Питание потребителей с. н. АЭС необходимо резервировать так, чтобы при повреждении или ремонте рабочих трансформаторов или при исчезновении напряжения на рабочих секциях электроснабжение потребителей не прекращалось. При отсутствии выключателей в цепи генераторов блока (рис. 2-1, 2-2, а, 2-3) либо присоединении ответвления между генератором и выключателем резервный трансформатор обеспечивает питание собственных нужд также при пусках и остановах, являясь пускорезервным. Резервный трансформатор автоматически включается при отключении любого из источников питания, подхватывая всю отключившуюся нагрузку, на которую он рассчитан. По условиям самозапуска резервный трансформатор должен обеспечить разворот электродвигателей соответствующих секций с учетом перерыва питания и отключения неответственных потребителей. Длительность перерыва определяется временем действия защиты выключателей и автоматического включения резерва.
По сравнению с ТЭС, для которых имеются нормы технологического проектирования [18], на основании которых может быть определено количество и мощность резервных трансформаторов с. н., АЭС имеют следующие особенности, не позволяющие во всех случаях пользоваться приведенными в [18] рекомендациями.
Реакторные блоки современных АЭС, как правило, выполняются с турбогенераторами 200 Мет и выше, причем могут использоваться как схемы моноблоков, так и схемы с двумя и более турбогенераторами на реактор.
По сравнению с ТЭС, где, начиная с блоков 300 Мет и более, используется турбопривод основных питательных насосов, на большинстве типов АЭС (за исключением усовершенствованных графито-газовых реакторов AGR) главные циркуляционные и питательные насосы, т. е. наиболее мощные потребители с. н., имеют, как правило, электропривод, благодаря чему мощности рабочих и резервных трансформаторов с. и. на АЭС оказываются обычно выше, чем на ТЭС с блоками той же мощности.
На АЭС с малоинерционными ГЦН необходимо считаться с возможностью срабатывания аварийной защиты на всех реакторных блоках станции при затягивании отключения коротких замыканий в системе и с возможностью последующего немедленного пуска всех блоков после восстановления питания на резервных трансформаторах.
При тяжелых системных авариях и возникновении режима аварийного расхолаживания на всех реакторных блоках следует как можно скорее обеспечить пуск АЭС, что диктуется как требованиями системы, так и особенностями реакторов, если запас их реактивности не может обеспечить пуск после наступления динамического отравления («йодной ямы»).
Исходя из перечисленных особенностей целесообразно выбирать мощность и количество резервных трансформаторов с. и. 6 кВ в зависимости от типа и особенностей АЭС.
Если АЭС выполнена по схеме моноблоков, реакторы обладают необходимой устойчивостью при коротких замыканиях в системе и применен турбопривод хотя бы питательных насосов, то выбирать мощность и количество резервных трансформаторов можно так же, как на современных ТЭС соответствующей мощности [18]. Схемы питания с. и. 6 кВ на таких АЭС могут быть выполнены аналогично схемам на рис. 2-1, а или 2-1, б (реже). При мощности блока выше 200 МВт целесообразно принять: один резервный трансформатор при числе блоков не более двух; два резервных трансформатора при числе блоков от трех до шести включительно, при числе блоков на АЭС более шести целесообразно установить два резервных трансформатора и третий резервный трансформатор генераторного напряжения, находящийся в так называемом холодном ненагруженном. резерве с восстановлением, т. е. не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке на место поврежденного рабочего трансформатора. Каждый резервный трансформатор в этом случае должен обеспечить одновременно замену рабочего трансформатора одного блока и пуск (останов) второго блока (при мощности блока до 300 МВт); а также и останов третьего блока, (при мощности блока выше 500 МВт).
Если АЭС выполнена по схеме моноблоков, но не имеет турбопривода ни главных циркуляционных, ни питательных насосов, то для уменьшения мощности к. з. на секциях с. н. 6 кВ и уменьшения величины разгрузки АЭС при непроходящих к. з. на секциях с. н. 6 кВ (см. рис. 2-1, б) в схеме питания с. н. 6 кВ появится не менее одного, а то и двух рабочих трансформаторов с. н., которые можно использовать в качестве пусковых. В этом случае число резервных трансформаторов можно оставить то же, что и в предыдущем, а мощность каждого из них должна обеспечить и замену рабочего трансформатора, подключенного ответвлением к генератору, и питание нагрузки аналогично питающихся секций с. н. пускаемых и останавливаемых блоков.
Несколько иные условия выбора мощности пускорезервных трансформаторов возникают при наличии нескольких турбогенераторов на блок. При этом возможность использования рабочих трансформаторов с. н. в качестве пусковых появляется лишь при объединении электрической части в пределах реакторного блока, и то лишь при присоединении ответвлений между выключателем и трансформатором (рис. 2-2, в). В остальных случаях требования к мощности пускорезервного трансформатора (ПРТ) увеличиваются.
В табл. П-2, П-7 приложения приведены расчетные нагрузки на резервные трансформаторы собственных нужд при пуске блоков с водо-водяным реактором единичной мощностью 400— 500 МВт и блоков с кипящим канальным реактором мощностью 1000 МВт. Простейшие подсчеты па основании данных этих таблиц показывают: если потребовать для реактора с турбогенераторами 500 МВт, чтобы ПРТ обеспечил замену рабочего трансформатора одного турбогенератора и одновременно пуск из холодного состояния (или останов) второго реакторного блока, то мощность ПРТ примерно вдвое превысит мощность рабочего трансформатора, если же одновременно потребовать, чтобы ПРТ обеспечил и останов (пуск) третьего реакторного блока, то его мощность почти втрое превысит мощность рабочего трансформатора. Известно, что из условий ограничения токов к. з. на секциях с. н. 6 кВ мощность резервного трансформатора с. н. не должна существенно превышать мощность рабочего трансформатора. В противном случае пришлось бы увеличить число ПРТ и не допускать их параллельную работу со стороны резервных магистралей, что при числе ПРТ, равном трем, встречает большие трудности. Поэтому мощность ПРТ в реакторных блоках с несколькими турбогенераторами целесообразно выбирать из условий удовлетворения возможных сочетаний нагрузок при различных режимах в пределах одного реакторного блока. Мощность ПРТ при наличии двух турбогенераторов на реактор безусловно должна быть достаточной для пуска реакторного блока из холодного состояния, нормального расхолаживания реакторного блока, замены рабочего трансформатора одного из турбогенераторов с одновременным пуском (остановом) второго турбогенератора. При трех турбогенераторах на блок в последнем требовании будет условие пуска второго и останова третьего турбогенератора.
При определении числа ПРТ следует исходить из числа турбогенераторов: один ПРТ при числе турбогенераторов не более двух, два ПРТ при числе турбогенераторов от трех до шести, два ПРТ и один резервный трансформатор генераторного напряжения в складском резерве при числе турбогенераторов на АЭС более шести.
Отсюда видно, что при трех и более реакторных блоках на АЭС их одновременный пуск невозможен. Такое ограничение можно допустить лишь в случае» когда реакторы устойчивы при коротких замыканиях в системе.
Рис. 2-5. Возможные схемы присоединения резервных трансформаторов с. н. блочных АЭС: а — к сборным шинам низшего из повышенных напряжений и к третичной обмотке автотрансформаторов связи; б — от близ расположенной подстанции или электростанции и при помощи ответвления от блока генератор-трансформатор с генераторным выключателем.
Сверх принятой кратности резервирования (с учетом недостаточного опыта поведения. АЭС при тяжелых системных авариях) может в отдельных случаях предусматриваться установка
специального пускового трансформатора с питанием от ГЭС или ТЭС, выделенной в системе для разворота АЭС при системной аварии с полной потерей собственных нужд. Необходимость увеличения кратности резервирования должна быть в каждом случае обоснована.
Наконец, если реакторы АЭС неустойчивы при некоторых видах коротких замыканий в системе, то при вышепринятой мощности резервных трансформаторов, обеспечивающих каждый пуск только одного реакторного блока, число ПРТ целесообразно принять равным числу реакторных блоков. Следует отметить, что такой случай свидетельствует о неправильном выборе схемы питания малоинерционного ГЦН или о неправильном выборе его типа и поэтому является исключением и на современных АЭС повторяться не должен.
Для АЭС еще более ответственным, чем для ТЭС, является выбор места присоединения резервных трансформаторов собственных нужд, в особенности в начальной стадии строительства АЭС при пуске первого блока, когда резервный трансформатор может быть всего один. Как уже отмечалось, на АЭС собственные нужды, как правило, получают питание ответвлениями от блоков генератор—трансформатор (рис. 2-1—2-4), и в этом случае возможны следующие места присоединения резервного трансформатора (рис. 2-5): 1) сборные шины низшего из повышенных напряжений при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети энергосистемы при остановке генераторов АЭС — (рис. 2-5, а, 2-2, а, в); 2) третичные обмотки автотрансформаторов (АТ) связи (рис. 2-5, а), при условии допустимости колебания напряжения на шинах распределительного устройства собственных нужд (РУСН) при регулировании напряжения АТ, а также при условии допустимого с точки зрения самозапуска суммарного реактивного сопротивления АТ и резервного трансформатора;
3) сборные шины близко расположенных посторонних источников питания (подстанции или станции) — (рис. 2-2, б, 2-5, а, б); 4) ответвление от блока генератор—трансформатор с установкой выключателя между генератором и трансформатором (рис. 2-5, б). В третьем случае необходима проверка условий самозапуска электродвигателей собственных нужд. Такой способ резервирования наиболее благоприятен для обеспечения высокой надежности питания с. н. АЭС даже в условиях системных аварий с потерей значительной части генерирующих мощностей. Выбранная для этой цели электростанция обычно выполняется с устройствами для ее автоматического отделения от энергосистемы со сбалансированной нагрузкой при тяжелых системных авариях.
В четвертом случае необходимость включения резервного трансформатора по приведенной схеме может возникнуть при наличии на АЭС только повышенных напряжений 500 и 750 кВ при наличии одного резервного трансформатора такое его включение менее желательно, чем при первых, но при наличии двух резервных трансформаторов допустимо, например, в виде сочетаний мест их включения, показанных на рис. 2-5,6.
Во всех случаях нужно стремиться к наибольшей электрической удаленности между точками подключения - рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. При наличии двух (и более) резервных трансформаторов для повышения надежности электроснабжения механизмов собственных нужд очень существенно, чтобы они подключались к различным источникам питания: распределительным устройствам (РУ) разных напряжений, различным секциям или системам шин РУ одного напряжения, третичным обмоткам автотрансформаторов и т. д. Возможно большое количество сочетаний мест включения резервных трансформаторов из только что упомянутых и из мест включения, показанных на рис. 2-5. Из них для конкретного расположения АЭС нужно выбрать наилучший вариант с использованием методов теории надежности. Некоторые из вариантов включения резервных трансформаторов представлены на рис. 5-4—5-6.
Магистрали резервного питания механизмов собственных нужд 6 кВ секционируются выключателями через два или три турбогенератора (рис. 2-5). При этом устраняется параллельная работа резервных трансформаторов с. н., обычно недопустимая по параметрам коммутационной аппаратуры, и в то же время сохраняется возможность использования любого из пускорезервных трансформаторов для замены рабочего трансформатора, а другого — для пуска и останова блоков. Второй резервный трансформатор на АЭС с дубль-блоками должен быть установлен одновременно со вторым реакторным блоком.
Следует отметить, что в некоторых случаях в зависимости от разрыва во времени между пуском первого и второго блоков АЭС может оказаться целесообразным опережающий ввод второго резервного трансформатора одновременно с пуском первою блока: это увеличит надежность прохождения режима нормального расхолаживания реактора первого блока при выводе из работы первого резервного трансформатора.
На стороне 6 кВ резервных трансформаторов устанавливаются выключатели, позволяющие отключать поврежденный резервный трансформатор от резервных магистралей и использовать магистрали для дальнейшего питания потребителей работающего блока от другого источника: второго резервного трансформатора или недогруженного рабочего трансформатора любого из работающих турбогенераторов. Как видно из табл. П-2, П-7 приложения, при мощности рабочих трансформаторов с. н. в 32 и 63 МВт для генераторов мощностью 200 и 500 МВт такая возможность на АЭС безусловно имеется.
Несмотря на применение трансформаторов с расщепленными обмотками, секционирование и недопущение параллельной работы трансформаторов собственных нужд, рост мощности трансформаторов и электродвигателей собственного расхода приводит к резкому увеличению токов короткого замыкания. Поэтому, если при использовании генераторов 200 МВт еще удается использовать в цепи с. н. 6 кВ выключатели ВМП-10 с мощностью отключения 200 Mв - а и ударным током 52 кА, то при большей мощности генераторов — 300 и 500 МВт — приходится применять значительно более дорогие выключатели с электромагнитным гашением типа ВЭМ-6 с мощностью отключения 400 Мв-а и ударным током 100 кА.
Ответвления от генераторов к трансформаторам собственных нужд на мощных блоках выполняются обычно закрытыми, пофазно экранированными токопроводами, а ответвления от трансформаторов собственных нужд до комплектного распределительного устройства КРУ — 6 кВ и резервные магистрали 6 кВ — закрытыми трехфазными токопроводами на 2000—3000 а и ударные токи до 125 кА.
