仪表一端由23号线通过上电继电器KA1的常开接点KA1/2和空气开关QF1接至蓄电池GB的正极, 另一端通过各自的传感器接至蓄电池GB的负极, 用万用表电阻档测量该线路, 发现23号线至接点KA1/2之间的连线不通, 23号线是通过运行模式转换开关SA3转接过来的, 仔细观察发现SA3上的23号连线松脱, 接上后监控指示恢复正常。

核电站工作原理 篇7

关键词：核电厂,直流系统,接地,故障,检测

1 核电厂直流系统概述

与交流供电系统主要承担电力输送、驱动执行机构动作等任务不同, 核电厂的直流系统向继电器自动控制、监测设备、灯光报警装置、计算机逻辑信息采集回路、电磁阀和电动阀控制机构供电, 还通过直流/交流逆变器向重要和永久220V交流系统供电, 涉及核岛、常规岛、外围厂房几乎所有的控制保护系统以及继电保护系统, 因此直流系统的正常运行对核电厂的安全稳定起着至关重要的作用。

典型的核电厂直流系统由以下几个部分构成:

(1) 电源部分:蓄电池和充电装置

(2) 供电网络:直流母线和母线到各个负载之间的连接线

(3) 保护设备:过流保护用的保险或空气开关;接地保护用的接地告警装置

(4) 负载:直流系统供电对象, 如保护控制设备等

(5) 其它:如接线端子、抗干扰电容或滤波电容等

2 直流接地故障原理及其危害

核电厂各工艺厂房内设备繁多、线路复杂, 并且在机组日常运行及停机大修期间的预防性、纠正性维修和工程技术改造等工作量一直居高不下, 所以由设备缺陷或人因失效而导致线路异常接地、短路在所难免, 无法完全杜绝。

一旦发生接地故障, 直流系统的运行便偏离了正常工作模式, 必须立即定位故障点, 在最短时间内将其消除, 否则便会对机组运行产生重大风险。

以下对接地故障的基本模式进行分析, 重点考察各种接地模式的形成机制及其对系统运行产生的风险。

2.1 单点接地

单点接地是最简单也是最常见的直流系统接地故障。

由图1可知, 如果D1点首先发生接地, 因接地点没有其他回路构成通路, 没有电流存在, 此时并不影响设备的正常运行:电源仍能正常工作, 负载的动作也不受影响, 总之对系统影响不大, 系统设备可以继续运行, 但绝缘监测系统会在就地和向主控室发出报警信息。

2.2 两点接地

单点接地一旦发生, 如果专业人员对故障报警响应不及时, 极有可能在接地电极的另一侧并发接地故障, 这是接地故障的一种极端情况。如果发生故障的回路处在反应堆保护、汽轮机保护等重要系统, 引发保护装置拒动, 这就对核安全产生了最致命的危害, 是极为严重的事故模式。

以48V直流系统LCA为例, 当LCA001TB系统发生负荷两点接地短路故障时, 将引起蓄电池充电器直流出线开关跳闸, LCA系统失电。一旦LCA母线失电, 反应堆A列保护因丧失48VDC工作电源而直接引起反应堆紧急停机停堆。操纵员执行DEC事故规程, 使反应堆安全后撤到双相中间停堆RRA连接条件的后备状态。

2.3 多点接地

多点接地故障, 一般指发生在同侧电极的多个接地点的叠加。

由于一点高阻接地没有达到报警值, 而未能发现并处理, 当第二、第三……高阻接地发生时, 直流系统总的接地电阻逐步下降, 最终低于整定值时, 才触发接地报警。

多点高阻接地引起的接地报警, 由于每条接地支路电阻均较高, 单一接地点对系统接地总阻值的贡献不大, 故障较为隐蔽, 仪控专业人员处理起来较为棘手。

3 直流接地故障检测原理

按照上节分析, 当直流系统中一点接地, 不会形成回路, 所以不会使直流供电系统出线开关和继电器电源模块跳闸。但是, 此时如果另一极又有一点接地, 或者两个接地点在某个继电器的两端时, 就会造成上游母线失电或者继电器失磁, 引起控制或保护信号误动作, 给电站安全运行带来不可预计的后果。

因此, 核电厂是不允许直流系统长期带一点接地运行的, 但是单点接地很难直接被发现:直流供电系统配置的绝缘监测盘在出现单点接地时, 仅仅指示系统总的接地电阻值, 并在总接地阻值低于整定值时才发出报警信号——该装置无法明确告知接地点的具体位置, 仪控专业人员便开始面临“查绝缘”的技术难题。

3.1 拉闸定位检测

实际上, 在常规电厂和供电企业, 定位直流系统故障点有许多行之有效的手段, 例如对直流出线开关、各分支线路开关和电源板卡逐一断电、通电, 确认各分支对总系统接地电阻值的贡献, 即可迅速判断故障点所在。然而, 在核电领域, 多种系统设备跟核安全密切相关, 按照核电安全法规要求不得随意退出运行。直流系统作为核电厂控制保护的神经中枢, 必须做到无间断可靠供电, 传统的拉闸定位法便失去了用武之地。

3.2 在线式直流接地检测

当然, 如果能将上一节描述的用于显示和监测一套直流系统总体绝缘性能的绝缘监测盘逐级“下放”, 也就是在各出线开关、分支电路、供电板卡甚至所有最终负载上都安装电流传感器, 再配备相应的总线电路, 同样能直接判断出接地故障点的位置。但这样就不得不增加巨额硬件成本和安装调试工作, 对追求经济效益的核能发电企业而言, 此方案显然并非明智的选择。

3.3 便携式直流接地检测

便携式直流接地检测器作为直流电源系统配备的标准绝缘监测盘的补充, 能查找接地故障的具体位置, 杜绝采用拉闸、解端子、摇绝缘查找接地的老办法, 使仪控专业人员能够快速定位并处理故障点, 及早排除故障隐患, 避免出现多个接地故障引起严重的后果, 提高系统的安全运行水平。

便携式直流接地检测器的基本工作原理是在接地母线或接地分支线上与大地之间施加一个超低频信号 (避免对保护、控制设备产生影响) , 其测试电流沿着接地点方向流动, 用连接在手持便携式探测仪上的钳子, 顺着电流方向查找, 当该电流突然消失的地方即为接地点。

4 QDB-81直流接地探测器的使用

广东核电早期应用的便携式接地故障探测仪是法马通FRAMATOME和阿尔斯通ALSTOM提供的与电厂直流供电系统相配套的接地故障探测仪。由于其较低的灵敏度并且内部元件严重老化, 查找定位接地故障的效率始终较低, 尤其是对于多点高阻接地故障几乎是无能为力。为了解决这一困难, 广东核电工程技术人员和广州仟顺公司已经携手合作十余年, 先后开发研制了ZJ3S、QDB-51、QDB-81等系列产品直流接地故障探测设备, 解决了困扰核电厂仪控专业人员多年的技术难题, 为核电机组争创世界一流做出了卓越贡献。

下面以最新型号QDB-81为例, 说明该系列直流接地探测器的使用方法。

(1) 确认信号源QDB-81面板电源开关在OFF位置;

(2) 将测试导线的公共端插入信号源的插座上, 红色导线接直流系统的正极, 黑色导线接负极, 黄色导线接大地;

(3) 打开信号源QDB-81电源;

(4) 等信号源左边“请查找接地”灯亮后, 打开手持器QDB-82电源, 将手持器置于信号源正上方1米内, 当手持器接收到信号源发出的有关直流系统的阻抗与容抗后, 显示在手持器上;

(5) 按一下手持器“测试按键”, 手持器显示屏第一行显示接地总电流。

(6) 开始查找接地支路, 用连接在手持便携式探测仪上的钳子, 顺着电流方向查找, 当该电流突然消失的地方就是接地故障点。

5 结语

核电站工作原理 篇8

500k V福园变电站场地照明系统日常开关灯都由值班员负责, 需要进入交流配电室进行灯光操作, 每天两次, 白天天亮时操作一次熄灯, 晚上天黑时操作一次开灯。这样就要求值班员需要在刚天亮时和刚天黑时进入交流配电室进行灯光操作, 但是每天重复此工作易导致值班员休息不足和精神疲劳, 影响值班时的状态, 并且因为一年四季中天亮、天黑的时间变化较大, 在时间把握不准的情况下, 会浪费较多的电能, 不符合国家节能减排的要求。因此, 应开发研制一种基于光敏元件控制的变电站场地照明系统, 能根据室外环境照度自动控制场地照明灯的开启和关闭, 在减少值班员进入交流配电室进行灯光操作量的同时, 更可实现对场地照明量按需提供, 科学合理的利用场地照明设施, 符合当前国家及公司节能减排的要求。

1 研究背景及现状

本文主要实现本变电站场地照明的实时监控和管理, 确保高效稳定、全天候运行。

对于本变电站场地照明系统, 由于需要值班员进入交流配电室进行灯光操作, 不仅在人员管理上得不到最优的应用, 而且在节能减排方面完全不符合国家及公司的要求。因500k V祯州变电站照明设备与本站数量相当, 故表一数据为本变电站安装新场地照明系统前与此变电站站用电电量情况的对比。

由表一可知, 本站站用电电量浪费过多, 不符合国家及公司节能减排的要求。

针对上述问题, 开发研制一种基于光敏元件控制的变电站场地照明系统能够有效节约电能消耗, 从而节省大量的人力和电能消耗, 实现高效率、低成本的管理就显得非常必要。

2 设计关键及技术难点

本智能照明系统主要设计部分在于控制系统, 控制系统的主要设计要求如下:

(1) 可靠性:系统关键地方进行冗余, 在服务器或前置计算机出故障时可以进行切换, 关键数据进行自动备份, 有恢复机制。

(2) 安全性:系统根据不同的操作级别, 进行安全管理, 不同的级别进行相应的操作权限, 并输入相关密码才能登录系统。配备完整的操作记录和历史数据。

(3) 易用性:全部程序均图形化设计, 中文界面, 所有命令均由鼠标操作, 美观易用, 操作简单, 运行舒畅。

(4) 易维护性:系统提供方便的调试工具和检查工具, 便于人员进行维护。

通过对上述设计要求的分析, 得出以下几个技术难点应重点考虑:

(1) 设计的控制回路应简单可靠, 设计的操作界面应简单易用。该系统目的是为了减少人力的使用, 复杂的回路和操作界面将影响值班员使用此系统。

(2) 系统应易维护, 值班员不应花大量时间维护此系统。

3 原理介绍及设计过程

本智能照明控制系统按照“总体设计、分步实施”的原则, 将照明设备有效地监控起来, 组成自动化的集中的监控系统, 通过计算机控制系统及电力载波通讯, 实现遥测、遥控、遥信和管理等功能。下面即为我们的设计过程。

(1) 根据现场实际情况画出系统结构图 (见图一) 及照明控制系统图 (见图二) , 按需要购买系统控制模块组成控制及监控中心。系统控制模块是照明系统中电能信息采集和远程控制的关键设备, 安装在中低压配电变压器的低压侧。控制中心作为照明系统的控制心脏, 担负着系统的灯光系统自动控制和管理任务。

(2) 安装照度传感器 (见图三) , 用于实时反映光照强度, 便于自动调节照明亮度。

(3) 设计监控软件登陆界面 (见图四) , 需要本站值班员才能进入操作。

(4) 设计监控软件界面 (见图五、图六) , 可实现照明设备的实时控制, 并可以清楚看到各场地照明灯的位置及其亮度。

4 使用效果及结论

自开展研究以来, 经过不断摸索, 根据现场实际情况和使用中遇到的问题, 不断改进回路的设计, 逐步完成了最终的智能照明控制系统。

完成此智能照明控制系统后, 经过2个月的试验及观察, 发现值班员休息时间明显得到了改善, 同时值班状态有了很大的提升, 能够更好的保证电网的安全运行。同比去年以及环比今年的站用电电量情况, 如表二所示, 2015年8月和9月为使用新智能照明控制系统的电量统计。考虑到8月、9月为用电高峰, 此结果达到了最初的要求。

开发研制的基于光敏元件控制的变电站场地照明系统, 易维护、易用、可靠、安全, 可在户外敞开式布置的变电站照明系统中广泛采用, 也可推广到其他需要智能控制照明的地方, 提高经营效益。

摘要：针对变电站值班员在控制变电站场地照明时需要人员手动进行灯光操作引起的人力和电能浪费较严重的问题, 本文开发研制了一种基于光敏元件控制的变电站场地照明系统, 从而可节省大量的人力和电能消耗, 实现高效率、低成本的管理。

关键词：照明系统,控制,高效率,低成本

参考文献

[1]饶运涛.现场总线CAN原理与应用技术[M].北京:北京航天航空大学出版社, 2003.

[2]陈涛.照明控制与自动化系统的完美结合——智能照明控制系统的再认识[J].照明工程学报, 2003, 14 (03) :26-32.