Питание общестанционной нагрузки АЭС и присоединение трансформаторов 6/0,4 кВ.
Характерным отличием большинства АЭС от ТЭС, в особенности пылеугольных, является гораздо меньшая доля общестанционной нагрузки из-за отсутствия мощных механизмов топливно-транспортного цеха. Поэтому на АЭС мощные электроприемники и электродвигатели 6 кВ общестанционных механизмов: резервный возбудитель, противопожарный насос, насосы технической воды, насос кислотной промывки, трансформаторы открытого распределительного устройства (ОРУ), компрессорной, объединенного вспомогательного корпуса (ОВК) и резервные трансформаторы 6/0,4 кВ — удается обычно равномерно распределять по рабочим секциям 6 кВ (см. табл. П-1, П-6 и П-11) без выделения отдельных секций и трансформаторов для питания общественной нагрузки.
Что же касается менее мощных электроприемников общестанционных механизмов, то их, наоборот, стремятся выделить па отдельные секции 0,4 кВ с питанием от своих трансформаторов 6/0,4 кВ, например секции объединенного вспомогательного корпуса, открытого распределительного устройства, компрессорной и т. д. (см. рис. 2-13, 2-14, 2-15 и табл. П-1, П-6 и П-11).
На структуру сети 0,4 кВ АЭС существенно влияет то, что часть электродвигателей машинного зала, реакторного цеха, химводоочистки, вентиляции выделяется в специальную сеть надежного питания 0,4 кВ, о которой пойдет речь ниже. Остальная нагрузка на напряжении 0,4 кВ получает питание от рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ, подключенных к секциям распределительного устройства собственных нужд 6 кВ. Если для питания нагрузок машзала и котельного цеха ТЭС применяют отдельные блочные трансформаторы 6/0,4 кВ, то нагрузки машинного зала и реакторного цеха АЭС могут, по аналогии с ТЭС, выделяться либо на специальные трансформаторы реакторного и машинного отделений (рис. 2-14), либо равномерно распределяться на трансформаторы 6/0,4 кВ без строгого разделения на две упомянутые группы (рис. 2-13 и табл. П-1).
Как уже упоминалось, характерным для многих АЭС является применение реакторов с двумя турбогенераторами. В этом случае при выделении трансформаторов машинного зала и реакторного цеха нагрузку последнего распределяют на трансформаторы, присоединенные к секциям РУСН-6 кВ каждого из турбогенераторов, а трансформаторы машинного зала питаются каждый от секций РУСН-6 кВ своего генератора (см. рис. 2-14). Такого же правила придерживаются и в схемах без явно выраженного выделения нагрузки (см. рис. 2-13 и табл. П-1), где на один реакторный блок имеем по два трансформатора СУЗ и компенсаторов объема и по два блочных, получающих питание от секций с. н. 6 кВ соответствующего турбогенератора и ВСГ.
Способы питания вентиляционных устройств. На АЭС по сравнению с другими типами станций гораздо большую роль играют электродвигатели вентиляционных устройств, которые здесь имеют большую мощность. Нагрузки этих электродвигателей можно либо равномерно распределить между трансформаторами 6/0,4 кВ (см. рис. 2-13), либо в основном сосредоточить на специальных трансформаторах вентиляционного центра (см. рис. 2-14, 2-15), как это выполнено, например, на I и II блоках БАЭС [21]; при этом часть нагрузки останется на трансформаторах реакторного и машинного зала. Во всех случаях часть наиболее ответственной нагрузки вытяжных и приточных систем вентиляции выделяется и на сеть надежного питания II группы (табл. П-3 и П-8).
Определение расчетной нагрузки на трансформаторы с. н. АЭС. При определении мощности трансформаторов с. н. необходимо определить расчетную нагрузку от электродвигателей. Наиболее точно это можно было бы сделать, располагая значениями коэффициента спроса для групп электродвигателей (kc):
(2-1)
где Рдв — номинальная мощность двигателя, кВт;cosφcp — средний коэффициент мощности.
Следует отметить, что достоверных данных по величине kс нет в настоящее время даже для ТЭС. Поэтому для определения мощности трансформаторов с. н. АЭС рекомендуется приближенный метод, принятый для блочных ТЭС, согласно которому переход от мощности механизмов к мощности трансформатора производится путем умножения суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые институтом «Теплоэлектропроект» на основе опыта эксплуатации и проведенных ОРГРЭС испытаний [32]. В суммарной мощности всех механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально не работающих механизмов и трансформаторов. В соответствии со сказанным мощность трансформаторов 6/0,4 кВ для АЭС можно определять по формуле:
,(2-2)
где
—суммы каталожных мощностей электро
двигателей мощностью более 75 и менее 75 кВт соответственно, подключенных к трансформатору, кВт;
Σ Рзадв — сумма каталожных мощностей электродвигателей задвижек и колонок дистанционного управления, кВт;
∑ Росв — суммарная каталожная нагрузка приборов освещения и электронагревателей, кВт.
Располагая значениями мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и двигателей 6 кВ, можно определить расчетную нагрузку, а значит, и мощность основных рабочих и резервных трансформаторов с. н. 6 кВ:
(2-3)
где ∑ Рдв 6—сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально не работающие, кВт;
∑Sт0,4 — сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально не работающие кВ · а.
Хотя величина коэффициентов (0,9; 0,35; 0,2) и является усредненной и условной, но изложенный метод оправдался практикой выбора трансформаторов с. н. на блочных ТЭС и существующих АЭС.
При использовании синхронных электродвигателей определение мощности трансформаторов с. н. по изложенной методике дает завышенные результаты, в особенности на АЭС с газовым теплоносителем, где могут использоваться синхронные двигатели большой мощности для привода газодувок. В этом случае следует учитывать реактивную мощность, отдаваемую синхронными двигателями в сеть.
Если проектирование электрической части АЭС ведется на стадии, когда в результате расчета тепловой схемы АЭС известны расчетные мощности электроприемников и график их работы, то выбор мощности трансформаторов целесообразно проводить по действительным нагрузкам, без применения усредненных коэффициентов пересчета [23]. Это особенно существенно для трансформаторов и источников питания сетей повышенной надежности I и II группы, где ведется строжайшая экономия электроэнергии, потребляемой при аварийном расхолаживании, и где каждый электроприемник должен включаться лишь на время, необходимое для съема остаточных тепловыделений.
