Особенности электрической части АЭС - Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам с. н. блоков

Как и в схемах питания собственных нужд ТЭС, на АЭС всех типов основным источником питания механизмов с. н. являются рабочие трансформаторы, присоединяемые в виде ответвлений к выводам блоков генератор-трансформатор в соответствии со схемами, приведенными на рис. 2-1—2-4. Как показано в главе пятой, при наличии нескольких турбогенераторов на один реактор может оказаться целесообразным их объединение по электрической части в пределах одного реакторного блока с установкой генераторных выключателей (рис. 2-4, б, в).
На ТЭС при наличии выключателей в цепи генератора для уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке и для возможности использования рабочего трансформатора собственных нужд в качестве пускового, ответвление обычно присоединяется между выключателем и трансформатором блока. В отличие от ТЭС на АЭС может оказаться целесообразным присоединение ответвления так, как показано пунктиром на рис. 2-4, б, в и 2-2, в. Решение этого вопроса зависит в основном от величины маховых масс ГЦН и необходимости использования выбега турбогенераторов для проведения режима аварийного расхолаживания.
Если применены ГЦН с большими маховыми массами и в режиме аварийного расхолаживания выбег турбогенераторов блока не используется, то ответвление следует присоединять так, как показано сплошной линией, на рис. 2-4, б, в, т. е. между генераторным выключателем и трансформатором.
Если применены малоинерционные ГЦН, требующие использования выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания, то при объединении турбогенераторов блока схема включения ответвления зависит от схемы питания ГЦН, и в частности от наличия или отсутствия ВСГ. Например, в схемах питания ГЦН на рис. 2-2, а, б присоединять ответвления в объединенных блоках можно только так, как показано пунктиром на рис. 2-4 б, в, т. е. между генератором и выключателем. Это объясняется тем, что при повреждении любого из трансформаторов блока, рабочих трансформаторов с. н., генераторных выключателей или выключателя высшего напряжения в цепи объединенного блока при последующем возможном наступлении аварийного расхолаживания мы не смогли бы сохранить на выбеге в схеме рис. 2-4, а ни одного ГЦН, а в схеме рис. 2-2, б в лучшем случае остались бы только два ГЦН на выбеге (что недостаточно). При использовании в схемах питания малоинерционных ГЦН вспомогательных синхронных генераторов присоединение ответвления возможно в двух вариантах, причем выбор места присоединения (см. рис. 2-2, в) существенно зависит от того, откуда получает питание резервный трансформатор собственных нужд (РТСН).
Действительно, при расположении ответвления между выключателем и трансформатором (I вариант) и при подключении РТСН к шинам высокого напряжения АЭС или к электрически близким к шинам точкам на выбеге при аварийном расхолаживании может оказаться менее четырех ГЦН. Тогда в случае повреждения ВСГ (не требующем его немедленного отключения) или в случае работы с одним отключенным ВСГ приходится снижать мощность блока примерно на 50%.
Статистика показывает, что при эксплуатации синхронных генераторов небольшой мощности (1—6 МВт), каким является ВСГ, большинство аварий не требует немедленной его остановки (а значит и отключения турбогенератора блока), а требует только гашения поля и отключения от секции с. н. В таком случае один из турбогенераторов блока в удобное время (например, в период минимальной нагрузки системы) может быть остановлен для производства ремонта, а турбогенератор блока может продолжать работу либо на резервном возбудителе, либо с использованием промежуточного вала вместо ротора с переключением одного из ГЦН на секцию с. н. рабочего трансформатора второго турбогенератора (рис. 2-2, в).
Блок без одного ВСГ может продолжать работу с номинальной нагрузкой, если ответвление присоединено между генератором и выключателем (II вариант) или если присоединение выполнено между выключателем и трансформатором (I вариант), но РТСН подключен либо к точке системы, электрически удаленной от шин высокого напряжения АЭС, либо к источнику, который в период аварийных ситуаций на АЭС может быть выделен для питания только РТСН. В самом деле, в этих случаях даже повреждение одного из трансформаторов (блочных или собственных нужд) или выключателей (в распредустройстве высокого напряжения или в цепи генератора), сопровождаемое режимом аварийного расхолаживания, не представляет опасности для реактора, так как на выбеге остается не менее четырех ГЦН.
При питании РТСН от точки, электрически близкой к шинам АЭС, и присоединении ответвления между выключателем и трансформатором (I вариант) необходимо на все время ремонта ВСГ снизить мощность блока примерно на 50% из опасности получить на выбеге менее четырех ГЦН. Такое снижение мощности может привести к недоотпуску энергии.
Помимо сказанного в отношении режима аварийного расхолаживания, в первом варианте независимо от точки включения РТСН при повреждении рабочего трансформатора собственных нужд происходит аварийное отключение всего блока, тогда как при расположении ответвления между генератором и выключателем отключается только половина блока (один турбогенератор). С другой стороны, при выполнении ответвления по II варианту значительно увеличивается число коммутаций, связанных с переходом с рабочего трансформатора с. н. на пускорезервный, увеличивается длина экранированных токопроводов к трансформаторам собственных нужд и мощность РТСН. Аварии в технологической схеме АЭС, приводящие к аварийному отключению реактора, но не вызывающие режима аварийного обесточивания, также легче устраняются в I варианте, так как не требуют немедленного перехода на пускорезервный трансформатор. Если же авария в технологической части АЭС приводит к режиму аварийного расхолаживания, то в любом из вариантов на выбеге обеспечивается необходимое число ГЦН.
Таким образом, I вариант включения ответвления в объединенном блоке предпочтительнее с точки зрения ликвидации последствий аварий в технологической части АЭС и в турбогенераторах, а также при проведении операций пуска и останова; II вариант имеет некоторые преимущества в смысле уменьшения математического ожидания (м. о.) недоотпуска электроэнергии при авариях в электрической части АЭС.
Поскольку ни один из вариантов при правильной эксплуатации не представляет опасности для реактора ни в одном из режимов, может быть выбран любой из вариантов исходя из чисто экономических соображений (сравнение м. о. недоотпущенной электроэнергии, математического ожидания избыточных коммутаций и разницы в стоимости РТСН и экранированных токопроводов к рабочим трансформаторам с. н.).
Обычно более выгодно подключение ответвления между генератором и выключателем (II вариант) при условии, что РТСН получает питание от точек, электрически близких к шинам АЭС. Если же РТСН питается от точки, электрически удаленной от шин АЭС, то ответвление выгоднее подключать по I варианту — между выключателем и трансформатором.
В целях упрощения вопроса о месте присоединения ответвления в объединенных блоках на рис. 2-2, б, в блоки показаны объединенными, но совершенно очевидно, что они могут быть включены на шины высокого напряжения каждый
в отдельности, как это показано на рис. 2-2, а. В этом случае выключателей в цепи генераторов не будет.
В заключение отметим, что применение ГЦН с большими маховыми массами позволяет кардинально решить вопрос о месте присоединения ответвления и принять в объединенных блоках схему I варианта, как принято в настоящее время на ТЭС.