/
Автор: Черновец А.К. Гук Ю.Б. Кобжув В.М.
Теги: общее машиностроение технология машиностроения ядерная энергетика (атомная энергетика) электричество электропитание электроснабжение электростанции аэс атомные электростанции
ISBN: 5-283-03857-2
Год: 1991
Текст
Выпуск 32
Основана в 1984 году
Ю. Б. ГУК
В.м. КОБЖУВ
А. К.ЧЕРНОВЕЦ
УСТРОЙСТВО,
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
^ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
1991
ББК31.47
Г93
УДК [621.311.25:621.039] :621.311.18
Рецензент Б. 3. Уманский
Гук Ю.Б. и др.
Г93 Устройство, проектирование и эксплуатация схем электро-
снабжения собственных нужд АЭС/Ю.Б. Гук, В.М. Кобжув,
А.К. Черновец. — М.: Энергоатомиздат, 1991. — 296 с.: ил. -
(Б-ка эксплуатационника АЭС; Вып. 32).
ISBN 5-283-03857-2
Рассматриваются инженерные и научные основы анализа условий надеж-
ного функционирования схем электроснабжения собственных нужд АЭС
в нормальных и аварийных режимах эксплуатации. Даются рекомендации
по совершенствованию схем и устройств электроустановок собственных
нужд, профилактического обслуживания оборудования, систем электро-
автоматики.
Для инженерно-технического персонала АЭС.
2205000000-304
051 (01)-91’
180-91
ББК 31.47
ISBN 5-283-03857-2
©Авторы; 1991
? библиотека I
Иввмежсжег* виср. егп , х
им. В. И. Ленина
ПРЕДИСЛОВИЕ
Появлению этой книги в ’’Библиотеке эксплуатационника АЭС”
предшествовало многолетнее сотрудничество Ленинградского государ-
ственного технического университета (ЛГТУ) с проектными и научно-
исследовательскими институтами Минэнерго и Минатомэнергопрома
СССР, а также выполнение научно-исследовательских работ для АЭС
с реакторами различных типов в области их электрической части. На
основе опыта этих работ совершенствовались методы исследований,
обобщались полученные результаты и создавались рекомендации по
проектированию и эксплуатации электрической части. Все это нашло
отражение в содержащий соответствующих курсов для студентов (см.
учебные пособия, изданные при участии авторов в ЛГТУ) и в опублико-
ванных статьях в научно-технических журналах (Изв. АН СССР ’’Энер-
гетика и транспорт”, ’’Электрические станции” и др.). Вместе с тем це-
лесообразно было объединить полученные результаты и основные све-
дения по схемам и режимам работы систем электроснабжения собст-
венных нужд АЭС в одном издании производственного назначения.
Анализ некоторых аварий на АЭС показал, что многие из них мог-
ли быть предотвращены или иметь менее тяжелые последствия, если
бы персонал не допускал ошибок в обслуживании электрооборудова-
ния и в оперативной работе по непосредственной ликвидации наруше-
ний электроснабжения потребителей собственных нужд, Недостаточность
знаний о природе процессов в системах электроснабжения собственных
нужд АЭС не всегда позволяет принять оптимальные решения и на ста-
дии проектирования.
Культура эксплуатации систем электроснабжения и качество их про-
ектирования зависит и от возможности повышения квалификации пер-
сонала путем ознакомления с технической литературой соответствую-
щего профиля. Между тем особенностям устройства и развития про-
цессов в системах электроснабжения собственных нужд АЭС посвяще-
на всего одна книга — М.Л. Фельдман, А.К. Черновец ’’Особенности
электрической части атомных электростанций”. Второе издание этой
книги вышло в 1983 г. тиражом всего 3000 экз. и стало библиографи-
ческой редкостью. Кроме того, упомянутая книга адресовалась в ос-
новном проектировщикам и студентам, а во втором издании из нее
были исключены разделы по методам расчета надежности схем собст-
венных нужд АЭС.
3
Настоящая книга ориентирована в первую дчередь на персонал электро-
цехов АЭС. Тем не менее она может представить интерес и для инженеров
проектных организаций, а также для студентов электроэнергетических
специальностей вузов. При написании книги нашел отражение опыт под-
готовки и повышения квалификации инженеров-электриков по специали-
зации’’Электрическая часть АЭС” и выполнения научно-исследовательс-
ких работ, проводившихся в последние годы под руководством авторов
с участием А.Д. Дмитроченко, С.В. Кузнецова, К.Н. Семенова, В.С. Семе-
новой, К.Г. Чижкова, Ю.М. Шаргина и др. Всем им, а также рецензен-
ту Б.З. Уманскому авторы выражают свою признательность.
Отзывы о книге и замечания просьба посылать по'адресу: 113114,
Москва, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат.
Авторы
Список условных сокращений мтз — максимальная токовая
АБП — агрегат бесперебойного ПИТАНИЯ мтзн защита — максимальная токовая за-
АВ 11x1 А алпл — автоматический выключа- щита с пуском напряжения
тель НА — насос аппаратный техни-
АВР — автоматический ввод ре- ческой воды
нги — насос гидроиспытаний
АГП зерва — автомат гашения поля НОАП — насос охлаждения аварий-
АЗ аварийная защита ной половины (реактора)
АРВ — автоматический регуля- нонп — насос охлаждения неава-
тор возбуждения рийной половины (реакто-
АТ — автотрансформатор ра)
АЭС — атомная ' электрическая HP — насос расхолаживания
станция НС — насос охлаждения конту-
ВН — высшее напряжение ра СУЗ
ВР — выходное реле защиты нсос — насос спринклерно-охла-
Г — газовая защита трансфор- дительной системы
матора ОРУ — открытое распределитель-
ГРПН — газовая защита отсека ное устройство
РПН трансформатора одг — обратимый двигатель-ге-
гос — гибкая обратная связь нератор
гцн — главный циркуляционный п — защита от перегрузки
насос ПА — противоаварийная автома-
ГЭС — гидроэлектростанция тика
дз — дистанционная защита пжн — противопожарный насос
дзт — дифференциальная защита ПУЭ — правила устройства элек-
трансформатора троустановок
ДЭС — дизельная электрическая ПЭН — питательный электронасос
станция РЗ — релейная защита, резерв-
жос — жесткая обратная связь ная 'защита
33 — защита от замыканий на РПН — устройство регулирова-
землю ния под нагрузкой
4
КА — коммутационная аппара- тура
КАГ — комплекс аппаратный ге- нераторный
КЗ — короткое замыкание
КН — конденсатный насос
КРУ — комплектное распредели- тельное устройство
МПА — максимальная проектная авария
МРП — магистраль резервного пи- тания
СНЭ - секция нормальной экс- плуатации
СРК - сгопорно-ретулирующий клапан
СУЗ — система управления и защиты реактора
тзнп — токовая защита нулевой последовательности
тнп — трансформатор надежного питания
ТНПВ — трансформатор надежного питания вентиляции
то — токовая отсечка
PTCH
РУ
РУСН
CH
CAOP
СНП
TO и P
ТСН
ТЭС
ТЭЦ
УРОВ
цн
ЭВМ
— резервный трансформатор
собственных нужд
— распределительное уст-
ройство
- распределительное уст-
ройство собственных нужд
- собственные нужды
— система аварийного охла-
ждения реактора
— секция надежного пита-
ния
— техническое обслужива-
ние и ремонт
— трансформатор собствен-
ных нужд
- тепловая электрическая
станция
— теплоэлектроцентраль
- устройство резервирова-
ния отказов выключателя
- циркуляционный насос
- электронная вычислитель-
ная мапйина
ВВЕДЕНИЕ
Расхолаживание реакторов разных типов и локализация последствий
аварий необходимы в процессе эксплуатации атомных электрических
станций (АЭС). Осуществление расхолаживания и локализации аварий
становится особенно сложной проблемой в условиях аварийного обес-
точивания секций собственных нужд (СН) и при нарушении связи стан-
ции с энергосистемой. Обеспечение надежного функционирования уст-
ройств нормальной эксплуатации, защитных и локализирующих уст-
ройств существенно зависит от схемных и конструктивных решений в
электрической части АЭС и надежности используемого оборудования.
Электрооборудование АЭС выполняет различные функции и может
быть разделено на несколько характерных групп:
силовое электрооборудование, обеспечивающее выдачу мощности
в энергосистему;
системы электроснабжения механизмов основного технологического
цикла и систем аварийного расхолаживания, включая электроприводы
насосных агрегатов, основные, резервные и аварийные источники пи-
тания, распределительные устройства, кабельные трассы, устройства ав-
томатики систем электроснабжения;
специальное электрооборудование систем управления и защиты ре-
актора, аварийного охлаждения активной зоны и локализации аварии.
Отказ отдельных видов электрооборудования в условиях нормаль-
ной эксплуатации может привести к срабатыванию аварийной защиты
реактора и остановке энергоблока, что нежелательно не только из-за
резкого изменения технологического режима реактора и его систем,
но из-за экономического ущерба вследствие снижения выработки элек-
троэнергии. Наконец, аварийное отключение энергоблока создает пред-
посылки для развития системной аварии, что может привести к обес-
точиванию системы СН. К еще более неприятным последствиям могут
привести отказы в электрической части систем аварийного расхолажи-
вания.
Характерной особенностью АЭС, оказывающей первостепенное вли-
яние на принципы построения схем электроснабжения потребителей СН,
на выбор источников питания и кратности их резервирования, является
наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после остановки
блока. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих ней-
тронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в
6
процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном го-
рючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции.
Наличие остаточных тепловыделений обусловливает существенные
различия в электрических частях АЭС и тепловой электростанции на
органическом топливе (ТЭС), и прежде всего в системах электроснаб-
жения механизмов СН нормальной эксплуатации и систем аварийного
расхолаживания. Действительно, после любой остановки блока АЭС,
плановой или внеплановой (аварийной), надо обеспечить непрерывную
циркуляцию теплоносителя через активную зону для отвода остаточных
тепловыделений, а также работу теплообменных устройств для переда-
чи энергии от теплоносителя реакторного контура в окружающую сре-
ду (воду и атмосферу).
Для сравнения отметим, что на ТЭС, благодаря отсутствию остаточных
тепловыделений, после аварийной остановки энергоблока основная фун-
кция СН заключается в обеспечении сохранности вращающегося техно-
логического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточи-
вания сравнительно легко осуществляется с использованием энергии
аккумуляторной батареи. На АЭС, даже с точки зрения наличия автоном-
ных источников питания, положение осложняется отмеченными труд-
ностями обеспечения аварийного расхолаживания.
На АЭС следует различать два режима расхолаживания ядерных энер-
гетических реакторов: расхолаживание при наличии напряжения на СН
и расхолаживание при отсутствии напряжения с привлечением аварийных
источников электроснабжения.
Независимо от причины аварийной остановки реактора его расхола-
живание должно осуществляться безотказно, включая случаи исчезно-
вения напряжения в сети СН от основных и резервных источников элек-
троснабжения, связанных с сетью энергосистемы. Задачу электроснаб-
жения должны при этом выполнять аварийные автономные источники
надежного и бесперебойного питания. Это требование полностью отно-
сится к электрооборудованию систем аварийного охлаждения и лока-
лизация аварии, причем при разгерметизации контура циркуляции с
выбросом теплоносителя и при действии средств пожаротушения ка-
бельные трассы, распределительные устройства и другое электрообо-
рудование могут оказаться в условиях высокой влажности и темпера-
туры и должны при этом безотказно работать.
Практика эксплуатации показывает, что полное обесточивание всех
главных циркуляционных насосов (ГЦН), а также питательных насосов
и других потребителей СН — случай редкий, но в связи с возможными
тяжелыми последствиями такой аварии на всех реакторных установках
предусматривают меры, обеспечивающие требуемый гарантированный
расход теплоносителя через активную зону.
Режимом расхолаживания с аварийным обесточиванием будем назы-
вать такой режим на АЭС, при котором процесс отвода остаточных теп-
ловыделений из аварийно остановленного реактора производится при
7
полном исчезновении напряжения в системе СН от основных источни-
ков электроснабжения, т. е. от рабочих и резервных трансформаторов
СН, подключенных к генераторам АЭС и к сети энергосистемы.
Режим расхолаживания с обесточиванием не обязательно является
следствием аварии в электрической или технологической части данной
АЭС, он может возникнуть и в результате системной аварии, сопровож-
дающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие час-
ти, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рас-
сматриваемой АЭС.
Наиболее тяжелым режимом для АЭС является совпадение во вре-
мени аварийного обесточивания с так называемой максимальной про-
ектной аварией (МПА). В этом режиме происходит разуплотнение реак-
торного контура и необходима работа всего комплекса защитных и ло-
кализующих устройств и автономных источников электроснабжения.
Прохождение режима расхолаживания ядерного реактора с аварий-
ным обесточиванием, а также вероятность его возникновения во мно-
гом зависят от таких свойств ядерной энергетической установки, как
устойчивость работы реактора при возмущениях в энергосистеме и на
СН, от типа привода и инерции маховых масс ГЦН, от уровня мощно-
сти, при котором возможен переход на режим естественной циркуля-
ции теплоносителя в реакторном контуре, от типа парогенератора и
конструкции барабана-сепаратора, от возможности использования инер-
ции маховых масс турбоагрегатов для целей расхолаживания, от нали-
чия мощных автономных источников электроснабжения с малым вре-
менем пуска.
Длительное время в отечественной и зарубежной литературе основ-
ное внимание уделялось ядерно-физической, технологической и тепло-
механической частям АЭС. Однако обоснование решений по схемам
электроснабжения СН АЭС требует углубленного анализа эксплуата-
ционных режимов как с точки зрения электромеханических и электро-
магнитных процессов, так и с точки зрения обеспечения надежности
функционирования системы СН. Одним из важнейших режимов для
системы электроснабжения СН является пуск и самозапуск электродви-
гателей СН, который на АЭС с реакторами различного типа протекает
по-разному.
Характерным для АЭС является наличие таких специфических режи-
мов, как ступенчатый или частотный пуск асинхронной нагрузки от
автономных источников питания, режим совместного выбега турбоге-
нераторов с электродвигателями механизмов СН. Для этих режимов
необходим анализ путей их возникновения и возможных последствий,
основывающийся на расчетах параметров режима в переходном про-
цессе.
Актуальными для мощных блочных электростанций являются усло-
вия работы кабелей в системе СН АЭС и анализ причин их возможного
возгорания, а также способов предотвращения пожаров кабельных трасс.
8
Важное значение для синтеза схем электроснабжения имеют возмож-
ность численной оценки их надежности, использование методов расчета
надежности в инженерной практике проектирования и эксплуатации
электроустановок СН АЭС и ознакомление с рекомендациями по по-
вышению надежности электрической части АЭС, выработанными в хо-
де научных исследований.
Для анализа переходных процессов и надежности разработаны и ис-
пользуются как методы математического моделирования на ЭВМ, так
и упрощенные аналитические методы .расчета, обоснованность примене-
ния которых подтверждена сравнением результатов с данными, получен-
ными в результате применения точных методов и натурных испытаний.
Все это позволяет получить и обобщить выводы и рекомендации, необ-
ходимые для эксплуатации электрической части АЭС и обеспечивающие
высокую надежность электроснабжения потребителей СН. По всей этой
книге авторы проводят мысль о тесной связи и взаимном влиянии элек-
трической и технологической частей АЭС, о необходимости комплекс-
ного рассмотрения технических решений и об исключительно важной
роли электрической части АЭС в обеспечении ее надежной и безопасной
эксплуатации.
Глава 1
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
УСТАНОВОК СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС
1.1. Классификация потребителей собственных нужд
по надежности питания
По требованиям, предъявляемым к надежности электроснабжения,
потребители собственных нужд АЭС разделяются на три группы [2].
Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требова-.
ния к надежности электроснабжения, не допускающие по условиям без-,
опасности перерыв питания более чем на доли секунды во всех режимах,
включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока
от рабочих (ТСН) и резервных трансформаторов РТСН, и требующие
обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты
(АЗ) реактора.
Вторая группа — потребители, предъявляющие повышенные требова-
ния к надежности электроснабжения, допускающие перерывы питания
на время, определяемое условиями безопасности (от десятков секунд
до десятков минут), и требующие обязательного наличия питания после
срабатывания АЗ реактора.
Третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требо-
ваний к надежности электроснабжения, допускающие перерывы питания
на время автоматического ввода резерва (АВР) и не требующие обяза-
тельного наличия питания после срабатывания АЗ реактора.
К потребителям первой группы относятся системы контрольно-из-
мерительных приборов и автоматики, приборы технологического кон-
троля реактора и его систем, системы централизованного контроля тех-
нологического процесса блока, некоторые системы радиационного кон-
троля, электроприводы быстродействующих клапанов и отсечной арма-
туры, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания и
локализации аварии [1], а также некоторые нагрузки, имеющиеся на
станциях любого типа: часть аварийного освещения, оперативные цепи
управления, защиты и сигнализации, аварийные маслонасосы турбоагре-
гата и уплотнения вала генератора.
К потребителям первой группы до перехода на режим естественной
циркуляции в реакторном контуре относятся и бессальниковые глав-
ные циркуляционные насосы (ГЦН) с малой инерцией маховых масс.
При использовании ГЦН с большими маховыми массами, допускаю-
щих перерыв питания на время действия АВР и на время отключения
10
короткого замыкания (КЗ) в системе без срабатывания АЗ реактора,
их можно отнести к потребителям третьей группы.
К потребителям второй группы относятся механизмы, обеспечива-
ющие аварийное расхолаживание реактора и локализацию аварий в
различных режимах, включая максимальную проектную аварию (МПА).
Сюда же относятся механизмы, обеспечивающие охлаждение ГЦН, часть
нагрузки спецвентиляции и аварийного освещения, часть потребителей
турбоагрегатов, от которых зависит их надежная остановка и сохран-
ность при аварийном обесточивании, а также системы биологической и
технологической дозиметрии.
К потребителям второй группы относятся и приводные электродви-
гатели ГЦН первого и второго натриевых контуров быстронейтронных
реакторов, так как работа этих насосов, правда, с пониженной частотой
вращения и потребляемой мощностью, требуется в режиме аварийного
расхолаживания с обесточиванием. Электропривод этих же ГЦН на но-
минальной частоте вращения относится к потребителям третьей группы.
К потребителям третьей группы относится большая часть нагрузки
СН АЭС, обеспечивающей основной технологический процесс энерго-
блока. Третья группа потребителей на АЭС идентична обычным потре-
бителям первой категории по правилам устройства электроустановок
(ПУЭ) и называется также потребителями нормальной эксплуатации.
Секции, к которым присоединены потребители третьей группы, называ-
ются соответственно секциями нормальной эксплуатации (СНЭ).
Перечень наиболее мощных потребителей третьей и второй групп,
их распределение по секциям 6 кВ, назначение в технологической схе-
ме станции и режимы работы приведены в [1] для АЭС с реакторами
ВВЭР-1000, РБМК-1000 и РБМК-1500, БН-600. Там же приведены и
схемы электроснабжения СН этих энергоблоков.
Для потребителей СН АЭС первой, второй и третьей групп предусма-
тривается нормальное рабочее и резервное питание от двух независимых
источников питания, связанных с сетью энергосистемы, — от рабочих
ТСН и РТСН.
Для потребителей первой и второй групп, помимо перечисленных
источников, в аварийных режимах предусматривается дополнительно
электроснабжение от специально установленных аварийных источни-
ков, не связанных с сетью энергосистемы.
При разработке схем электроснабжения СН (рис. 1,1) приходится
учитывать следующие отказы систем и оборудования:
одновременное отключение рабочего и резервного источников пита-
ния СН (режим обесточивания);
повреждения в электрических сетях, приводящие к кратковременно-
му снижению напряжения на секциях СН до уровня ниже 80%;
повреждения в цепи турбогенератора, повысительного трансформа-
тора и трансформатора СН, приводящие к отключению блока генератор-
\ 11
Рис. 1.1. Принципиальная схема электроснабжения СН блока с
реактором ®ВЭР-Ю00
трансформатор и к полному сбросу нагрузки энергоблока при моноблоч-
ном его исполнении;
повреждения на шинах повышенного напряжения АЭС, приводящие
к отключению всех блоков, подключенных к этим шинам;
устойчивое повреждение на одной из секций распределительного уст-
тройства (РУ) СН первой или второй ступеней напряжения;
повреждение секции СН первой ступени напряжения, совпадающее во
времени с ремонтом одного из ГЦН, подключенного к другой секции;
пожар в одном из отсеков кабельных сооружений.
Рассмотрим основные принципы нормативных решений по системе
электроснабжения СН энергоблоков АЭС на примере станции с реакто-
ром ВВЭР-1000.
1.2. Схемы питания и резервирования потребителей
собственных нужд нормальной эксплуатации
и надежного питания
Рабочее питание потребителей СН энергоблоков осуществляется от
трансформатора СН первой ступени трансформации, подключенных к
ответвлению от генераторного токопровода. При наличии генераторно-
го выключателя или выключателя нагрузки ответвление на СН осуще-
ствляется между выключателем и повысительным трансформатором
(см. рис. 1.1).
Вне зависимости от места включения ответвления на СН недостатком
подключения трансформаторов СН с прямой электрической связью с
сетью энергосистемы является распространение возмущений в ее сети
на режим работы механизмов СН, что существенно для электродвигате-
лей ГЦН, осуществляющих циркуляцию теплоносителя через АЗ реак-
тора. Тем не менее в современных схемах электроснабжения СН АЭС
указанный недостаток, проявляющийся в некоторой зависимости на-
пряжения на электродвигателях механизмов СН от режима сети энер-
госистемы, удается свести к минимуму. Это достигается применением
необходимо освоение промышленностью всей номенклатуры электро-
двигателей на напряжения 10 и 0,66 кВ.
_ Распределительные устройства СН выполняются с одной системой
сборных шин и с одним выключателем на присоединение. Число секций
сборных шин СН 6,3 или 10,5 кВ нормальной эксплуатации (ВА, ВВ, ВС,
BD на рис. 1.1) выбирается в зависимости от числа ГЦН, допускаемого
количества одновременно отключаемых ГЦН (без срабатывания АЗ на
остановку реактора), а также от количества и мощности устанавливае-
мых рабочих трансформаторов СН. Нагрузка СН блоков ВВЭР-1000
РБМК-1000 и РБМК-1500, БН-800 такова, что к турбогенератору 1000
и 800 МВт подключаются два ТСН по 63 МВ - А, а к генератору 500 МВт -
один трансформатор той же мощности. С учетом расщепления обмот-
ки низшего напряжения число секций СН 6,3 (10,5) кВ нормальной экс-
плуатации получается не менее четырех на блок. Как правило, к одной
секции подключается не более двух ГЦН при общем их числе от шести
(ВВЭР-440) до восьми (РБМК-1000 и РБМК-1500) и не более одного
При четырех ГЦН на реактор (ВВЭР-1000).
Общее число секций нормальной эксплуатации должно быть не ме-
нее двух на реактор, каждая из секций присоединяется к обмотке низ-
шего напряжения рабочего трансформатора через свой выключатель.
Для каждой из секций СНЭ предусматривается ввод резервного пита-
ния, включаемого автоматически под действием АВР (см. рис. 1.1 и 1.2).
В схемах электроснабжения СН при выборе мощности рабочих источ-
ников необходимо обеспечить питание всех присоединений соответству-
ющих секций без перегрузки отдельных обмоток трансформаторов СН.
Для определения мощности трансформаторов можно использовать при-
ближенный метод, согласно которому переход от мощности механизмов
к мощности трансформатора производится путем умножения суммар-
ной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пере-
счета, принятые на основе опыта эксплуатации. В суммарной мощности
механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально не
работающих механизмов и трансформаторов 6,3/0,4 кВ, Пример опре-
быстродействующей релейной защиты, автоматического регулирования деления расчетной нагрузки и выбора мощности трансформаторов СН
возбуждения генераторов, асинхронных электродвигателей с коротко- применительно к блоку РБМК-1000 приведен в [29].
замкнутым ротором с улучшенными характеристиками, а также секцио- Источники электроснабжения потребителей СН АЭС необходимо ре-
нирования системы СН и автоматического ввода резервного питания, зервировать, чтобы питание не нарушалось при отключении рабочих вво-
Для питания электродвигателей СН мощностью 200 кВт и более, а Дов и при выводе в ремонт рабочих ТНС. При наличии выключателя в
также понизительных трансформаторов второй ступени применяется, Депи генераторного токопровода (см. рис. 1,1) пуск и остановку энер-
как правило, напряжение 6 кВ. Для электродвигателей меньшей мощ- гоблока можно осуществлять с помощью рабочих ТСН, не прибегая к ре-
ности используется напряжение 0,4-0,23 кВ. При ОТСУТСТВИИ выключателя в цепи генераторного токопро-
Облегчить условия работы коммутационной аппаратуры, обеспечения вода РТСН обеспечивает питание СН при пусках и остановках, являясь,
термической и электродинамической стойкости электрооборудования, гаким образом, пускорезервным.
пуска и самозапуска электродвигателей в системе СН можно путем при- Переход с рабочего на РТСН и наоборот можно осуществлять как с
менения напряжения 10 кВ для электродвигателей мощностью 800 кВт ерерывом питания, путем отключения рабочего (резервного) ввода и
и более и напряжения 0,66 кВ для двигателей 630 кВт и менее. Для этого тематического (ручного) включения резервного (рабочего) ввода,
14 15
так и без перерыва питания, за счет кратковременной Параллельной
работы рабочего СТН и РТСН, Группы их соединений, с учетом трупп
соединения повысительного трансформатора блока и автотрансформа-
тора (АТ) связи, позволяют рабочему ТСН и РТСН работать параллель-
но, но с неизбежным риском нерасчетного увеличения токов КЗ в та-
ком режиме.
При включении на параллельную работу следует также учитывать,
что в замкнутом контуре из последовательно включенных рабочего
трансформатора СН, повысительного трансформатора блока, АТ свя-
зи и РТСН неизбежно возникает уравнительный ток, связанный с фа-
зовым сдвигом напряжений вторичных обмоток рабочего ТСН и РТСН
с возможным неравенством приведенных коэффициентов трансфор-
мации этих трансформаторов.
Фазовый сдвиг напряжений обусловлен тем, что перед включением
один из трансформаторов СН имеет нагрузку, близкую к номинальной,
а другой находится на холостом ходу:
8 = arctg
ьи*
С/ср* + Д IZ*
(1.1)
где 6 (7*, Д U* — поперечная и продольная составляющие падения напря-
жения, выраженные в той же системе относительных единиц, что и сред-
нее эксплуатационное напряжение С/ср*:
6 а* Хт* ~ ^р* ^т*’
Д£/.=4.гт.+/р-хт.-
(1.2)
где /а*, /р* — активная и реактивная составляющие тока нагрузки тран-
сформатора; хт*, гт* — реактивное и активное сопротивление трансфор-
матора СН.
Результирующая ЭДС, действующая в замкнутом контуре вторичных
обмоток, при пренебрежении фазовым сдвигом в повысительном транс-
форматоре и автотрансформаторе
А Е * | ^7рр* (А *ТСН* " д *ттсн J * + 2^. sin(6/2), (1.3)
где Д &тсн*» А £ртсн* — различия коэффициентов трансформации рабо-
чего ТСН и РТСН от номинального их значения (при основном выводе
обмоток высшего напряжения).
Уравнительный ток в контуре (/у) с результирующей ЭДС Д Е огра'
ничивается только сопротивлениями КЗ последовательно включенный
трансформаторов. Считая /у индуктивными принимая за базисную мощ.
ность рабочего ТСН Sg = .$ктсн> получаем
Д£
“к. ТСН + “к. РТСН
5н-ТСН t и 5н,ТСН
5н.РТСН К’6 5н.бл
, в-н 5н.ТСН
к.АТ с ~
Лн.АТ
(1-4)
где wk.TCH' пк.РТСН> ^к.бл> ик, АТ “ напряжения КЗ ТСН, РТСН, блочного
трансформатора АТ связи; 5кбл, 5н.РТСН — номинальные мощно-
сти блочного трансформатора, АТ связи и РТСН.
Ударный ток при включении на параллельную работу
*уд ~ ^уд ^у* * (1.5)
где куа — ударный коэффициент со стороны вторичной обмотки транс-
форматора СН.
Покажем порядок возможного значения ударного тока на примере.
Предположим, Я^тсн = 5н.РТСН = 63 МВ • А; ик.тсн ~ «к.РТСН = 0,11;
cos <ртсн = 0,8; ^згр.тсн ~ ПО; Д ^тсн* = 0,1; А йртсн* = -0,1; ^н.бл =
= 1251 МВ - А; НК.6Л = 0,13; SH.AT = 500 МВ . А; и® дТ = 0,095. Пола-
гая гт* = 0, хт* = «к.ТСН = 0,11 и пренебрегая зависимостью ик от поло-
жения ответвления устройства регулирования под нагрузкой (РПН) на-
пряжения трансформатора, получаем:
6 U =0,8- 0,11 =0,088; Д U =0,6-0,11 =0,066;
6 = arctg 0,088/ (1 + 0,066) = 4° 40';
Д А; = 1 (0,1 + 0,1) + 2 • 1 sin (2° 20') =
= 0,2 + 0,0814 =0,2814; Zy# = 0,2814/ [0,11 + 0,11 +0,13 (63/1251) +
+ 0,095 (63/500)] = 1,18; i = 2- 1,905 - 1,18 =3,17.
Таким образом, включение при таком неравенстве приведенных ко-
эффициентов трансформации вызывает уравнительный ток, превосхо-
дящий номинальный. Учитывая положение /у* на номинальный ток
рабочего ТСН, можно ожидать, что этот трансформатор будет отклю-
чен релейной защитой в процессе коммутации. Если включение про-
изводить при близких значениях приведенных коэффициентов транс-
формации, уравнительный ток не превысит 36% номинального тока,
причем только в первый момент, после чего нагрузка распределяется
примерно поровну между рабочим ТСН и РТСН, а /у* приближается к
Нулю
16
/27^
БИБЛИОТЕКА
Ивьядвского 9нер.'етп->с!<.
института им. В. И. Ле лнн
17
Рис. 1.2. Схема резервирования СН на первой ступени трансформации на АЭС
тов РТСН и кабельных магистралей резервного питания
с четырьмя энергоблоками реактора ВВЭР-1000 при использовании двухкомплек-
Резервный трансформатор СН (комплект из двух резервных транс-
форматоров для блоков ВВЭР-1000, РБМК-1500, БН-800 — рис. 1.2) при-
соединяется к сборным шинам открытого распределительного устройст-
ва (ОРУ) низшего из повышенных напряжений электростанции при ус-
ловии, что шины этого распределительного устройства могут получить
питание от внешней сети энергосистемы при остановке генераторов стан-
ции, в том числе трехобмоточные автотрансформаторы, соединенные в
блок с генераторами. Резервный трансформатор может присоединяться
и к посторонним источникам питания, расположенным вблизи АЭС: к
сетевой подстанции или к ОРУ соседней электростанции. При таком под-
ключении обязательна проверка обеспеченности самозапуска механиз-
мов СН.
Резервные трансформаторы (комплект из двух резервных трансфор-
маторов) СН, как правило, должны присоединяться к разным источни-
кам питания: ОРУ разных напряжений, разным секциям сборных шин
одного напряжения, третичным обмоткам АТ связи и т. д. Допускается
присоединение РТСН и к обмотке среднего напряжения АТ с установ-
кой на ответвлении к РТСН отдельного выключателя. Примеры глав-
ных схем электрических соединений АЭС с указанием возможных
мест включения РТСН приведены в [1].
Использование обмотки третичного напряжения (компенсационной)
АТ связи между ОРУ лешего и среднего напряжения электростанции
18
в качестве источника резервного питания СН рекомендуется [2], если
обеспечиваются: допустимые колебания напряжения на шинах РУ СН
при регулировании напряжения на АТ; допустимое по условиям само-
запуска электродвигателей СН суммарное сопротивление АТ и РТСН.
При двух подключенных РТСН (двух комплектах РТСН) должно
быть обеспечено сохранение в работе одного из них при повреждении
любого из элементов главной схемы.
Несмотря на меры по повышению надежности главных схем, во время
тяжелой системной аварии РУ, к которым подключаются РТСН, могут
быть обесточены. В этих условиях, независимо от наличия на АЭС авто-
номных дизель-генераторов, целесообразно сохранить питание хотя бы
части РТСН с использованием высокоманевренных агрегатов соседних
электростанций, как правило, гидравлических (ГЭС). Вопросы, свя-
занные с таким резервным электроснабжением, включая пуск высоко-
инерционных ГЦН от гидрогенераторов соизмеримой мощности с тран-
сформатором СН, рассматриваются в § 3.2.
Число РТСН регламентируется нормами технологического проекти-
рования АЭС [2] и дополнениями к ним, Опыт эксплуатации АЭС с
реакторами ВВЭР показал, что наличие на станции только одного РТСН
при работе нескольких блоков, особенно в пусковой период одного из
них, снижает надежность электроснабжения СН, несмотря на наличие
генераторных выключателей нагрузки и на возможность использовать
ТСН при пусках и остановках.
19
Рис. 1.3. Возможная схема резервирования СН на первой ступени трансформа
РТСН
к ОРУ
НИИ на АЭС с шестью блоками ВВЭР-1000 при использовании трех комплектов
Рис. 1.4. Возможная схема резервирования СН на первой ступени трансформации На АЭС с шестью блоками ВВЭР-1000 при использовании четырех комплектов
РТСН
В целях повышения надежности работы АЭС с реакторами ВВЭР-1000
вдело комплектов РТСМ СН определяется следующим образом.
При наличии генераторных выключателей (выключателей нагрузки)
в цепи каждого блока генератор—трансформатор:
один комплект РТСН, присоединенный к источнику питания, при од-
ном работающем блоке генератор—трансформатор;
два комплекта РТСН, присоединенных к источникам питания, и один
комплект РТСН генераторного напряжения, не присоединенных к источ-
нику, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке, при чис-
ле блоков генератор—трансформатор от двух до четырех (на рис. 1.2
неприсоединенный комплект трансформаторов СН генераторного напря-
жения не показан);
третий комплект РТСН, присоединенный к источнику питания, устана-
вливается при вводе пятого блока генератор—трансформатор (рис. 1.3);
четвертый комплект РТСН устанавливается при числе блоков шесть
и более, до восьми (рис. 1.4),
При двух и более РТСН должны быть предусмотрены меры, исклю-
чающие возможность их параллельной работы. Например, в схеме на
рис. 1.2 применено секционирование выключателями магистралей ре-
зервного питания (МРП). В схеме на рис. 1.3 параллельная работа ис-
ключается и при отсутствии секционирования путем включения только
одного из двух выключателей резервных вводов секций 6,3 кВ. В схе-
ме на рис. 1.4 та же цель достигается тем, что от нижних МРП 6,3 кВ,
питающихся от четвертого комплекта РТСН, напряжение на любые из
трех верхних МРП 6,3 кВ может быть подано только при отключенных
выключателях 6,3 кВ соответствующего резервного комплекта РТСН1,
РТСН2 или РТСНЗ, При числе комплектов РТСН два и более возможно
большое число вариантов схем резервного питания, которые могут быть
проанализированы методами, изложенными в гл. 6, Однако все эти ва-
рианты должны учитывать требование минимума пределок в схеме при
расширении станции.
Кроме секционных выключателей МРП и выключателей резервных
вводов, выключатели устанавливаются и на стороне низшего напряже-
ния РТСН, между выводами 6,3 кВ и началом МРП.
При выполнении магистралей резервного питания в виде экраниро-
ванных токопроводов заводского изготовления существуют трудности
с обеспечением самозапуска электродвш ателей механизмов СН от РТСН
при длине МРП 6,3 кВ более 300 м, что связано с их значительным удель-
ным индуктивным сопротивлением (худ.мрп = 0’15 ^0,23 мОм/м). По-
этому на блоках ВВЭР-1000 большая часть длины МРП 6,3 кВ выполнена
в виде пучка из 13 параллельных кабелей с сечением токоведущих жил
по 240 мм2. Это обеспечивает почти нулевое сопротивление кабельных
участков магистралей, показанных на рис. 1,2. Для их выполнения у
каждого комплекта РТСН устраиваются сборки РТСН на напряжение
6,3 кВ (1ДД IBM, 1BN, IBP - у комплекта РТСН1\ 4BL 4J3M, 4BNt
22
4ВР — у комплекта РТСН4), а в районе секций СН 6,3 кВ второго и треть-
его энергоблоков — сборки МРП (2SZ, ЗВМ, 2BN, 2ВР\\ 3BL, ЗВМ, 3BN,
ЗВР). Длина кабельного участка МРП между резервными сборками двух
соседних блоков составляет около 250 м. Токопроводы от резервных
сборок до секций СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации выполняются
экранированными токопроводами, длина этих участков составляет 50—
60 м.
В отличие от станций с ВВЭР, на АЭС с РБМК магистрали резервного
питания выполняются полностью в виде экранированных токопроводов,
что создает трудности с обеспечением самозапуска нагрузки секций СН
6,3 кВ, удаленных от РТСН на сотни метров. В связи с этим, а также для
повышения кратности резервирования на блоках РБМК-1500 на каждый
энергоблок ставят свой комплект РТСН (см. рис. 2.16), что ограничива-
ет наибольшую длину МРП до 170 м. На блоках РБМК-1000 обычно ус-
танавливают два РТСН на каждые два энергоблока, что также позволяет
удержать наибольшую длину МРП в приемлемых пределах - до 250 м.
Суммарная мощность РТСН на АЭС должна обеспечивать замену ТСН
трансформатора СН одного блока генератор—трансформатор и одновре-
менно пуск или остановку другого реакторного блока.
При наличии выключателей между генераторами и повысительными
трансформаторами, в том числе и при спаренных блоках генератор-
трансформатор, мощность РТСН должна обеспечивать остановку реак-
торного блока. При этом для реакторов с одним блоком генератор-
трансформатор и генераторным выключателем (выключателем нагруз-
ки) мощность комплекта РТСН, как правило, принимается равной мощ-
ности комплекта рабочих ТСН одного блока.
Нагрузка третьей группы второй ступени трансформации напряже-
нием 0,4 или 0,69 кВ питается и резервируется от трансформаторов
6,3/0,4 кВ (10,5/0,69 кВ), подключенных к секциям распределитель-
ного устройства СН (РУСН) 6,3 (10,5) кВ нормальной эксплуатации.
Для потребителей третьей группы, расположенных в главном кор-
пусе, предусматривается не менее двух секций 0,4 кВ на каждый реак-
торный блок.
Каждая из секций РУСН 0,4 кВ потребителей нормальной эксплуата-
ции, за исключением РУ вспомогательных цехов, не связанных непосред-
ственно с выработкой электроэнергии, должна иметь два источника пи-
тания — рабочий и резервный. В качестве рабочего источника может быть
использован отдельный для каждой секции трансформатор 6,3/0,4 кВ,
присоединенный к секции 0,4 кВ через автоматический выключатель.
По такой схеме, показанной на рис. 1.1, организовано питание всех сек-
ций нормальной эксплуатации машинного зала (G4, СВ, CM, CN), реак-
торного отделения (CPI, СР2, CQ1, CQ2, СТ1, С72), компенсаторов объема
(СС, CD) и нагрузки системы управления и защиты (СУЗ) реактора
(СЕ, СЕ).
Может быть использован и общий для двух секций 0,4 кВ трансфор-
матор 6,3/0,4 кВ, присоединенный к каждой секции через отдельный ав-
23
тематический выключатель. Такая схема получила большое распростра-
нение на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и рекомендуется в тех случаях,
когда суммарная нагрузка двух секций не превосходит 1000 кВ • А,
В качестве резервного источника питания для секций РУСН 0,4 кВ
нормальной эксплуатации применяются или отдельные РТСН (резер-
вирование питания секция машинного зала) явный резерв, или вза-
имное резервирование двух рабочих ТСН — скрытый резерв. По по-
следнему способу выполнено резервирование секций реакторного от-
деления, Для секций компенсаторов объема и силовой нагрузки СУЗ
взаимное резервироание не предусматривается. Переключение питания
с рабочего на резервный источник для секций, не допускающих длитель-
ного перерыва питания, осуществляется действием устройства АВР.
Мощность РТСН 6,3/0,4 кВ по схеме с явным резервом принимает-
ся равной мощности наиболее крупного рабочего ТСН, резервируемо-
го им. В схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморе-
зервируемых трансформаторов должна выбираться по полной нагруз-
ке двух секций. Между этими секциями должен быть предусмотрен
секционный автоматический выключатель, на котором осуществля-
ется АВР.
Максимальная единичная мощность устанавливаемых трансформа-
торов 6,3/0,4 кВ принимается равной J000 кВ- А при напряжении КЗ
ик = 8%. Трансформаторы меньшей мощности принимаются с напря-
жением короткого замыкания ик = 4,5 -г 5,5%.
Источник резервного питания РУСН 0,4 кВ должен обеспечивать
самозапуск электродвигателей 0,4 кВ при отключении любой секции,
им резервируемой,
Число РТСН 6,3/0,4 кВ при схемах с явным резервом принимается
следующим: один РТСН — для резервирования секций РУСН 0,4 кВ
главного корпуса одного блока при числе рабочих трансофрматоров
6,3—0,4 кВ до шести включительно, один РТСН для резервирования
секций РУСН 0,4 кВ вспомогательных цехов при числе рабочих ТСН
также до шести включительно.
При схемах с неявным резервом, как уже отмечалось, предусматрива-
ется два взаиморезервируемых трансформатора СН 6,3/0,4 кВ. Кроме
того, на АЭС предусматривается по одному складскому РТСН 6,3/0,4 кВ
для замены соответственно РТСН, трансформаторов СУЗ и трансформа-
торов СН дизельной электростанции.
На АЭС питание РТСН 6,3/0,4 кВ необходимо осуществлять от СНЭ,
от которых не получают питание резервируемые ими ТСН. При наличии
на АЭС нескольких реакторных блоков питание РТСМ 6,3/0,4 кВ осу-
ществляется от секций 6,3 кВ блоков, СН которых этими трансформа-
торами не резервируются.
До ввода в эксплуатацию второго реакторного блока питание РТСМ
6,3/0,4 кВ рекомендуется осуществлять от источника питания, не свя-
занного с первым блоком (см. рис. 1.1).
24
Трансформатор 6,3/0,4 кВ явного резерва имеет резервную сборку
0,4 кВ (CR на рис. 1,1). Перемычки между такими сборками различных
реакторных блоков не предусматриваются.
Для потребителей второй группы количество секций СН 6,3 кВ дол-
жно соответствовать количеству систем безопасности, принятому в тех-
нологической части. На рис. 1.1 таких секций надежного питания реак-
торного отделения три (BV, BW, ВХ), их число соответствует трем си-
стемам безопасности блока ВВЭР-1000.
Эти секции присоединяются к СНЭ через два последовательно вклю-
ченных выключателя. Вводы от РТСМ на секции надежного питания не
предусматрив аются.
При обесточивании секций надежного питания 6,3 кВ на время, боль-
шее время АВР блочной секции 6,3 кВ нормальной эксплуатации, они
должны автоматически отключаться от блочных секций и к ним долж-
ны автоматически подключаться аварийные автономные источники пи-
тания — дизель-электрические станции или внестанционный источник
автономного электроснабжения.
Для потребителей 0,4 кВ второй группы предусматриваются отдель-
ные секции надежного питания 0,4 кВ (СР01, CF02, СШ)1, CW02, CV01,
САГ02), количество которых должно соответствовать числу систем без-
опасности АЭС. Каждая секция 0,4 кВ надежного питания присоединя-
ется к отдельному трансформатору надежного питания 6,3/0,4 кВ, при-
соединенному к соответствующей секции надежного питания 6,3 кВ.
Резервирование этих секций (примерно 0,4 кВ) не предусматривается.
Вторичные силовые сборки, подключенные к системе надежного пита-
ния, также не резервируются.
При соответствующем обосновании к секциям надежного питания
0,4 кВ второй группы, кроме потребителей, обеспечивающих безопас-
ность, могут быть подключены ответственные потребители, обеспечи-
вающие сохранность основного оборудования.
Более прогрессивным решением по схеме аварийного электроснаб-
жения потребителей второй группы нормальной эксплуатации, обеспе-
чивающих сохранность основного оборудования, является устройство
на каждом энергоблоке двух одноименных общеблочных секций 6,3 кВ
(BJ, ВК) надежного питания.
Указанные секции подключаются кабельными линиями через два
выключателя к двум разным блочным секциям 6,3 кВ нормальной экс-
плуатации своего энергоблока и соединяются, в свою очередь, через два
выключателя между собой (см. рис. 1.1). При обесточивании обеих сек-
ций они автоматически отключаются от блочных секций, и к ним авто-
матически подключаются дизель-генераторы 6,3 кВ. На каждые два ре-
акторных блока предусматривается два дизель-генератора, каждый из
которых подключается не только к одной секции надежного питания
своего энергоблока, но также и ко второй из двух аналогичных сек-
ций другого энергоблока. Подключение производится через развилку
из двух выключателей.
Мощность каждого дизель-генератора выбирается из расчета обеспе-
чения нагрузки при обесточивании двух энергоблоков, по условию от-
каза в запуске одного из дизелей.
Допускается предусматривать два дизель-генератора на один энерго-
блок для электроснабжения нагрузки надежного питания нормальной
эксплуатации. При этом мощность каждого из них выбирается из рас-
чета обеспечения всей нагрузки одного энергоблока, а перемычка к
другому энергоблоку не выполняется,
На блоках с реакторами РБМК-1000, помимо дизель-генераторов си-
стем безопасности, также предусматривается установка на каждый энер-
гоблок двух общестанционных дизель-генераторов.
Для потребителей 0,4 кВ второй группы нормальной эксплуатации
каждого энергоблока предусматриваются также две одноименные сек-
ции надежного питания нормальной эксплуатации (CJ, СК), подклю-
ченные через рабочие ТСН 6,3/0,4 кВ к секциям 6,3 кВ того же наиме-
нования. Резервирование секции 0,4 кВ (CJ, СК) осуществляется в яв-
ном виде от РТСН 6,3/0,4 кВ своего блока (см. рис. 1.1),
В случае, если какие-либо потребители, получающие питание от сек-
ций CJ, СК, в технологической части состоят из трех комплектов (3 х
х 100%), то третий комплект подключается к одной из блочных секций
0,4 кВ нормальной эксплуатации.
К секциям СН 0,4 кВ нормальной эксплуатации и надежного пита-
ния через автоматические выключатели подключаются кабельные ли-
нии питания электродвигателей или вторичных сборок (рис. 1.5). Для
питания вторичных сборок используется магистральный принцип с двой-
ным питанием от двух взаиморезервируемых магистралей 0,4 кВ, под-
ключенных к разным секциям, СН 0,4 кВ. Если кабельные магистрали
не обеспечивают требуемого ограничения тока КЗ на вторичных обмот-
ках, последние подключаются к магистралям с помощью токоограни-
чивающих реакторов. Коммутационные аппараты обеспечивают пита-
ние вторичных сборок лишь от одной из двух секций 0,4 кВ и тем пред-
отвращают параллельную работу секции через магистрали (рис. 1.5).
Все электродвигатели одноименных механизмов третьей группы од-
ного агрегата или устройства должны присоединяться к разным секци-
ям, т, е. или непосредственно к шинам разных секций РУСН 0,4 кВ, или
к разным вторичным сборкам, присоединенным, в свою очередь, к раз-
ным секциям.
Потребители первой группы получают питание от секций 0,4 кВ пер-
вой группы. Количество секций 0,4 кВ первой группы соответствует
числу систем безопасности (секции ЕК01-ЕМ03 на рис. 1.1). Секции
' 0,4 кВ первой группы надежного питания подключаются к щитам по-
стоянного тока 220 В (ЕЕ01 —ЕЕОЗ) через статические преобразовате-
ли постоянного тока в переменный (автономные инверторы) напряже-
нием 0,4/0,23 кВ. Щит постоянного тока получает питание от управля-
емого выпрямителя, подключенного через разделительный трансфор-
матор АБП к секции 6,3 кВ надежного питания потребителей второй
26
Рис. 1.5. Магистральная схема питания и резервирования реактированных вторич-
ных сборок, напряжением 0,4 кВ от двух секций СН 0,4 кВ
группы. При исчезновении переменного напряжения щит постоянного
тока получает питание от аккумуляторной батареи, работающей в ре-
жиме ’’буфера”. Выпрямитель является также зарядным и подзаряд-
ным агрегатом для соответствующей аккумуляторной батареи. Пре-
образователи и выпрямители входят в состав агрегатов бесперебойно-
го питания (АБП).
Помимо АБП, для питания секций 0,4 кВ первой группы допускает-
ся применение и обратимого двигатель-генератора (ОДГ), который
применялся на АЭС до промышленного освоения статических АБП.
Для питания потребителей первой группы бесперебойного питания
нормальной эксплуатации, не связанных с системами безопасности,
также предусматриваются секции 0,4 кВ первой группы (EN01-EN04},
получающие питание от двух комплектов АБП аналогично тому, как
это выполнено для АБП систем безопасности.
Глава 2
ПУСК У1 САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
МЕХАНИЗМОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
2.1. Схемы защиты и автоматики основных элементов
системы электроснабжения собственных нужд
и их влияние на процесс самозапуска
Значительного повышения надежности работы АЭС можно достичь,
если при кратковременных снижениях или даже полном исчезновении
напряжения на шинах СН не отключать электродвигатели ответственных
механизмов от сети. Тогда после восстановления нормального напряже-
ния начинается самозапуск электродвигателей^ рассматриваемый как
групповой пуск от промежуточной частоты вращения, до которой успе-
ли затормозиться электродвигатели в аварийном режиме.
Вследствие больших пусковых токов в элементах системы электро-
снабжения возникают значительные падения напряжения, и групповой
самозапуск происхоидт при пониженных напряжениях на секциях СН.
/Успешным следует считать такой самозапуск, при котором остаточное
напряжение на зажимах электродвигателей обеспечивает их ускорение
до номинальной частоты вращения за время, допустимое по условиям
нагрева двигателей и сохранения устойчивости технологического режи-
ма блока.
Самозапуск электродвигателей СН АЭС имеет особенности, связан-
ные с наличием мощных электродвигателей ГЦН с большой инерцией
маховых масс, с высокой энергонапряженностью активной зоны, с ма-
лой аккумулирующей способностью барабанов-сепараторов или паро-
генераторов, с наличием на реакторах, блоках и на ответственных ме-
ханизмах СН блокировок, воздействующих на остановку блока или на
отключение электродвигателей СН при отклонении технологических
параметров от допустимых значении.
При проверке обеспеченности самозапуска электродвигателей на-
грузка источников электроснабжения СН определяется по составу
электроприводов механизмов СН, участвующих в самозапуске [2].
Допускается, по согласованию с технологами, предусматривать отклю-
чение части механизмов для облегчения условий самозапуска.
Длительность возможных перерывов электроснабжения СН опре-
деляется анализом действия устройств релейной защиты и противо-
аварийной автоматики [3,4] при повреждениях электротехническо-
го оборудования и анализом действия технологической автоматики
при нарушениях режима тепломеханического оборудования.
Рассмотрим возможные случаи самозапуска электродвигателей
механизмов СН первой ступени трансформации (рис. 2.1). На рисун-
ке обозначены возможные места КЗ, вызывающих нарушение элект-
роснабжения всех или части секций СН 6,3 кВ, длины магистралей ре-
зервного питания от секций СН Cl, С2, СЗ, С4 до РТСН.
28
Рис. 2.1. Принципиальная схема питания и резервирования СН блочных станций
с обозначением возможных точек КЗ, вызывающих перерывы электроснабжения
СН, и длин магистралей резервного питания от секций СН до РТСН
Длительности нарушения электроснабжения при самозапуске зави-
сят от выдержек времени защит и наличия блокировок основных эле-
ментов системы СН: ТСН и РТСН первой ступени трансформации, ма-
гистралей резервного питания, кабельных линий связи секций 6,3 кВ
нормальной эксплуатации с секциями 6,3 кВ надежного питания или
с секциями 6,3 кВ удаленной нагрузки, трансформаторов 6/0,4 кВ вто-
рой ступени трансформации, электродвигателей (см, рис. 1.1). Упро-
щенные структурные схемы защит этих элементов приведены на рис.
2.2-2.7,
Рабочие ТСН и РТСН с расщепленными обмотками мощностью 25—
63 МВ • А имеют (рис. 2.2) следующие защиты [3] :
дифференциальная трансформатора (ДЗТ);
газовая трансформатора (Г) и отсека РПН (Грпн)
29
OrTV1 OtTVZ
дз дз
К токопроВоду
генератора
К реле
тона УРО В
“Дзт
ДЗ
От ТУЗ
К Выходным
промежуточным
> реле основных
и резервных
защит блока
От дуговых
защит
Выключателей
6,3 кВ ТСН
На запрет
ДВР секции
ВР
От ИТТ Второй,
расщепленной
обмотки
t
РЗ
От дуговой
защиты-
секции I
и от УРОВ
ТСН
6,3/0,4 кВ
ТУЗ
I
Рис. 2.2. Структурная схема защиты рабочего ТСН с расщепленными обмотками
низшего напряжения при номинальной мощности 25-63 МВ • А
дистанционная (ДЗ) с токовым пуском на стороне высшего напря-
жения;
дистанционная (ДЗ) с токовым пуском на вводах от расщепленных
обмоток низшего напряжения на секции СН 6,3 кВ;
на магистрали резервного питания и на вводах резервного питания на
секции" СН;
резервная (РЗ) от многофазных КЗ питающих вводов СН 6,3 кВ;
от однофазных КЗ (33) в сети 6,3 кВ;
30
устройство резервирования отказов выключателей (УРОВ) транс-
форматоров СН 6/0,4 кВ и некоторых присоединений с протяженными
кабельными линиями 6,3 кВ;
дифференциальная МРП 6,3 кВ;
групповая минимального напряжения (пусковой орган АВР),
Дифференциальная и газовые защиты являются основными защита-
ми от внутренних повреждений трансформатора СН и производят от-
ключение без выдержки времени всех выключателей трансформатора
(у РТСН на высокой стороне отключаются выключатели повыситель-
ного трансформатора блока и генераторный выключатель, а при отсут-
ствии последнего производится гашение поля в генераторе). У РТСН
эти же защиты запускают устройство резервирования отказов выклю-
чателей (УРОВ) на стороне высшего напряжения ТСН. Пуск УРОВ про-
исходит при повреждениях в РТСН и отказе в отключении его выклю-
чателей высшего напряжения.
Дистанционная защита (с выдержкой времени) на стороне высшего
напряжения трансформатора обеспечивает надежное резервирование
основных защит трансформатора при многофазных КЗ.
Дистанционная защита с токовым пуском устанавливается на пита-
ющих элементах и на стороне 6,3 кВ ТСН с расщепленными обмотками
мощностью 25—63 МВ • А. Это связано с тем, что в этих условиях мак-
симальная токовая защита, отстроенная от режимов пуска и самозапус-
ка электродвигателей, не обеспечивает требуемого коэффициента чув-
ствительности в зоне основного действия, т. е. при КЗ на секции СН
(см. гл. 5).
Так, ДЗ, установленная на вводах 6,3 кВ рабочего и резервного пи-
тания, является основной при многофазных повреждениях на секции
СН и осуществляет резервное действие при многофазных повреждени-
ях данной секции СН. Аналогичная дистанционная защита, установлен-
ная на вводах 6,3 кВ РТСН к магистрали резервного питания, осущест-
вляет резервное действие при многофазных повреждениях на МРП, тог-
да как основной защитой каждой секции МРП является продольная
дифференциальная защита.
Перечисленные дистанционные защиты дополняются токовыми реле,
отстроенными от режима нагрузки и осуществляющими токовый пуск.
Тем самым устраняется возможность ложной работы дистанционной
защиты при неисправностях цепей напряжения и появляется возмож-
ность проверки реле сопротивления под нагрузкой. Одновременно то-
ковые реле выполняют роль максимальной токовой защиты при неис-
правности дистанционной защиты или при выведении ее для проверки
под током.
В соответствии с требованиями противоаварийного циркуляра [4],
Для предотвращения возгорания кабелей 6,3 кВ при КЗ в них и в ко-
робках зажимов электродвигателей предъявляются требования отклю-
чения трехфазных КЗ в любой точке сети 6,3 кВ с временем, не превы-
31
шающим 0,5 с, включая отказы основных защит или выключателей при-
соединений 6,3 кВ и действия защит дальнего резервирования на вводах
питания.
В [5-8] показано, что даже дистанционные защиты вводов рабочего
и резервного питания секций РУСН 6,3 кВ, отстроенные от режимов пус-
ка и самозапуска электродвигателей-этих секций, имеют конечную зону
резервного действия и не реагируют на многофазные КЗ в конце неко-
торых протяженных кабельных линий. В связи с этим дополнительно
к рассмотренным выше дистанционным защитам вводов предусматри-
вается установка (см. рис, 2,2) на каждой секции 6,3 кВ одного комп-
лекта резервной защиты питающих вводов этой секции [9].
Резервная защита действует при отказе релейной защиты от много-
фазного КЗ или выключателя соответствующей протяженной кабельной
линии при замыкании в конце такого кабеля. Как показано в [9], по-
вышенная чувствительность резервной защиты к многофазным КЗ в
сети 6,3 кВ обеспечивается благодаря тому, что защита не отстраивает-
ся по току от режима группового пуска секции 6,3 кВ, не отстраивает-
ся от токов, посылаемых электродвигателями соответствующей секции
6,3 кВ к месту КЗ при повреждениях в сети 15,75—750 кВ в точке под-
ключения рабочего или резервного трансформатора СН. Наконец, резерв-
ная защита не отстраивается и от токов самозапуска этих электродвига-
телей после отключения КЗ в сети 15,75—750 кВ и восстановления нор-
мального питания на секциях СН [9].
Резервная защита отстраивается только от тока нормальной нагрузки
полностью загруженной секции при пуске на этой секции самого мощно-
го электродвигателя, например ГЦН. Тем самым обеспечиваются необ-
ходимые коэффициенты чувствительности при многофазных КЗ в сети
СН 6,3 кВ и увеличение зоны дальнего резервирования.
Устройство разервирования отказов выключателей 6,3 кВ трансфор-
маторов СН 6,3/0,4 кВ предусмотрено ввиду того, что даже резервная
защита от многофазных КЗ питающих вводов [9] не резервирует отка-
зы выключателей 6,3 кВ трансформаторов СН 6,3/0,4 кВ при поврежде-
ниях на стороне 0,4 кВ этих СН. По этой же причине, а также при отсут-
ствии резервной защиты питающих вводов может предусматриваться
УРОВ и некоторых протяженных кабельных линий 6,3 кВ.
Если раньше сети СН 6,3 кВ электростанций создавали с изолирован-
ной нейтралью, то на вновь проектируемых и реконструируемых ТЭС и
АЭС в сети СН 6,3 кВ выполняется частичное заземление нейтрали [3]
путем установки на каждой секции СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации
и на секциях 6,3 кВ удаленных нагрузок дополнительных трансформа-
торов мощностью 63 кВ‘А типа ТСЗК-63/10со схемой У0/Д,цк = 5,5%,
нейтраль обмотки высшего напряжения (Un = 10,5 кВ) которых зазем-
лена через резистор сопротивлением 100 Ом (рис. 2.3).
32
МРП 6,3кВ
Рис. 2.3. Структурная схема защиты от замыканий на землю в сети СН 6,3 кВ блоч-
ных станций с частично заземленной нейтралью
Сопротивление трансформатора
ик Ul 5,5 10,52
Л =------------=--------------------- = 96 Ом
т 100 5Т 100 63 • 10“3
При металлическом замыкании на землю ток в нейтрали TC3K-63/10
г _
Зг + /хт
3 • 6300/ V3
====== = 35 А.
(3 • 100) 2 + 962
На ток заземляющего трансформатора включена защита на реле
РТЗ-51, присоединенном к трансформатору тока нулевой последова-
тельности типа T3JI в нейтрали с резистором. Эта защита предназначена
Для отключения замыканий на землю соответствующей секции СН 6,3 кВ
33
и в обмотке низшего напряжения ТСН, а также для резервирования за-
щиты от замыканий на землю присоединений данной секции.
Частичное заземление нейтрали позволяет выполнить эффективную
защиту от замыканий на землю в сети 6,3 кВ. Так, защита от замыканий
на землю электродвигателей 6 кВ и трансформаторов СН 6,3/0,4 кВ
действует без выдержки времени на отключение своего выключателя
(см. рис. 2.3—2.5)
Защита от замыканий на землю, установленная на дополнительном
трансформаторе мощностью 63 кВ • А, действует на отключение вводов
рабочего и резервного питания соответствующей секции СН 6,3 кВ (см.
рис. 2.2, 2.3). Защита от замыканий на землю на дополнительном транс-
форматоре мощностью 63 кВ • А обеспечивает резервирование соответст-
вующих защит отходящих фидеров и их выключателей и имеет выдерж-
ку времени, превышающую выдержку времени аналогичных защит от-
ходящих фидеров на ступень селективности.
Для обеспечения успешного самозапуска ответственных электродви-
гателей 6 кВ на секциях СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации, имеющих
вводы от магистралей резервного питания, выполняется групповая за-
щита минимального напряжения [10]. Комплект групповой защиты
устанавливается в релейном отсеке ячейки измерительного трансформа-
тора напряжения секции комплектного распределительного устройства
(КРУ) и имеет три ступени по напряжению срабатывания и выдержке
времени, причем только третья ступень (пусковой. орган АВР) дейст-
вует на отключение выключателей рабочих вводов трансформатора СН
первой ступени трансформации (см. рис. 2.2).
Первая ступень групповой защиты минимального напряжения сраба-
тывает при снижении напряжения на секции нормальной эксплуатации
до 70% и ниже номинального значения и действует на отключение неот-
ветственных электродвигателей СН 6 кВ с выдержкой времени 0,5 с.
Тем самым облегчаются условия самозапуска остальных асинхронных
двигателей секции вследствие повышения напряжения на последней. К
числу таких механизмов относятся: насосы технической воды неответ-
ственных потребителей, насос кислотной промывки, дренажные насо-
сы, сливные насосы регенеративных подогревателей, насосы промывоч-
ной воды электрофильтров, испытательный компрессор защитной обо-
лочки.
Вторая ступень срабатывает при снижении напряжения на секции нор-
мальной эксплуатации до 50% и ниже номинального значения и дейст-
вует на отключение с выдержкой времени ряда взаимозаменяемых элек-
тродвигателей ответственных механизмов СН. Выдержка времени уста-
навливается в зависимости от конкретных условий технологического
процесса и составляет от 3 до 9 с.
Благодаря действию второй ступени защиты минимального напряже-
ния можно существенно улучшить условия самозапуска оставшихся под-
34
ключенными к секции СН электродвигателей и превратить неуспешный
или затяжной самозапуск в успешный.
При отключении части ответственных электродвигателей секции про-
исходит пуск АВР электродвигателей одноименных механизмов, пита-
ющихся от другой секции СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации, если та-
кие дублированные механизмы имеются.
К числу электродвигателей СН, отключаемых с выдержкой времени
второй ступенью защиты минимального напряжения, относятся; ГЦН,
питательные электронасосы (ПЭН), вспомогательный ПЭН, конденсат-
ные насосы (КН) первой и второй ступеней, подпиточный и сетевой на-
сосы, сливной насос сепаратора-пароперегревателя, насосы эжекторной
установки и откачки дренажа сетевых подогревателей, подъемный насос
технической воды маслоохладителей.
У части электродвигателей СН отключение ни от первой, ни от второй
ступени защиты минимального напряжения не предусматривается. Сю-
да относятся: циркуляционный насос (ЦН) турбины, резервный возбу-
дитель, подъемный насос газоохладителей генератора, насос гидроста-
тического подъема ротора ГЦН, противопожарный насос и насос зам-
кнутого контура.
Третья ступень защиты минимального напряжения является пуско-
вым органом АВР (см. рис. 2.2). Здесь срабатывание происходит при
снижении напряжения на секции нормальной эксплуатации до 25% и
ниже номинального значения, Происходит отключение выключателя
рабочего ввода соответствующей секции 6,3 кВ нормальной эксплуа-
тации, но с контролем наличия напряжения на резервном источнике
питания и с выдержкой времени, равной выдержке времени защиты
на стороне высшего напряжения трансформатора СН (для схемы на
рис. 2.2 — дистанционный с токовым пуском). При отключении вы-
ключатели рабочего ввода пускается АВР питания отключившейся
секции нормальной эксплуатации. Таким образом, понижение напря-
жения на секции 6,3 кВ нормальной эксплуатации ниже 25% номиналь-
ного значения на время, большее или равное выдержке времени за-
щиты на стороне высшего напряжения ТСН, приравнивается к обес-
точиванию секции. При этом действие АВР и отключение выключателя
рабочего ввода имеет смысл только при наличии напряжения на резерв-
ном источнике, при его отсутствии восстановления напряжения секции
не произойдет, а из-за отключения выключателя рабочего ввода секции
исключается возможность использовать энергию выбега турбогенера-
тора.
Отметим, что использование энергии выбега турбогенератора при
обесточивании носит ограниченный характер: на АЭС с реакторами
ВВЭР-440 — только при использовании бессальниковых ГЦН с малой
инерцией маховых масс, на АЭС с реакторами РБМК-1000 - для про-
дления производительной работы питательных электронасосов на си-
стему аварийного охлаждения реактора (САОР), на АЭС с реактором
35
БН-600 -* для предотвращения быстрого снижения подачи ГЦН перво-
го и второго натриевых контуров и получающегося при этом уменьше-
ния температурных напряжений в материалах контуров циркуляции.
Обесточивание секций 6,3 кВ нормальной эксплуатации может про-
изойти по разным причинам, в том числе при действии защиты блоков,
когда отключаются выключатели высшего напряжения повысительного
трансформатора и генераторный выключатель (например, В12 и В10 в
схеме на рис. 2.1). Если при этом не отключить одновременно выклю-
чатели рабочих вводов рабочего ТСН (В6 и В7 на рис. 2.1), то пуск АВР
произойдет с запаздыванием не менее чем на 1 с — пока не сработает
третья ступень защиты минимального напряжения с уставкой 0,25 но-
минального напряжения. Запаздывание связано с сохранением остаточ-
ного напряжения обесточенной секции из-за наличия на ней подключен-
ных незаторможенных электродвигателей 6 кВ. С учетом этого обстоя-
тельства для ускорения действия АВР и облегчения условий самозапус-
ка (сокращения длительности перерыва питания) в схемах защиты ТСН
(см, рис. 2.2) предусматривается отключение выключателей 6,3 кВ ра-
бочих вводов от защиты блока, При этом исключается задержка в сра-
батывании АВР на время понижения остаточного напряжения секций
с номинального до 0,25 номинального.
Из рассмотрения принципа действия защит ТСН и РТСН первой сту-
пени напряжения следует, что отключение выключателей вводов 6,3 кВ
может происходить как без блокировки (запрета) АВР секции, так и с
блокировкой.
Отключение выключателя рабочего ввода (В6 на рис. 2,1, (?раб на
рис. 2.2) без блокировки (запрета) АВР секции от ТСН происходит
от следующих защит:
от защит блока, включая защиты рабочего ТСН, действующих на от-
ключение блока (дифференциальная, газовые, дистанционная или мак-
симальная токовая на стороне высшего напряжения ТСН, дуговая за-
щита выключателей 6,3 кВ рабочего ТСН);
от защиты от замыканий на землю, установленной на добавочном
трансформаторе TC3K-63/10 соответствующей секции (см. рис. 2.3);
от третьей ступени (пускового органа) защиты минимального на-
пряжения соответствующей секции РУСН 6,3 кВ (на рис. 2.1 для В6 —
это С1, на рис. 2.2 для 2раб — это секция Г). Действительно, в этом
случае при состоявшемся отключении выключателя рабочего ввода
нет опасности восстановления напряжения от РТСН на неотключивше-
еся КЗ,
Отключение выключателя рабочего ввода с блокировкой (запретом)
АВР секции от РТСН происходит от следующих защит:
от дистанционной (или максимальной токовой) защиты ввода рабо-
чего питания соответстщующей стадии (на рис. 2.2 при отключении (?раб
запрещается АВР секции 7);
от резервной защиты от многофазных КЗ питающих вводов (при
отключении Сраб запрещается АВР секции 7);
36
от УРОВ 6,3 кВ трансформаторов СН 6,3/0,4 кВ, добавочного транс-
форматора 63 кВ • А (см. рис. 2,3) и протяженных кабельных линий,
длина которых превышает зону резервирования дистанционной и ре-
зервной защит вводов;
от дуговой защиты соответствующей секции (при срабатывании ду-
говой защиты секции I отключается Сраб с запретом АВР секции /).
Запрет АВР секций в указанных режимах выполнен в соответствии
с [11]. Он предотвращает включение резервного питания на секцию
с неотключившимся повреждением в кабеле [12], трансформаторе
6/0,4 кВ или на шинах ячеек КРУ. Тем самым уменьшается объем по-
вреждений от неотключенного КЗ и предотвращается возгорание кабе-
лей [14, 15]. Из этого следует, что при работе на ТСН и отключении
одного или обоих выключателей рабочих вводов может иметь место
как АВР от РТСН, так и запрет в действии АВР.
В некоторых режимах блок может работать на РТСН. Например,
при работе генератора Г1 от РТСН замкнуты выключатели В18, В16,
В17, В2, ВЗ и разомкнуты В6, В7 (см, рис. 2.1). В'этом случае АВР да-
же при исправности ТСН не предусматривается, и в случае обесточива-
ния секций С2, СЗ блок аварийно останавливается при отсутствии на-
пряжения на СНЭ. К таким же последствиям приводит и КЗ на маги-
страли резервного питания 6,3 кВ.
При работе на РТСН отключение его выключателей 6,3 кВ (В 16, В17
на рис. 2.1) к магистралям резервного питания происходит от следую-
щих защит:
от выходного реле основных защит РТСН (дифференциальной газо-
вой);
от выходного реле резервных защит РТСН (дистанционной или мак-
симальной токовой на стороне высшего напряжения, дистанционной на
вводах 6,3 кВ и на МРП);
от дуговой защиты МРП 6,3 кВ.
В последнем случае отключается выключатель только одной повреж-
денной магистрали (В 16 или В17), а в первых двух случаях также и вы-
ключатель на стороне высшего напряжения резервного ТСН (В 18).
В перечисленных случаях нет препятствий к восстановлению питания
от РТСН при его исправности, но это можно выполнить только вручную,
так как автоматика АВР не предусмотрена.
При работе на РТСН отключение выключателя резервного ввода (Срез
на рис. 2.2 или В2 на рис, 2.1) происходит от следующих защит:
от дистанционной защиты резервного ввода;
от УРОВ 6,3 кВ трансформаторов СН 6,3 кВ, добавочного трансфор-
матора 63 кВ • А (см. рис. 2,3) и протяженных кабельных линий, длина
которых превышает зону резервирования дистанционной и резервной
защит вводов;
от дуговой защиты соответствующей секции СН 6,3 кВ (при срабаты-
вании дуговой защиты секции 1 отключается Срез).
37
В отмеченных четырех последних случаях, как и в аналогичных, но
при питании от рабочего ТСН, восстанавливать питание на обесточенной
секции до ликвидации повреждения на присоединении или самой сек-
ции СН 6,3 кВ нельзя.
Наряду с защитами собственно трансформатора СН на отключение
его выключателей 6,3 кВ может воздействовать дуговая защита секции
и выключателя 6,3 кВ. Дуговая защита ячеек КРУ является действен-
ным средством повышения их локализационной способности лри КЗ.
Как указано в [14], при отсутствии защиты, ограничивающей время
действия дуги, КРУ не выдерживает без существенных повреждений
воздействие дуги в течение 1 с при токе КЗ, равном предельному току
термической стойкости КРУ.
Наибольшее применение в КРУ нашли дуговые защиты с использова-
нием разгрузочных (выхлопных) клапанов, блок-контакты которых
при срабатывании клапана подают импульс на отключение выключате-
ля (см. рис. 2,2). Поскольку время срабатывания клапана составляет
всего 0,01—0,02 с, разгрузочные клапаны обеспечивают высокое быст-
родействие защиты от дуговых замыканий и ограничивают давление
в отсеках КРУ до 0,02—0,04 МПа [14].
Для исключения ложного действия дуговой защиты при сотрясениях,
а также при случайном открытии разгрузочного клапана вводится бло-
кировка по току. В этом случае импульс на отключение выключателя
поступает только при срабатывании клапана .(от избыточного давления)
и наличии тока КЗ.
В некоторых конструкциях разгрузочные клапаны, установленные
в кабельных отсеках, кинематически связаны с приводами заземляющих
ножей, которые автоматически выключаются при срабатывании клапана
и тем самым шунтируют дугу и ограничивают время ее действия [14].
Для уменьшения объема повреждений в шкафах КРУ необходимо,
чтобы и КЗ на их сборных шинах отключались не защитами трансфор-
матора, а дуговыми, так как при горении открытой дуги в течение 1 с
на шинах даже при токе 10—12 кА происходят значительные повреж-
дения шкафов КРУ, Поэтому минимальный ток срабатывания разгру-
зочных клапанов устанавливается не более 20—30% предельного тока
термической стойкости ячеек КРУ. В этих условиях локализационная
способность шкафов КРУ оказывается в большинстве случаев достаточ-
ной — изоляция после воздействия дуги не повреждается механически
и выдерживает максимальное рабочее напряжение уже спустя 0,3—0,5 с
после отключения тока КЗ [14]. Поэтому дуговые защиты повышают
надежность работы КРУ в системах СН совместно с устройствами АВР
и мероприятиями, рекомендованными в [4] в части обеспечения требу-
емых коэффициентов чувствительности защит и зон дальнего резерви-
рования защит присоединений защитами вводов питания.
Перейдем к рассмотрению принципов выполнения защит трансфор-
маторов СН 6,3/0,4 кВ (рис, 2.4). Устанавливаются следующие защиты I
38
[3, 10]: токовая отсечка (ТО) на стороне 6,3 кВ; газовая защита от
замыканий на землю (33) на стороне 6,3 кВ; максимальная токовая
(МТЗ) на стороне 6,3 кВ; токовая защита нулевой последовательности
(ТЗНГТ); резервная защита (РЗ) на вводах 0,4 кВ; от перегрузки (А);
максимальная токовая на вводах рабочего и резервного питания секций
0,4 кВ; УРОВ на стороне 6,3 кВ; защита минимального напряжения.
Токовая отсечка без выдержки времени на стороне 6,3 кВ защищает
от многофазных КЗ в обмотках и на выводах 6,3 кВ трансформатора.
Кроме собственно трансформатора отсечка защищает и участок кабель-
ной линии между выводами трансформатора и ячейкой КРУ 6,3 кВ и
является основной, а для сухих трансформаторов и единственной быст-
родействующей защитой. Газовая защита от повреждений внутри бака
трансформатора предусматривается для масляных трансформаторов
мощностью 630 и 1000 кВ • А. Действует без выдержки времени. За-
щита от замыканий на землю на стороне 6,3 кВ в сети СН с частично
заземленной нейтралью (см. рис, 2.3) устанавливается на всех присо-
единениях, имеющих кабельные связи, в том числе на трансформаторах
6,3/0,4 кВ и асинхронных двигателях 6 кВ, и действует без выдержки
времени на отключение своего выключателя. О резервной защите от
замыканий на землю на. дополнительном трансформаторе типа ТСЗК
63/10 уже говорилось при рассмотрении схем на рис. 2.2 и 2.3. В сети
СН 6,3 кВ, работающей с изолированной нейтралью, защита от одно-
фазных замыканий на землю устанавливается на всех трансформаторах
СН 6,3/0,4 кВ.
Отсечка, газовая защита и защита от замыканий на землю на стороне
6,3 кВ действуют на выходное реле, которое производит отключение
выключателя 6,3 кВ и автоматических выключателей 0,4 кВ ТСН (см.
рис, 2.4).
Максимальная токовая защита с выдержкой времени на стороне
6,3 кВ трансформатора защищает от многофазных КЗ в трансформато-
ре и на секции 0,4 кВ и является резервной токовой отсечкой и основ-
ной защитой при повреждении вне зон действия токовой отсечки и га-
зовой защиты (при наличии последней).
Токовая защита нулевой последовательности устанавливается в ней-
трали вторичной обмотки 0,4 кВ трансформатора. Она защищает от од-
нофазных КЗ в обмотке низшего напряжения и на выводах 0,4 кВ;
резервирует защиты нулевой последовательности отходящих присоеди-
нении 0,4 кВ.
Максимальная токовая защита на стороне 6,3 кВ и токовая защита
нулевой последовательности в нейтрали 0,4 кВ в случае схемы с рабо-
чим ТСН 6,3/0,4 кВ с одной секцией СН 0,4 кВ действуют на отключение
выключателя 6,3 кВ и автоматического выключателя 0,4 кВ (через вы-
ходное промежуточное реле). При этом АВР питания секции 0,4 кВ бло-
кируется, причем излишняя блокировка АВР при повреждениях в обмот-
Ке 0,4 кВ ТСН считается допустимой (см. рис, 2.4). Если же рабочий ТСН
39
Рис. 2.4. Структурная схема защиты ТСН 6,3/0,4 кВ мощностью 630 и 1000 кВ . А
питает две секции 0,4 кВ, то отключение упомянутыми защитами выклю-
чателя 6,3 кВ и двух автоматических выключателей 0,4 кВ производится
без блокировки АВР.
40
Сеть электроснабжения СН 6 кВ
явном (с) и неявном (б) резервировании питания секций СН 0,4 кВ
Токовая защита нулевой последовательности устанавливается также
на каждом вводе рабочего питания 0,4 кВ трансформаторов 6,3/0,4 кВ,
питающих две секции длин, и в отличие от предыдущей защиты выполня-
41
ется путем включения реле тока в нулевой провод соединенных в звезду
измерительных трансформаторов тока, предназначенных для максималь-
ной токовой защиты на вводах 0,4 кВ. Защита действует с выдержкой
времени на отключение соответствующего автоматического выключате-
ля ввода 0,4 кВ с блокировкой АВР питания соответствующей секции.
Такая же токовая защита нулевой последовательности устанавливается
и на вводах резервного питания к секциям 0,4 кВ.
Резервная защита на вводах 0,4 кВ [9] осуществляет дальнее резерви-
рование с временем t < 0,5 с при трехфазных КЗ на присоединениях,
отходящих от секции 0,4 кВ. При этом предполагается, что многофаз-
ные КЗ в кабелях и коробках зажимов электродвигателей 0.38 кВ, как
и при напряжении 6-кВ, в течение 0,1—0,15 с переходят в трехфазные.
Предусматривается резервная защита как для рабочих ТСН, так и
для РТСН 6,3/0,4 кВ мощностью 630 и 1000 кВ А, причем резервная
защита вводов резервного питания выполняется аналогично резервной
защите вводов рабочего питания. Резервная защита на вводах 0,4 кВ
имеет некоторые отличия от аналогичной защиты на напряжении 6,3 кВ
(см. рис, 2.2), описанной в [9].
При срабатывании резервная защита ввода 0,4 кВ действует на отклю-
чение автоматического выключателя ввода с блокировкой АВР секции.
Время действия резервной защиты отстраивается от времени действия
отсечек отходящих присоединений 0,4 кВ со ступенью селективности
A t - 0,3 -г 0,4 с. Действие резервной защиты блокируется групповой
защитой минимального напряжения той секции СН 6,3 кВ, к которой
подключен данный ТСН 6,3/0,4 кВ.
Защита от перегрузки трансформаторов СН 6,3/0,4 кВ предусматри-
вается как для рабочих ТСН, так и для РТСН и устанавливается со сто-
роны 6,3 кВ трансформатора с действием на сигнал.
Максимальная токовая защита с выдержкой времени на вводах ра-
бочего и резервного питания секций 0,4 кВ предназначена для защиты
шин 0,4 кВ и для резервирования защит отходящих присоединений при
близких многофазных КЗ. Устанавливается на каждом вводе к секции
0,4 кВ на рабочих ТСН 6.3/0,4 кВ, имеющих две'секции шин 0,4 кВ. Ана-
логичная защита устанавливается и на вводах резервного питания 0,4 кВ
к этйм секциям. Защита действует с выдержкой времени на отключение
соответствующего автоматического выключатели 0,4 кВ. При этом АВР
секции 0,4 кВ блокируется.
УРОВ на стороне 6,3 кВ ТСН 6,3/0,4 кВ действует с выдержкой време-
ни на отключение соответствующего выключателя питающего ввода сек-
ции СН 6,3 кВ (см. рис. 2.2, 2.4) с блокировкой АВР обесточенной сек-
ции. Как уже отмечалось, необходимость в данном виде резервирования
связана с тем, что повреждения за трансформатором 6,3/0,4 кВ не резер-
вируются ни дистанционной, ни резервной [9] защитами вводом 6,3 кВ
ТСН первой ступени трансформации. Защита минимального напряжения
на секциях 0,4 кВ по принципу действия и назначению аналогична такой
42
же защите на секциях 6,3 кВ и служит для обеспечения успешности са-
мозапуска ответственных двигателей 0,38 кВ на основных секциях СН
0,4 ,к В.
Первая ее ступень при снижении напряжения секции до 70% номиналь-
ного значения и ниже производит отключение неответственных двига-
телей.
Вторая ступень защиты срабатывает с выдержкой времени при сниже-
нии напряжения секции до 50% номинального значения и ниже и произ-
водит отключение части ответственных дублированных электродвигате-
лей механизмов СН. При этом действием АВР запускаются аналогичные
неработающие механизмы СН на соседних секциях СН 0.4 кВ. Выдержка
времени второй ступени определяется требованиями технологического
процесса энергоблока. Третья ступень представляет пусковой орган АВР,
срабатывающий при снижении напряжения секции до 25% номинального
значения и ниже. В этих условиях с выдержкой времени, равной выдерж-
ке времени защиты на стороне высшего напряжения трансформатора
6,3/0,4 кВ (максимальной токовой), и с контролем напряжения на ре-
зервном источнике питания секции 0,4 кВ производится отключение вы-
ключателя рабочего ввода. Питание секции должно восстанавливаться
от РТСН 6,3/0,4 кВ.
Перейдем к рассмотрению защит электродвигателей 6 кВ (рис. 2.5).
Защита от многофазных КЗ для двигателей мощностью менее 4000 кВт
выполняется в виде токовой отсечки, а для двигателей мощностью более
4000 кВт — в виде дифференциальной защиты (с отстройкой от аперио-
дической составляющей тока при самозапуске). В зону действия этих за-
щит, действующих без выдержки времени на отключение выключателя
6,3 кВ соответствующего присоединения, входит и питающий кабель
(пучки кабелей). Защита от однофазных КЗ (см. рис. 2.3, 2.5) действу-
ет без выдержки времени на отключение выключателя присоединения.
Защита от перегрузки имеет выдержку времени и может действовать
как на сигнал, так и на отключение, В зависимости от назначения и сте-
пени дублирования электродвигатели 6 кВ могут также отключаться
первой или второй ступенью защиты минимального напряжения.
Характерной особенностью АЭС является наличие кабельной связи
с двумя последовательными выключателями между секцией 6,3 кВ нор-
мальной эксплуатации и секцией надежного питания 6,3 кВ (см. рис. 1.1,
2.6), По аналогичной схеме от секций нормальной эксплуатации 6,3 кВ
питаются и секции удаленной нагрузки (см. рис. 2.3).
Участок такой линии с двумя выключателями по ее концам защища-
ется дифференциальной и максимальной токовой защитами (рис. 2.6).
Дифференциальная защита обеспечивает быстродействующее отключе-
ние междуфазных КЗ на линии и является основной. Максимальная то-
ковая защита с выдержкой времени является основной для отключения
КЗ на секции 6,3 кВ надежного питания или на секции удаленной нагруз-
ки, питающихся от защищаемой линии. Кроме того, МТЗ резервирует
43
РУСН 6,3 кВ
РУСН 6,3 кВ
Рис. 2.5. Схема защиты электродвигателей напряжением 6 кВ при мощности бо-
лее 4000 кВт (а) и до 4000 кВт (б)
дифференциальную защиту, осуществляя ближнее резервирование, а
также дальнее резервирование при КЗ на присоединениях к секции на-
дежного питания или к секции удаленной нагрузки.
Из соображений предотвращения возгорания кабелей выдержка вре-
мени МТЗ не должна превышать 0,5 с [4, 15, 16], а из соображений се-
лективности эта выдержка времени не должна превзойти или даже срав-
няться С выдержкой времени защиты (дистанционной или резервной —
см. рис, 2.2) вводов секций нормальной эксплуатации РУСН 6,3 кВ.
Выдержка времени защит ввода также не должна превышать 0,5 с.
Для устранения указанного противоречия в [4, 5] предлагается ввес-
ти систему блокировок между действиями МТЗ, дифференциальной
защиты участка линии (рис, 2.6) и защиты питающего ввода секции
6,3 кВ нормальной эксплуатации (см, рис. 2.2).
Действие защиты ввода 6,3 кВ секции нормальной эксплуатации
блокируется, т. е. запрещается при срабатывании токовых реле мак-
симальной токовой защиты МТЗ.
При срабатывании дифференциальной защиты этот запрет снимается.
В результате при КЗ на участке линии (т. е, в зоне действия дифферен-
циальной защиты) и при отказе головного выключателя (Qx на рис. 2.6)
обеспечивается отключение выключателя ввода (Сраб на рис. 2.2, 2.6) на
СНЭ, т. е. дальнее резервирование. Если бы при срабатывании дифферен-
циальной защиты запрет на срабатывание дистанционной защиты ввода
не снимался, то сработала бы имеющая большую выдержку времени
(Д t = 0,8 -г 1 с) защита на стороне высшего напряжения (дистанцион-
44
РУСН Я.ЗкВ нз
Рис. 2.6. Схема защиты кабельной линии к секции надежного питания 6,3 кВ
ная) трансформатор» СН. Это вызвало бы нежелательные последствия:
отключение всего блока при работе на рабочем ТСН и отключении РТСН
с последующей остановкой блока при предшествующей работе на РТСН.
Кроме того, было бы превышено допустимое время протекания тока
КЗ по кабельной линии [15],
Если же при той же системе блокировки КЗ произойдет на шинах
КРУ секции надежного питания (или удаленной нагрузки), то дифферен-
циальйая защита не сработает, а МТЗ блокирует действие защиты ввода
6,3 кВ и даст сигнал на отключение обоих выключателей участка линии
(QI, Q2 на рис. 2.6).
Если при этом ни один из выключателей (QI, Q2) участка линии не от-
ключится, например вследствие отказа реле времени МТЗ, то через 0,15—
0,2 с после окончания выдержки времени МТЗ (Д t < 0,5 с) дополни-
тельным реле времени будет снят запрет с действия защиты ввода, и его
, 45
Q-paS
РУСН 6.3 кВ
^рез
| ВР1 ~|
К защите МРПЗ
МРП1
МРП2
МРП4
Д исрсреренциальное
реле
| BPZ |
□ с
Дифференциальное
реле
К защите МРП4
3
Рис. 2.7. Схема защиты магистрали резервного питания
выключатель отключится под действием дистанционной защиты. При
таком отключении выключателя ввода из-за отказа в отключении вы-
ключателей QI, Q2 АВР на обесточенную секцию 6,3 кВ блокируется
(см. рис. 2.2). В результате совместного действия указанных защит
предотвращается недопустимое по времени обтекание кабелей током
КЗ. Снятие блокировки не более чем через 0,15—0,2 с после окончания
выдержки времени МТЗ своевременно вводит в действие защиту вво-
да 6,3 кВ и предотвращает отключение трансформатора СН. а значит, и
блока в целом защитой ТСН на стороне его высшего напряжения при
КЗ на секции надежного питания или удаленной нагрузки и отказе в
отключении выключателей перемычки.
При отсутствии указанных [4] блокировок из соображений селек-
тивности работы защит выдержку времени защит питающих вводов
пришлось бы увеличить на ступень селективности, т. е. до 0,7—1,1 с,
что недопустимо из соображений возгорания кабелей [15],
Важным элементом системы электроснабжения СН являются маги-
страли резервного питания 6,3 кВ, выполняемые как экранированными
токопроводами (см, рис. 2.1), так и в сочетании с участками из пучка
кабелей (см. рис, 1.2), секционированные выключателями по длине
46
МРП через каждые 2—3 блока при наличии двух РТСН, присоединенных
к источнику питания [2]. Общая длина МРП 6,3 кВ может превышать
600 м, а число ее секций достигает четырех.
В целях уменьшения о*ъема разрушений при КЗ на МРП в качестве
ее основной защиты применена дифференциальная защита, действующая
без выдержки времени (рис. 2.7). Защита выполняется для каждой из
секций в отдельности, включается на трансформаторы тока, устанавли-
ваемые в цепях всех выключателей данной секции магистрали, и дейст-
вует на отключение защищаемой секции от источников питания [3. 5],
Действие дифференциальной защиты и срабатывание секционных вы-
ключателей резервируется защитами вводов на стороне низкого напря-
жения РТСН, аналогично схеме на рис. 2.2.
2.2. Пути возникновения режима самозапуска
и возможные длительности нарушения
электроснабжения
Рассмотрение структурных схем защиты основных элементов системы
электроснабжения потребителей СН (см. рис. 2.2—2.7) позволяет с ис-
пользованием рис. 2.1 определить случаи самозапуска как от рабочего
ТСН, так и от РТСН и возникающие при этом перерывы питания.
Рассмотрим случаи самозапуска от рабочего ТСН без действия АВР,
1. Короткие замыкания (точка К1 на рис, 2.1) в электродвигателях
6 кВ. трансформаторах 6,3/0,4 кВ и на их питающих кабелях, а также
на линии к секции 6,3 кВ надежного питания и к секции удаленной на-
грузки ликвидируются быстродействующими основными защитами с
высоким коэффициентом чувствительности (отсечка или дифферен-
циальная) путем отключения выключателя (В1) присоединения. При
трехфазном КЗ напряжение секции близко к нулю (t/cl = 0) до момен-
та его отключения. Перерыв питания для всех присоединений секции
'п.п = 'з + 'откл., = °-05 + (°.°9 *0,12) =0,13 3-0,17 с,
где t3 — время срабатывания защиты; ^откл.в ~ время отключения вы-
ключатели; ^о1кл.в ~ 0,08 с для электромагнитных выключателей ти-
па ВЭМ-6, ВЭ-6, ВЭ-10 и fOTKJi.B = 0-12 с для малообъемных масляных
типа ВМПЭ-10.
Благодаря применению трансформатора СН с расщепленными об-
мотками напряжение на соседней секции СН* снижается незначитель-
но (^с2*=0,9). и электроснабжение ее потребителей не нарушается.
При указанной длительности ликвидации КЗ не происходит не толь-
ко возгорания кабелей, но и нарушения их термической стойкости.
Условия самозапуска оказываются благоприятными: двигатели с боль-
шими инерционными постоянными, например ГЦН, не успевают до-
47
стичь критического скольжения, а электрическая сеть в точке включе-
ния рабочего ТСН — мощная.
При отказе в отключении выключателя присоединения (BI) повреж-
дение ликвидируется отключением выключателя ввода (В6) за время,
не превышающее 0,5 с [4], с запретом действия АВР. Этим предотвра-
щается возгорание кабеля на поврежденном присоединении, а блок мо-
жет продолжать работу с пониженной 'мощностью с одной обесточенной
секцией (С7).
Глубокие понижения напряжения секции при КЗ на присоединениях
создают условия для срабатывания по напряжению третьей ступени за-
щиты минимального напряжения секций, но даже при отказе в отклю-
чении выключателя присоединения рабочий ввод отключается под дей-
ствием своей дистанционной или резервной защиты (см. рис. 2.2). так
как выдержка времени пускового органа АВР на ступень селективно-
сти выше, чем у защит вводов.
2. Короткие замыкания во внешней сети (точкаК3) сопровождаются,
в зависимости от его вида и удаленности, понижением напряжения на
секциях СН всех энергоблоков, подключенных к распределительному
устройству сети, где произошло КЗ, При этом в начальный момент вре-
мени электродвигатели 6 кВ всех энергоблоков данного РУ подпитыва-
ют точку КЗ (К3), если ее удаление от, шин РУ невелико.
При затяжном КЗ во внешней сети проявляется действие АРВ генера-
торов, а подпитка от электродвигателей прекращается, они вновь пере-
ходят в двигательный режим при пониженном напряжении секций, при-
чем при несимметричном КЗ на вращающий момент электродвигателей,
наряду с напряжением прямой последовательности, влияет и напряжение
обратной последовательности. Все это сопровождается изменением тока
через вводы рабочего питания ТСН. Напряжение на секции СН и поведе-
ние двигательной нагрузки оказываются зависящими от многих факто-
ров: вида и удаленности КЗ, времени, параметров генераторов, транс-
форматоров и двигателей.
При определенной удаленности места КЗ от шин РУ двигатели могут
продолжать производительную работу, не достигая критического сколь-
жения.
Напряжение на зажимах генератора и секциях СН можно определить
аналитически лишь для начального момента времени при трехфазном
КЗ [17]. При КЗ на шинах ОРУ оно составляет 0,32—0,37 номинально-
го, в зависимости от соотношения между сверхпереходным сопротив-
лением турбогенератора блока и напряжением КЗ его повысительного
трансформатора, т. е. эквивалентно обесточиванию СН.
Расчет поведения нагрузки СН при несимметричных КЗ во внешней
сети требует применения метода симметричных составляющих и учета
комплексных коэффициентов трансформации [18], подобно тому, как
это выполнено в [6] при исследовании поведения защиты питающих
вводов. Точное решение задачи возможно лишь при использовании диф-
48
ференциальных уравнений для всех элементов системы электроснабже-
ния-СП [19-23].
Короткое замыкание во внешней сети ликвидируется отключением
выключателя соответствующего присоединения (В14) РУ высокого на-
пряжения.
При действии основной защиты линий КЗ в точке К3 отключается
еще быстрее, чем в точке Кг :
'ап = 4 °-05 4 (°.04 4 °-08) = °.09 4 °-13 <=•
Самозапуск при этом оказывается успешным, несмотря на участие в
нем нагрузки всех энергоблоков данного РУ.
При отказе основной защиты и действии резервной отключение по-
вреждения может занянуться до 1,0 с:
t — t + t 1 0 с
run з.рез откл.в *
При срабатывании основной защиты, но отказе в отключении выклю-
чателя присоединения (В 14) КЗ в точке Ку ликвидируется действием
УРОВ распределительного устройства высшего напряжения — отключа-
ются В12, В13, В15. Перерыв питания на всех секциях СН блоков дан-
ного РУ
'ап = 'уров 4 '<пкав = <°>3 4 °-4> 4 (°-04 4 °-08) = °'34 4 0,48 с.
При действии УРОВ происходит отключение всех или части блоков
данного РУ. Если блоки снабжены системой аварийной разгрузки до
уровня СН и могут длительно работать без связи с энергосистемой,
процесс на этом заканчивается, так как при перерыве питания меньше
0,5 с самозапуск обычно успешен. Восстановленние связи с энергоси-
стемой отключенных действием УРОВ энергоблоков происходит после
отключения разъединителей у отказавшего выключателя присоедине-
ния (В14),
' Если отключившиеся под действием УРОВ энергоблоки не приспо-
соблены к переходу с номинальной нагрузки на нагрузку СН: необхо-
дим автоматический переход на резервный источник с действием АВР.
Длительность перерыва питания СН при этом возрастет.
Рассмотрим возможные случаи самозапуска от РТСН при действии
АВР.
1. Как уже отмечалось, при КЗ в точке К3 и отказе в отключении
выключателя В14 один или несколько энергоблоков могут быть отклю-
чены на высшем напряжении действием УРОВ (выключатели В12, В13).
.При невозможности удержать энергоблок на нагрузке СН после отклю-
чения В12, В13 блоки Г1, Г2 аварийно останавливаются с отключением
выключателей рабочих вводов В6-В9. При наличии напряжения в цепи
РТСН это позволяет под действием АВР включить выключатели В2-В5
резервных вводов и восстановить электроснабжение секций С1-С4, что
49
необходимо для расхолаживания блока. При этом на один РТСН может
включиться нагрузка двух рабочих ТСН, что создает тяжелые условия
самозапуска при перерыве питания:
'ап = 'уЮВ + 'откав + 'вкл.в = <0"3 4 °-4) + <°>08 4 °’>2> 4
+ (0,08 + 0,35) = 0,46 +0,87 с,
где гвккв — время включения выключателя резервного ввода, равное
0,08 с для выключателей типа ВЭ-6 и ВЭ-10 и 0,35 с для ВЭМ-6.
При отсутствии напряжения в цепи резервного источника действует
запрет на включение резервных вводов под действием АВР, и при необ-
ходимости использования энергии выбега турбоагрегата для целей рас-
холаживания выключатели рабочих вводов не должны отключаться при
отключении энергоблока от сети-
2. Короткое замыкание в цепи рабочего питания СН, т. е. в трансфор-
маторе СН или в повысительном трансформаторе блока (точка К2)»
сопровождается понижением напряжения на секциях Cl. С2 до нуля
(Г/с1 = UC2 ~ 0). Повреждение ликвидируется отключением выклю-
чателей блока В12. генераторного В10 и вводов на секции СН В6, В7.
При отсутствии генераторного выключателя или применении аппарат-
ного генераторного комплекса (КАГ), не рассчитанного на коммута-
цию токов КЗ, производится гашение поля генератора Г1. При отклю-
чении В6, В7 под действием АВР включаются выключатели В2, ВЗ резер-
вных вводов (с контролем напряжения в цепи резервного источника),
что позволяет осуществить остановку и расхолаживание энергоблока
при наличии напряжения в системе СН.
Перерыв питания
'ап = 'з.осн 4 'откав 4 'вкав = 01 + (°’08 4 °-12) 4 (° 08 <0,35) =
= 0,26+ 0,57 с,
гДе tз.осн = 0,1 с — время срабатывания основных защит ТСН (диффе-
ренциальной или газовой).
Как и в предыдущем случае, при использовании современных элек-
тромагнитных выключателей типа ВЭ-6, ВЭ-10 с малым временем вклю-
чения (/вкшв. « Готкл.в = 0»08 с) перерыв питания при действии АВР
сокращается.
При отказе основных защит ТСН работает его резервная защита на
стороне ВН (см. рис- 2.2) и перерыв питания возрастает на две ступени
селективности:
'ап = 'э,рез 4 'откав 4 'впав = (°-7 4 ®,8) + (0,08 + 0,35) +
+ (0,08 + 0,35) =0,86 + 1,27 с.
Рассмотренный случай самозапуска является одним из наиболее тя-
желых: происходит от резервного источника, который может быть под-
ключен к сравнительно слабой сети; наибольший перерыв питания; ус-
50
Рис. 2.8. Переходный процесс в системе СН с двумя электродвигателями с различ-
ными инерционными постоянными (Tj > Tj при перерыве питания
секции и последующем АВР:
а - напряжение секции СН; б — электромагнитные моменты двигателей; в -
скольжение двигателей; г - токи в двигателях
ловия самозапуска могут дополнительно осложниться из-за предвари-
тельной нагрузки РТСН (при замене им одного из рабочих ТСН).
Отметим также, что при отсутствии напряжения в цепи резервного
источника будет действовать запрет АВР на включение В2, ВЗ, но исполь-
зование энергии выбега генератора Г1 исключается из-за повреждения
в цепи трансформатора СН.
3. Ошибочное или самопроизвольное отключение выключателя рабо-
чего ввода (В6, В7) может сопровождаться обесточиванием одной и
реже двух секций СН. На обесточенных секциях в течение некоторого
времени (примерно 1 с — рис. 2.8) сохраняется остаточное затухающее
напряжение благодаря наличию вращающихся асинхронных двигателей,
51
но АВР включается Не от третьей ступейи защиты минимального напря-
жения, а по факту отключения выключателя рабочего ввода (с контро-
лем напряжения в цепи резервного источника). При включении В2, в
случае ошибочного обесточивания одной секции, или В2 и ВЗ, в случае
ошибочного обесточивания сразу двух секций, электроснабжение С1,
С2 восстанавливается. Перерыв питания составляет Zn.n = ZBKJ1.B ~ 0,08
0,35 с.
Здесь также возможен самозапуск от предварительно загруженного
РТСН.
4. При эксплуатации блока возможны отказы в технологической час-
ти, сопровождающиеся закрытием стопорно-регулирующего клапана
(СРК) турбины. Если повреждение требует немедленной остановки
турбины, то вслед за срабатыванием СРК при наличии генераторного
выключателя или аппаратурного генераторного комплекса (КАГ) про-
изводится его отключение (В 10) и питание СН продолжается от энерго-
системы через рабочий ТСН.
При отсутствии генераторного выключателя в этом случае приходит-
ся отключить В12, В6, В7, и под действием АВР питание может быть вос-
становлено от РТСН включением В2, ВЗ. Возникающий перерыв питания
,л.п = 'откл.в +,вклв = (0.084-0,12) + (0,08 4-0,35) =0,16 4-0,47 с.
Если повреждение в технологической части не требует немедленной
остановки турбины, то вслед за закрытием СРК необходимости в немед-
ленном отключении В10 или В12 не возникает, и в течение некоторого
времени (около 2 мин) турбогенератор Г1 может работать в моторном
режиме с питанием СН как в доаварийном режиме. При наличии генера-
торного выключателя или КАГ по истечении допустимой длительности
моторного режима можно отключить В10 и продолжать питать секции
СН Cl, С2 от энергосистемы через рабочий ТСН.
При отсутствии В10 за время нахождения генератора в моторном ре-
жиме питание Cl, С2 может быть вручную переведено на резервный ис-
точник без перерыва питания (/п п = 0), с использованием кратковре-
менной параллельной работы ТСН1 и РТСН путем включения В2, ВЗ с
последующим отключением В6, В 7.
Перевод на резервный источник может быть осуществлен и автомати-
чески при действии АВР поочередным отключением выключателей рабо-
чих вводов. Перерыв питания при этом такой же, как и при ошибочном
отключении выключателя рабочего ввода (тп>п = 0,16 -^0,47 с). 1
Рассмотрение возможных случаев действия АВР с переходом на ре-
зервный источник показывает, что для сокращения перерыва питания
потребителей СН импульс на отключение выключателей В6, В7 рабочих
вводов подается не только при повреждении ТСН, но и при аварийном
отключении энергоблока от сети высшего напряжения, сопровождаю-
щемся как повреждением в электрической части блока, так и без тако-
вого. При этом третья ступень защиты минимального напряжения секций
52
СН (пусковой орган АВР) в работу не вступает или из-за сохранения
достаточно высокого остаточного напряжения секций, или из-за времен-
ной задержки.
В таких условиях пусковой орган АВР по напряжению может вступить
в действие, если по какой-то причине отключения выключателей В6, В7
рабочих вводов от защит энергоблока не произойдет. Такой причиной
можт быть, например, кратковременное исчезновение напряжения в
цепи резервного источника, совпавшее с моментом аварийного отклю-
чения энергоблока. При восстановлении питания РТСН создаются усло-
вия для срабатывания АВР, но уже по факту отключения рабочих вво-
дов защитой минимального напряжения.
Проведенное рассмотрение также показывает, что выполнение требо-
ваний противоаварийного циркуляра [4] в части уменьшения ступеней
селективности защит до 0,3 с из соображений предотвращения возгора-
ния кабелей облегчает и условия самозапуска, уменьшая возможные
перерывы питания. Вместе с тем при малых перерывах электроснабже-
ния включение резервного питания на секцию происходит на неуспев-
шее затухнуть остаточное ее напряжение, что может вызвать появление
сверхтоков при коммутации вблизи противофазы напряжений [1, 24,
25].
Таким образом, режим успешного самозапуска электродвигателей
СН (см. рис, 2.1) позволяет удержать блок в работе при КЗ в сети СН
(точка Ку) и энергосистемы (точка К3)г при ошибочном отключении
вводов В6, В7 рабочего питания: удержать блок в работе на нагрузку
СН при действии УРОВ в сети высшего напряжения (если имеется со-
ответствующая автоматика разгрузки); обеспечить остановку обору-
дования и проведение режима расхолаживания с сохранением питания
СН при повреждениях в цепи рабочего ТСН (точка К2), при действии
УРОВ в сети высшего напряжения (при отсутствии разгрузочной авто-
матики) и при авариях в технологической части, сопровождающихся
закрытием СРК
23. Процесс самозапуска при перерыве питания
и определение скольжения электродвигателей
и фазы остаточного напряжения к моменту
восстановления питания
В практике эксплуатации успешность прохождения режима самоза-
пуска электродвигателей СН принято оценивать по результатам натур-
ных испытаний в режимах, описанных в § 2.1. Проведение таких испы-
таний в условиях АЭС встречает значительные трудности, в том числе
и из-за опасения повреждения технологического оборудования. В этой
связи особенно актуальной становится разработка расчетных методов
проверки самозапуска, поскольку отсутствие достоверных результа-
53
тов увеличивает и степень риска при эксплуатации из-за неуверенности
в характере протекания некоторых аварийных режимов. J23
При разработке расчетных методов необходим учет взаимосвязи
электрической и технологической частей станции и энергосистемы, что
позволило бы определить в процессе самозапуска изменение как элек-
трических, так и технологических параметров, Вместе с тем математи-
ческое описание технологической части АЭС требует несоизмеримо
больших вычислительных затрат, чем описание процессов в электричес-
кой части, а успешность завершения электромеханического переходно-
го процесса при кратковременном нарушении электроснабжения явля-
ется необходимым условием сохранения технологического режима
блока. Без уверенности в восстановлении номинальной частоты вра-
щения механизмов СН лишен практического смысла и расчет техноло-
гических параметров энергоблока, так как в этих условиях встает за-
дача о его успешной остановке и расхолаживании.
Исходя из сказанного, в настоящей главе основное внимание уде-
ляется расчету электромеханических переходных процессов в системах
рабочего и резервного питания механизмов СН. Это актуально как на
стадии проектирования, при выборе системы электроснабжения и ко-
личественном обосновании ее надежности, так и на стадии эксплуатации,
при подготовке натурных испытаний и разработке мер по обеспечению
успешного самозапуска.
В настоящее время в Ленинградском государственном техническом
университете разработаны достаточно совершенные методы расчета
электромеханических и электромагнитных переходных процессов при
самозапуске [19—28], реализованные в виде программ для электронных
вычислительных машин (ЭВМ) и использованные при обосновании про-
ектных решений и проверке эксплуатационных режимов на ряде АЭС,
Разработанная методика основана на применении дифференциальных
уравнений движения роторов электродвигателей и для их демпферных
контуров, в том числе с использованием многоконтурных схем замеще-
ния [19, 28], Учитывается произвольное число электродвигателей и ме-
ханизмов СН по индивидуальным характеристикам, а также многообра-
зие схем электроснабжения СН и возмущающих воздействий, описанных
для схемы на рис. 2.L
Вместе с тем ряд вопросов, относящихся к самозапуску, может быть
решен и аналитически с помощью минимального числа дифференциаль-
ных уравнений и допущений, правомерность которых подтверждена
вышеупомянутыми точными методами с использованием ЭВМ. При
этом достигается наглядность в части физической сущности происхо-
дящих явлений, и в то же время не вносится недопустимая погрешность
в конечные результаты.
Для обоснования допущений целесообразно рассмотреть переходный
процесс в системе СН при перерыве питания и последующем действии
АВР (рис. 2.8). Расчет выполнен по методике [19, 26], но для более на-
54
гладкого представления процессов учтено всего два двигателя с сильно
различающимися инерционными постоянными (Тj) — ГЦН и эквивален-
тный, замещающий остальную нагрузку секции.
При обесточивании, например вследствие отключения выключателя
рабочего ввода, напряжение секции с подключенными асинхронными
двигателями снижается до нуля (затухает) за время, близкое к 1 с
(рис. 2.8, л). До затухания напряжения двигатели с большими значе-
ниями Ту переходят в генераторный режим (ГЦН), а с меньшими 7}
(эквивалентный) остаются в двигательном режиме (рис. 2.8, б).
До снижения остаточного напряжения секции до значения, близкого
к 0,3 номинального, двигатели выбегают совместно (рис. 2.8, в), их
скольжения различаются незначительно, несмотря на значительную раз-
ницу в инерционных постоянных. Эту часть выбега, имеющего длитель-
ность Г гр, можно назвать групповым, В дальнейшем происходит пере-
ход на индивидуальный выбег продолжительностью Гш;д = гп.п - Тгр, где
каждый электродвигатель изменяет свое скольжение в соответствии с
индивидуальным значением Ту
До затухания напряжения секции между статорными цепями выбе-
гающих двигателей протекают токи взаимной нагрузки (рис. 2,8, г).
Ввиду большого перерыва питания (frLn = 2,5 с) отчетливо видны обе
стадии выбега, причем большая часть индивидуального выбега идет
при полностью затухшем остаточном напряжении и без токов взаим-
ной нагрузки.
При восстановлении питания напряжение на секции СН на протяже-
нии электромеханического переходного процесса остается меньше но-
минального и восстанавливается до исходного значения лишь после
прохождения всеми двигателями критического скольжения и дости-
жения номинального скольжения (рис, 2.8, а). Моменты прохождения
критического скольжения видны по пикам электромагнитного мо-
мента (рис, 2.8, б) и по резкому уменьшению тока самозапускающих-
ся двигателей (рис. 2,8, г).
После запуска каждого очередного двигателя напряжение секции
повышается, постепенно приближаясь к номинальному. Рассмотренный
случай самозапуска является успешным. При неуспешном самозапуске
напряжение секций не возвращается к номинальному значению, дли-
тельно оставаясь ниже 0,6 номинального, а скольжение всех или боль-
шей части двигателей остается выше номинального и не имеет тенден-
ции к уменьшению.
Успешность самозапуска мощных электростанций СН на первой
ступени трансформации (6 или 10 кВ) определяется не только вос-
становлением номинальной частоты их вращения за приемлемый для
энергоблока промежуток времени. Обязательным условием являет-
ся также успешность самозапуска электродвигателей вспомогатель-
ных механизмов, обслуживающих системы смазки, охлаждения, уплот-
нения вала этих насосных агрегатов, например ГЦН.
55
Электродвигатели вспомогательных механизмов могут находиться
как на первой, так и на второй ступенях трансформации, и их самоза-
пуск, в особенности на второй ступени трансформации, может носить
каскадный характер, т. е. завершаться только после успешного само-
запуска основных механизмов. Такая задержка в самозапуске не дол-
жна приводить к отключению мощных механизмов их технологически-
ми защитами, что обеспечивается надлежащей конструкцией вспомога-
тельных систем (применение маслобаков, гидроаккумуляторов), их
резервированием и надлежащим построением схем электроснабжения
и автоматики,
Если нарушение электроснабжения вызвано не перерывом питания,
а КЗ вблизи секции СН, то двигатели секции осуществляют подпитку
точки КЗ, причем токи подпитки затухают быстро — за десятые доли
секунды (см, § 5,2). Напряжение секции до его восстановления от
рабочего или резервного источника остается близким к нулю, все дви-
гатели с самого начала выбегают индивидуально, т, е. стадия совмест-
ного выбега отсутствует.
Перейдем к определению скольжений электродвигателей и фазы оста-
точного напряжения к моменту восстановления питания. Если принять
скольжение и электромагнитные моменты в двигательном режиме поло-
жительными, то дифференциальные уравнения движения ротора й угла
между векторами напряжения сети и остаточного имеют вид
= 4 s- (2.2)
где s — скольжение ротора относительно синхронной оси; Мс, Ме — мо-
менты сопротивления механизма и электромагнитный двигатель; -
= 2тг/ = 314,15926 — синхронная угловая частота вращения; знак * сви-
детельствует о выражении величины в относительных единицах (о, е.);
индекс ”б” дает сокращенное наименование базисной системы о, е.
При отключении питания (рис, 2.8, б) электромагнитный момент
индивидуально выбегающего двигателя или результирующий электро-
магнитный момент выбегающей системы из нескольких двигателей
равен нулю (Л/е*(б) =0),и дифференциальное уравнение (2.1) упроща-
ется.
При интегрировании учте л, что скольжение ротора s складывается из
скольжения в исходном установившемся режиме $исх и приобретенного
за время выбега $Выб*
Ограничимся также рассмотрением вентиляционного характера изме-
нения момента сопротивления Мс от частоты вращения и пренебрежем
тормозным моментом остановленного механизма:
^с*(б) =7Исо*(б) 0 “ ,s)2’
(2.3)
56
где Afc0*(6) — момент сопротивления в исходном установившемся ре-
жиме;
(б)= ^згр к Рц».н k^S6 ’ С2’4)
где АЗГрЛ, Ррр,цк — коэффициент загрузки и номинальная мощность А'-го
двигателя; Sq — базисная мощность.
Формулу для расчета скольжения st, приобретенного электродвигате-
лем за время выбега tt можно получить, подставив (2.3), (2.4) в (2.1) и
произведя интегрирование от 0 до t при Ме = 0:
St SHCX + ‘SBbl6 \iCX + ^co* (6) (1 ~ shcx) 2 f TJ* (6) + (1 “ 5исх) Afc0+ (g) r (2.5)
p JJk*(6) 1 Jk ‘"c' ’ Лб (2.6)
5исхк ~^згр к snk f (27)
где — номинальное скольжение к-го двигателя.
По (2.5) можно определить изменение скольжения не только при ин-
дивидуальном, но и при групповом выоеге системы из нескольких асин-
хронных электродвигателей до затухания остаточного напряжения при
перерыве питания (рис. 2.8, в), поскольку суммарный электромагнит-
ный момент выбегающей системы равен нулю (рис. 2.8, б). Для этого
вместо ^со*(б)’ 5исх использУем соответствующие эквива-
лентные значения для группы выбегающих двигателей:
. п п
?/2*(б) = 5~ 2 TJkPRB.nk=^ TJk*(by
О К = 1 /С= 1
1 п П
ЧоЕ* (б) = 2 *згр к к (б) ’
б А=1 А=1
п
5н к ^згр к Ряв. н к
к=1
S --------------------------.
исх п
S Лтв н к
ДБ, Н Л
к = 1
(2.8)
Как уже указывалось при анализе схемы на рис. 2.8, выбег при пере-
рыве питания можно условно разделить на две стадии: групповой (frp)
57
и индивидуальный (?ивд)- Скольжение каждого из двигателей в конце
выбега (?п.п) можно определить, применив (2,5) при t = Ггр сначала для
системы из выбегающих механизмов СН с эквивалентными параметра-
ми, вычисленными по (2.8). Полученное скольжение принимается за ис-
ходное для стадии индивидуального выбега. Далее по формулам (2.5)
при t = Г1ШД, (2.4), (2.6) определяется скольжение всех двигателей к
моменту восстановления питания. Пример расчета применительно к на-
грузке СН блока РБМК-1000 приведен в [1,29].
Если возмущение в системе СН связано не с отключением источ-
ника питания, а с КЗ, то стадия группового выбега отсутствует (Ггр =
= 0) и расчет сразу начинается с индивидуального выбега.
Фаза остаточного напряжения (угол <р) между вектором напряже-
ния источника питания и затухающим напряжением выбегающего дви-
гателя складывается из начального сдвига напряжений коммутируемых
секций <£наЧг сдвига, приобретаемого за счет существования скольже-
ния $исх в установившемся режиме, предшествующем обесточиванию,
и сдвига, приобретаемого за счет изменения скольжения $ВЫб на вы-
беге-^вь.в:
^ = *’нач + Ч5исх' + ^нач' С2'9)
После подстановки выражения (2.5) в (2.2) для угла и интегрирования
получим с учетом (2.9):
. . л/*(б)
^-^нач- Г+ --------------- In
мсо*(б)
^ср*(б) 0“*исх) t
(2.Ю)
Как по уравнению (2.5), так и по (2.10) можно оценить изменение
фазы остаточного напряжения не только при индивидуальном, но и при
групповом выбеге группы двигателей.
По (2.5), (2.10) получаются значения st, к моменту восстановления
питания, близкие к результатам по точному методу с использованием
уравнений Горева-Парка [19]. Опыт расчетов показал, что хорошее
совпадение достигается, если длительность группового выбега прини-
мать равной 1,0—1,2 с для нагрузки секций СН блока РБМК-1000 и 1,3—
1,4 с для секций блока ВВЭР-1000. При этом отпадает необходимость в
определении затухающего напряжения совместно выбегающих электро-
двигателей и их электромагнитных моментов, что без грубых допуще-
ний аналитически выполнить невозможно,
В табл. 2.1 приведены результаты расчета по (2.10) времени достиже-
ния первых шести противофаз и совпадений фаз остаточного напряжения
индивидуального выбегающего асинхронного двигателя и напряжения
сети в зависимости от инерционной постоянной агрегата и коэффициента
загрузки при вентиляционном моменте сопротивления.
58
Таблица 2.1. Время достижения первых шести противофаз (<^=-77) и
совпадений фаз (<£> = 0) напряжений выбегающего двигателя и сети, с
ту, С ^згр 1 2 3 4 5 6
1,0 0,9 -77 0,15 0,27 0,36 0,44 0,50 0,56
0 0,22 0,32 0,40 0,47 0,53 0,59
7,5 0,81 -77 0,39 0,72 0,96 1,14 1,31 1,46
0 0,58 0,85 1,05 1,23 1,39 1,53
15,0 0,9 — 77 0,50 0,94 1,25 1,49 1,71 1,91
0 0,74 1,07 1,37 1,61 1,81 2,0
Представленные данные в сочетании с рассчитанными ранее возмож-
ными перерывами питания позволяют судить о том, при каких услови-
ях в момент восстановления питания может быть достигнута первая, на-
иболее опасная противофаза напряжений. С этой точки зрения агрегаты
СН с большими инерционными постоянными, например ГЦН, находятся
в менее благоприятных условиях, чем двигатели с малыми или обычны-
ми инерционными постоянными. Действительно, для ГЦН с Tj = 7,5 с
и ^зхр = 0,81 первая противофаза достигается в момент t = 0,39 с, близ-
кий к t = /‘вкл.в = 0,35 с при переключении двигателя ГЦН с двойным
питанием с обесточившейся секции на секцию 6,3 кВ другого трансфор-
матора СН (рис. 2.9).
Схема с двойным питанием ГЦН используется в некоторых схемах
СН блоков РБМК-1000 и позволяет облегчить условия группового са-
мозапуска при действии АВР от РТСН, так как благодаря наличию пе-
ремычек ГЦН в самозапуске с остальной нагрузкой секции не участву-
ют. В нормальном режиме включен выключатель одной из перемычек
ГЦН. Автоматическое включение выключателя второй перемычки осу-
ществляется при отключении рабочего ввода секции. При этом самоза-
пуск ГЦН происходит от второго рабочего ТСН, где секции СН не пре-
терпевали нарушения электроснабжения.
Из табл, 2,1 и рис. 2.10 также следует, что по мере возрастания сколь-
жения и уменьшения остаточного напряжения выбегающего электродви-
гателя промежутки времени между сосседними противофазами и совпа-
дениями фаз напряжений значительно уменьшаются: при Tj - 7,5 с и
^згр = 0,81 от 0,19 до 0,07 с. Это означает, что с учетом разброса во вре-
мени включения выключателя вероятность попадания при восстановле-
нии питания в одну из противофаз достаточно высока, а на коммутацию
при <£ = 0 рассчитывать нереально.
Для проверки достоверности предлагаемой методики и для экспери-
ментального нахождения благоприятных моментов перевода питания на
59
Рис. 2.9. Схема питания электродвигателей ГЦН с возможностью их подключения
к одной из двух секций различных рабочих ТСН
Моменты 0
противофазы >
0,71 0,95 1,15 1,32 1ft7c
Рис. 2.10. Изменение модуля и фазы остаточного напряжения на электродвигателе
ГЦН при индивидуальном выбеге
соседнюю секцию или резервный источник были проведены испытания
индивидуального выбега ГЦН’одной из насосных блока РБМК-1000
[24]. Результаты представлены в виде кривых изменения модуля и
фазы остаточного напряжения (рис, 2.10). Наблюдается практическое
совпадение моментов достижения фаз и противофаз напряжения сети
и остаточного напряжения ГЦН (ср. данные табл. 2.1 при = 7,5 с,
Лзгр =0,81 и кривые на рис. 2,10).
Периодическую составляющую тока в начальный момент времени
при включении выбегающего двигателя (7п.вкл о) с произвольным уг-
лом расхождения векторов напряжения сети и остаточного можно ана-
литически определить с использованием схемы замещения прямой по-
следовательности, приведенной к двухлучевому виду относительно точ-
ки коммутации:
Аьвкло
систЕ* *(б) + ^дв S* (б) “ 2-^систГ* (б) ^двЕ*(б) cos .
- — /б/>
хсистЕ*(б) *двЕ*(б)
(2.11)
где £'систХ*(б), #двЕ*(б) ~ сверхпереходные ЭДС системы эквивалент-
ного двигателя в двухлучевой схеме; ХсисгЕ*(б)» *дв2>(б) - эквива-
лентные сопротивления в двухлучевой схеме; - базисный ток на ьй
ступени трансформации (при U& = 6,3 кВ); характер изменения сверх-
переходной ЭДС двигателя в относительных единицах можно считать
изменяющимся пр тому же закону, что и его остаточное напряжение.
При противофазе напряжений выражение (2.11) принимает вид
_ ^систЕ*(б) +^двЕ*(б)
авкло ~ ----------------------7б/. (2.12)
хсистЕ*(б) +хдвЕ*(б)
Из (2.12) видно, что ток при включении в противофазу, особенно
при мощной питающей сети (хсисг^ ^Хда^)» может значительно пре-
высить как пусковой ток полностью заторможенного двигателя, так
и ток подпитки точки КЗ на зажимах двигателя,
Ударный ток при включении двигателя
*уд.вкл “ ^уд ^п.вкл о’ (2.13)
где куа — ударный коэффициент для двигателя; значения куа приведе-
ны в [30, 31] и в § 5.4.
Предлагаемая методика позволяет с достаточной точностью постро-
ить кривую изменения фазы остаточного напряжения (2,10) и опреде-
лить токи при восстановлении питания по (2.11), (2.12), если извест-
на кривая изменения модуля остаточного напряжения (см. рис. 2.10).
Пример определения фазы остаточного напряжения рассмотрен в [1, 24].
61
Таблица 2.2. Наибольшие кратности тока и электромагнитного момента ГЦН при переключении с различными перерывами питания
Время восста- новления питания, с Остаточ- ное на- пряжение ГЦН, о. е. Фаза при восстанов- лении, рад .* max ’ о. е. ** М . е. та о. е Примечание X’
0,36 0,84 -2,82 23,5/16,7 7,6 При расчетном времени включения
0,38 0,83 —7Г (1-я противо- фаза) 23,3/16,5 8,2 Наиболее неблагоприят- ный момент перевода
0,49 0,8 1,42 10,6/7,5 7,0 Затягивание включения выключателя
0,58 0,77 0 (1-е со- впадение) 7,5/5,3 -3,6 Наиболее благоприятный момент перевода
0,71 0,73 -7Г (2-я противо- фаза) 21,2/15,0 5,5 Неблагоприятный момент перевода
Значения по отношению к действующему значению номинального тока (чис-
литель) и по отношению к амплитудному значению (знаменатель).
Положительное значение Ме соответствует тормозному режиму, отрицатель-
ное — двигательному.
В табл. 2.2 приведены наибольшие кратности тока и -электромагнит-
ного момента ГЦН при восстановлении питания с различными переры-
вами, полученные по методике [19,24]. Перерывы питания соответст-
вуют полученным при испытаниях. Здесь при определении мгновенных
значений токов и электромагнитных моментов обязателен учет быстро-
переходных процессов и активных сопротивлений в статорных цепях
всех элементов системы электроснабжения, Для воспроизведения необ-
ходимого фазового сдвига при восстановлении питания предусмотрено
произвольное назначение в этот момент составляющих напряжения в
координатах d, q.
В табл. 2.2 наибольшие кратности тока при восстановлении питания
приведены в относительных единицах по отношению к действующему
значению номинального тока ГЦН (числитель) и по отношению к ам-
плитудному значению номинального тока (знаменатель). В [1,24] ис-
пользована система относительных единиц, соответствующая знамена-
телю табл. 2.2.
Покажем применения формул (2.12), (2.13) для случая коммутации
ГЦН при противофазе напряжений. Имеем: Рнгцц - 5,5 МВт; cos<pH =
= 0»9; *?н = 0.96; = 09.0% = 6,36 МВ • А; хгцн = 0,152; Агцн -
62
= 0,94; Луд = 1,77 [1, 31]; 5Т<Н = 63 МВ - А; ик = 0,11, параметры си-
стемы в точке включения ТСН — = 1,0; 5К,3 = 5000 МВ • А.
Примем за базисные величины номинальную мощность и напряжение
ГЦН: Sq = Sn гцн = 6,36 МВ • А; = 6,0 кВ, Тогда ток включения ГЦН
в долях от его номинального тока равен:
^п.вкл о
1,0 + 0,94 • 0,83
6,36
5000
+ 0,11
6,36 • 2
~63
+ 0,152
= 10,2;
*уд,вкл* = 1»77 • \/Т • 10,2 = 25,3 (ср, со значением 23,3), причем значе-
ние Uqct* - 0,83 получено из рис, 2.10 при t = 0,38 с.
Из примера и данных табл, 2.2 и рис. 2.10 видно, что ток несинхрон-
ного включения ГЦН и других асинхронных двигателей СН может значи-
тельно превосходить ток подпитки двигателем точки КЗ на его зажимах,
причем не только при первой, но и при последующих противофазах, Дей-
ствительно, /по* = ^да/хда = 0,94/0,152 = 6,2. При этом отношение то-
ков 7п.вкл.о*/7по* составит 10,2/6,2 = 1,66, Такая коммутация может
представить опасность для двигателя.
Из рис. 2.10 и табл. 2.2 следует, что самая неблагоприятная комму-
тация («^ = — 7г) достигается при перерыве питания 0,38 с. Переключе-
ние имело место при t = 0,36 с в весьма неблагоприятный момент (</? =
= 2,82 рад), близкий к противофазе напряжений. Эксперимент на дру-
гом ГЦН с выключателем, привод которого обеспечивал включение с
некоторм запаздыванием (гап = 0,49 с), обеспечивал прохождение пер-
вой противофазы напряжений без коммутации; включение проходило
при более благоприятных условиях (<р = 1,42 рад).
При общем перерыве питания 0,58 с достигается первое совпадение
фаз напряжений, благоприятное для коммутации. Коммутация в момент
Гп.п = 0,71 с вновь является неблагоприятной, так как соответствует вто-
рой противофазе напряжений, когда остаточное напряжение ГЦН еще до-
статочно велико (t/ост* = 0,73 — см. рис. 2.10).
При включении ГЦН со сдвигом фаз при незатухшем остагочном на-
пряжении в точке включения имеется апериодическая составляющая,
практически затухающая через четыре периода. Эго обстоятельство уч-
тено в (2.13). В начале процесса электромагнитный момент имеет не
двигательный, а тормозной характер, вызывая знакопеременные нагруз-
ки на валу. По истечении примерно пяти периодов электромагнитный
момент приобретает двигательный характер с кратностью примерно 1,7.
В дальнейшем знакопеременные колебания момента не наблюдаются.
Таким образом, при восстановлении в противофазе на протяжении
первых пяти периодов токи и электромагнитные моменты предъявля-
ют повышенные требования к механической прочности двигателя и при
повторении могут вызвать его повреждение, Поэтому схема на рис, 2,9
с двойным питанием ГЦН, где они выбегают при обесточивании индиви-
63
дуально и самозапускаются с малым перерывом питания, нашла ограни-
ченное применение. Для снижения воздействия токов и электромагнит-
ных моментов в [24, 25] предлагается ввести дополнительную выдерж-
ку времени при переключении питания ГЦН, чтобы общее время переры-
ва питания составляло 0,58—0,6 с. Это обеспечит коммутацию вблизи
= 0, благодаря чему ток постепенно приближается к пусковому значе-
нию, не превосходя его, а электромагнитный момент сразу приобретает
двигательный характер (см. табл. 2.2).
Рассмотрим процесс восстановления напряжения на совместно вы-
бегающих электродвигателях при действии АВР, т. е. при tnai < Z'jp
(см. рис. 2.8). В виде примера взята нагрузка одной из секций блока
РБМК-1000, причем электродвигатели ГЦН (Рдв.н = 11 МВт; кзгр =
= 0,81; Tj ~ 7,5 с; sH = 0,005) и ПЭН — питательного электронасоса
(^дв.н = 5 МВт; &згр= 0,74; 7> = 4,5 с; sH = 0,005) учтены по инди-
видуальным характеристикам, а остальная нагрузка секции эквива-
лентирована (Рдв.н = 6,65 МВт; fc3Ip = 0,855; Tj = 2,65 с; sH = 0,01).
Результаты расчета времен достижения первых шести противофаз
и совпадений фаз остаточного напряжения секции и сети при совмест-
ном выбеге нагрузки секции представлены в табл. 2,3. Там же приве-
дены токи и электромагнитные моменты двигателей и ввода секции
при восстановлении питания. Система относительных единиц для то-
ков и моментов — та же, что в табл. 2.2.
При нескольких двигателях, по сравнению с индивидуальным вы-
бегом ГЦН (см. рис. 2.10), процесс идет при отличных от нуля токах
и электромагнитных моментах, причем двигатели ГЦН как агрегаты
с наибольшим Tj работают в генераторном режиме, а остальные — в
двигательном. В результате за счет тормозного действия электродвига-
телей с меньшими, чем у ГЦН, инерционными постоянными противо-
фазы напряжений достигаются несколько раньше, чем при индивиду-
альном выбеге одного ГЦН, а остаточное напряжение секции затухает
быстрее.
Время достижения заданных значений вычислялось как по методи-
ке, изложенной в [19,24], так и аналитически по (2.5), (2.8). Как и
при индивидуальном выбеге, получено вполне удовлетворительное со-
впадение результатов расчета: так, время достижения шестой противо-
фазы составило 1,254 с по (2.5) и 1,27 с при расчете на ЭВМ по точной
методике. Результаты расчета приведены в [1].
Переходные процессы при восстановлении питания после группового
и индивидуального выбега аналогичны по характеру, но кратности то-
ков и электромагнитных моментов при групповом выбеге при том же
порядковом номере противофазы напряжений обычно ниже (ср, табл.
2.2 и 2.3). Это связано с более быстрым затуханием остаточного напря-
жения секции по сравнению с напряжением индивидуально выбегаю-
щего ГЦН (несмотря на меньшее время достижения противофазы), с
64
Таблица 2.3, Наибольшие кратности тока и электромагнитного момента электродвигателей и тока ввода секции при
действии АВР с разными перерывами питания
а> X X «Ч V S X С* 1-я противофаза счЗ п 03 га g о СВ Е К СЧ сЧ С1 сЧ е- о g Я Е К 40 <3 е- О S X о Е га о о ¥ СП сЗ •& V X X Е га о ¥ с, «ч е- о X X о S Е га о ¥ £> « X X « 2 X га « & Е Е
« о га S3 секции X сЧ о. е. 12,2 8,6 10,8 7,7 7,75 5,5 2,54 00 °о|<> со | сч ГО СЧ 3 j S
1 м emax’ о. е. 4,2 О СП 00 с? гч О СЧ 40 а 1 vo V0
Эквнвалев двигатель 'max’ о 6 12,0 8,5 10,8 6,85 4,86 3,15 2,8 4,9 3,5 tn I со > 1 V? 13,5 9,54
м emax’ о. е. 5,3 ко СП еч сч 1 сч" 1 гч <э 1
Я Г) Е max’ о. е. 15,5 о 14,4 20,2 9,8 6,93 4,8 3,4 <*> о 40 8,9 40 <*11^
X
Af, е пи о. е 6,1 V—< W) гч Ок О СО 1 о 1 00
К Е 'max ’ О о 18,5 13,14 16,9 12,0 12,2 8,64 5,36 3,8 сч 1 xf 40 ТГ~ 10,3 го 40 1 ЧО s| S'
г § в и * В <д рад । к । । о О О 1
СЧ •& X гх в X •э ’0 ‘
« £ g в О а о в •ч о 0,8 40 o' о f—< o' Со о гч о о ч—Ч
о о. S3 3 о а в“ £ 0,33 ЧО о' *—( 04 о' о СП со о
В числителе - значение по отношению к действующему значению номинального тока двигателя или ввода секции, в знаме-
нателе - по отношению к амплитудному значению.
большим падением напряжения на сопротивлениях питающих элемен
тов [хс2 в (2.11), (2.12)].
Из табл. 2.3 следует, что для рассматриваемого состава нагрузки сек
ции СН неблагоприятно восстановление питания в следующие проме
жутки времени,
близкие
к достижению первых трех противофаз
напря
жений: 0,33 ± 0,08; 0,61 ± 0,05; 0,82 ± 0,04 с. С изменением состава на
грузки указанное время также меняется.
В последней строке табл. 2.3 рассмотрен крайний,
наиболее
тяжелый
случай несинхронного включения при противофазе
напряжений
при
ZILn = 0, когда напряжение секции не успевает затухнуть (й'ост* = 1,0)
Этот режим следует сравнивать с включением резервного ввода
первой противофазе напряжений (первая строка), когда £7Ост* ~
Видно, что токи в этих тяжелых режимах различаются примерно на
при
0,8
10-
15%, а электромагнитные моменты несколько больше.
Покажем применение формул (2.12), (2.13) для мгновенного несин
хронного переключения нагрузки секции с двумя ГЦН, ПЭН и эквива
лентным двигателем. Имеем:
Р v = 2 • 5,5 + 5 + 6,65 = 22,65 МВт; 5 „т = 25,4 МВ • А;
да.и 2/ ’ ’ дв.н 2j
х v= 0,172; Е" т = 0,94; к nD у = 1,72 [30,31];
дв L ’ да Е ’ ’ уд. да 2/ ’ i > j ’
~ 63 МВ - А; иК = 0,11; параметры
ТСН - ^сисгЕ* = 1,0; 5к.з = 5000 MB • А.
системы в точке включения
Поскольку коммутируется
ТСН и
нас
нагрузка одной расщепленной
обмотки
интересует кратность тока ввода
в
долях его
номинального
тока, удобно принять Sg = 5т>н/2 = 31,5 МВ ♦ A;
6 кВ.
Тогда
ток
при коммутации ввода
I =
П.ВКЛ0*
1,0 + 0,94
*уд. вкл *
Здесь
31,5
~5000 +
0,11
31,5 - 2
~~63
-+ 0,173
31,5
25Д
1,94
0,0063 + 0,11 +0,215
= 1,72 х/~2* 5,85 = 14,2 (ср. со значением 14,4 — табл. 2.3).
также при восстановлении питания в
момент
противофазы
причем не только при несинхронном мгновенном переводе, но и при
первой и последующих противофазах, ток включения может превосхо-
дить суммарный ток подпитки двигателями КЗ на секции. В самом де-
леДпо* = 0,93/0,215 =4,37 и отношение токов составит: 7П ВКЛ 0*//п0* =
= 5,85/4,37 = 1,34. Конечно, для выключателя такой ток допустим, так
как они рассчитаны по отключающей способности и электродинамичес-
кой стойкости на коммутацию суммарного тока КЗ от системы и под-
питки от двигателей секции. При групповом самозапуске в момент
противофазы возмущающее воздействие представляет опасность глав-
ным образом для двигателей СН, как и при их индивидуальном выбе-
66
re с последующим включением. Действительно, как следует из сравне-
ния табл. 2.2 и 2.3, кратности токов уменьшаются при групповом АВР
не очень сильно: для ГЦН при первой противофазе в 23,3/18,5 = 1,26
раза, при второй противофазе в 21,2/16,9 = 1,25 раза, т. е. все равно
превосходят ток КЗ от двигателя.
Если при коммутации отдельного двигателя можно ввести допол-
нительную выдержку времени для достижения благоприятного взаим-
ного положения векторов напряжений, то при групповом АВР дости-
жение благоприятных условий затруднительно. Как было показано при
анализе возможных перерывов питания в схеме на рис. 2.1, восстанов-
ление электроснабжения может происходить в самые различные момен-
ты времени. На момент достижения заданного угла </?, как видно из
(2.10), влияет состав нагрузки секций, и по мере увеличения длитель-
ности перерыва питания промежутки времени между благоприятными
моментами включения сокращаются (см. рис. 2.10). Наконец, перевод
нагрузки на РТСН под действием АВР — аварийный, сравнительно ред-
кий режим, и конструкция электродвигателей должна быть рассчитана
на включение в первую противофазу.
Отметим также, что появление в составе нагрузки СН мощных элек-
тродвигателей ГЦН с большими инерционными постоянными способст-
вует замедлению затухания остаточного напряжения секций, а выполне-
ние требований противоаварийного циркуляра [4] и применение элек-
тромагнитных выключателей ВЭ-6, ВЭ-10 с малым временем включения
сокращает перерыв питания. При этом условия самозапуска облегчают-
ся, но ценой увеличения кратковременных динамических воздействий
на электродвигатели при восстановлении питания.
При анализе возможных перерывов питания в схеме на рис. 2.1 отме-
чалось, что во время моторного режима работы блока Г1 при отсутствии
генераторного выключателя В10 переход на РТСН может быть осущест-
влен без отключения В12, путем кратковременной параллельной работы
ТСН1 и РТСН. Между тем включение выключателей В2, ВЗ, предшеству-
ющее отключению В6, В7, имеет ту опасность, которая может произойти
при нарушенных условиях параллельной работы. Такой режим может
возникнуть при отключении В12 или даже В15, оставшимися незамечен-
ными. В этом случае генератор Г1 включается несинхронно (вернее,
при произвольном фазовом сдвиге) через сопротилвения двух после-
довательно включенных ТСН1 и РТСН на шины РУ среднего напряже-
ния. Одновременно происходит несинхронное включение через РТСН
и нагрузки секций Cl, С2. Такой режим является аварийным и требует
определения максимальных значений токов, прежде всего через РТСН,
при такой коммутации.
Как показано в [27], режим несинхронного включения резервных
пводов ТСН до отключения рабочих вводов может оказаться полезным
при отключении против ©аварийной автоматикой УРОВ сети высшего
Напряжения выключателей блоков В12, В13 или при срабатывании тех-
67
нологических защит блока независимо от наличия выключателей гене-
ратора. В таких условиях, несмотря на наличие напряжения в сети РТСН,
самозапуск при действии АВР с перерывом питания (отключение В6, В7,
включение В2, ВЗ) может при слабой сети СН оказаться неуспешным,
тогда как изменение порядка коммутации предотвращает нарушение
устойчивости нагрузки СН [27]. Очевидно, что даже при включении
В2, ВЗ при противофазе напряжений генератора (а значит, и двигателей
СН) и сети резервного источника такой режим для двигателей СН пред-
ставляет опасность не большую, чем режим, представленный в послед-
ней строке табл. 2.3.
Опасность такого режима для генератора легко оценить по формулам,
аналогичным (2.11) —(2.13), но при пренебрежении асинхронной нагруз-
кой, малой по мощности по сравнению с генератором:
г = (б) £систЕ* (б) г 5 .
пекло ~ + х y6/slny>
*г* (б)-+ *сист2* (б)
i = к I
удвкл v уд г П.ВКЛ0’
(2.14)
(2.15)
где ЯсистЕ - ЭДС генератора и системы в двухлучевой схеме; хг,
ХсисгХ ~ эквивалентные сопротивления генератора и системы, причем
в XqjctJ входят сопротивления двух последовательно включенных тран-
сформаторов СН; ^Уд,г — ударный коэффициент для генератора (рис.
2.11, а).
Покажем применение формул (2.14), (2.15) для случая несинхрон-
ного (6 = 180°) включения генератора мощностью РГЛ1 = 500 МВт;
Sr.H = 588 МВ - А; = 0,24; Ег* = 1,12; ку^г = 1,98 через одну сек-
цию трансформатора СН (даже при автоматическом включении оба ре-
зервных ввода не включаются одновременно); «$ТЛ1 = 63 МВ -А; иК =
= 0,11; параметры системы в точке включения ТСН — ^’сист2* =
5^3 = 5000 МВ • А.
Примем Sq = Sr>H = 588 MB • А и выразим формулу (2.14) в относи-
тельных единицах по отношению к номинальному току генератора:
1,12 + 1,0
п.вкло* 588- 2 588
0,24 + 2 • 0,11------+-----
63 5000
1,98-0,476 = 1,33.
Видно, что такой режим не представляет опасности для генератора,
так как ток при несинхронном включении меньше номинального бла-
годаря токоограничивающему действию двух ТСН с работающей одной
расщепленной обмоткой в каждом из них. Даже при одновременном
включении двух резервных вводов опасности для генератора нет, так
68
Рис. 2.11. Расчетаня схема при несинхронном включении асинхронного двигателя
с перерывом питания (а) и при несинхронном включении без перерыва питания
совместно с турбогенератором (б)
как в этом случае /п.вкло* = 0,88; /уд.Вкл* = 2,45. Тем не менее для
трансформаторов СН кратность тока несинхронного включения в до-
лях их номинального тока в первом случае возрастает в 588/31,5 =
= 18,6 раза и составляет /уд,ВКл* = 1,33 • 18,6 = 24,8, а во втором слу-
чае возрастает в 588/63 = 9,3 раза и составляет /уд.ВКл* = 2,45 • 9,3 =
= 22,8. Кратность тока в относительных единицах 24,8 соответствует
кратности в именованных единицах 72 кА, тогда как составляющая
ударного тока от системы при КЗ на секции СН 6,3 кВ может составить
76 кА [30]. Таким образом, режим несинхронного включения опасен
для ТСН.
Рассмотрим влияние асинхронной нагрузки на кратность тока при
несинхронном включении. Расчетная схема приведена на рис. 2.11,6.
Относительное значение тока включения через РТСН при противофазе
напряжений
J _ ^СИСТ* (б) + ^Г-Дв* (б) , (2 16)
хсист* (б) ХРТСН* (б) г-дв* (б)
/уд.вкл*(б) \д,г-дв Аьвкло* (б) ’ (2«17)
где /Гсист — ЭДС системы в точке включения РТСН; — эквивалент-
ен ЭДС генератора с учетом ЭДС асинхронной нагрузки; хсист,хртсн —
69
сопротивления генератора и РТСН; лу-дв — сопротивление эквивалентно-
го луча генератор—ТСН с учетом сопротивления асинхронной нагрузки;
Е = £Г*(6) хдв2*(б) + ^дв2*(б) (хтсн*(б)+хг*(б)) .
г-дв*(б) , +
*г*(б) хтсн*(б) +хдв£(б)
(2.18)
_ ^тсн* (б) + хг* (б)> хдв S* (б) .
. г-дв*(б)
хг*(б) хТСН*(б) хдв2>(б)
*уд.г Albkhjo* (б) + ^уд.дв Ль вкл. ДВ О* (б) .
^УЛГ-ДВ ~ J
П.ВКЛО* (б)
г _ ^Г* (б) ^Г-ДВ*(б) ^П.ВКЛО* (б) ХГ-ДВ* (б) )
m вкл. г О* (б) " ~ 7
ТСН* (б) хг,(б)
, _^Дв2*(б) ^Г-ДВ * (б) Ль вкл о * (б) хг-дв * (б) )
П.ВКЛ.ДВО* (б) ” ~ ~~~
дв2*(б)
(2.19)
(2.20)
(2.21)
. (2.22)
Покажем применение формул (2.16) —(2.22) для случая несинхрон-
ного (8 = 180°) включения генератора мощностью РГЛ1 = 500 МВт;
•$г.н = 588 МВ • А; х^ = 0,24; £" = 1,12; куЛТ = 1,98, начавшего вы-
бегать совместно с нагрузкой СН: 5Т Н =63 МВ А; нк=0,11; 5Д1(.Н =
= 37,8 МВ* А (на каждой из секций СН); х^ = 0,172; Е^ = 0,94;
^уддв = 1,72. Параметры системы в точке включения РТСН — Ес^* =
=1,0, Sk.3 = 5000 МВ - А.
Основной интерес представляет нагрузка на трансформаторы СН. Бо-
лее тяжелым случаем, как показано в предыдущем примере, является
включение одной расщепленной обмотки. При этом в качестве базис-
ной мощности целесообразно принять Sq = S^H/2 = 31,5 MB • А. Нагруз-
ка на расщепленную обмотку принята и в расчетах токов подпитки от
двигателей рабочего ТСН (5ДВ н= 1,2 5ЪН).
При условиях
* РТСН* (б) хТСН*(б) °’11» Хдв2*(б) 0,172 37,8 ~°’143’
31 5 31 5
• = 0,24-—~-= 0,013; хг = 0,0063
г* (б) ’ 588 с*(б) 5000
получим
_ 1,12 • 0,143 + 0,94 (0,11 + 0,013)
г-дв* (б) п оаа 1,037 ,
0,266
70
Т-дв*(б)
0,066;
0,266
т _ 1,0 + 1,037
п. вкл о* (б) 0,0063 + 0,11 + 0,066
И,18;
т _ 1,12 - (1,037 • 11,18 • 0,066)
Уп.вкл.го*(б) 0,123
f _ 0,94- (1,037 - 11,18-0,066)
п.вкл.дво* (б) 0143 “4,51;
, ^ 1,98-6,67 + 1,72-4,51 _
УД.Г-ДВ ~ 11 тя 1»°/»
11,18
/уд.вкл,(б)=^-1’87-11>18 = 29,48.
Из сравнения результатов расчета с предыдущим примером следует,
что учет двигательной нагрузки при несинхронном ее включении со-
вместно с генератором увеличивает перегрузку РТСН (кратность удар-
ного тока растет с 24,8 до 29,48) и уменьшает перегрузку рабочего ТСН
и двигателей: ТСН - с 24,8 до 18,62 ( V 2 • 1,98 • 6,67 = 18,62) и до 15,5
для двигателей. Кратность нагрузки на генаратор также уменьшается с
31 5
1,33 до 18,62 —2__ = 0,997. Поскольку ударный ток через РТСН состав-
5 88
ляет 85 кА и несколько превышает ударный ток на секции 6,3 кВ при
подключении РТСН к шинам бесконечной мощности (/уд = 69 кА), та-
кой режим можно допустить лишь при маломощной системе в точке под-
ключения резервного источника, как и предлагается в [27].
2.4. Расчет самозапуска по обобщенным характеристикам
асинхронных электродвигателей
Расчеты режимов самозапуска механизмов СН с помощью директив-
ных материалов [32] рекомендуется проводить по упрощенным мето-
дикам, оценивающим успешность самозапуска по значению начального
напряжения на шинах СН при восстановлении электроснабжения. При-
менение же программ расчета самозапуска на ЭВМ, согласно [32], необ-
ходимо в том случае, если расчетное значение начального напряжения,
полученное по упрощенной методике, оказывается ниже минимально
допустимого. Упрощенная методика [33], рекомендуемая к примене-
нию [32], использует полученные экспериментально для блоков 200 и
300 МВт зависимости полного сопротивления электродвигателей от вре-
мени перерыва электроснабжения электроприводов.
В рассматриваемой методике [33] не учитывается возможность на-
рушения устойчивости в ходе самозапуска предварительной нагрузки
71
РТСН, не учтены различие в длинах резервных магистралей до секций
СН и отличие параметров агрегатов СН от тех, для которых опреде-
лена зависимость кратности пускового тока от перерыва питания Zn =
= /(Гп.п)- Поэтому распространение методики [33] на блоки 500 и
800 МВт и тем более на энергоблоки АЭС, где в составе механизмов
СН присутствуют высокоинерционные ГЦН [34,35], может привести
к погрешности в оценке начального напряжения при самозапуске. Сле-
дует отметить также, что нагрузочная способность трансформаторов СН
в настоящее время используется полностью, а напряжение КЗ выбира-
ется таким, чтобы ограничить ток трехфазного КЗ с учетом подпитки
от двигателей на допустимом для аппаратуры СН уровне (iya = 128 кА).
Это приводит к низким начальным напряжениям после восстановления
питания (Цнач = 0,6 при Гап = 1 с). Учитывая приближенность методи-
ки, нельзя быть уверенным в успешности самозапуска.
Подводя итог, можно сформулировать требование к универсальной
упрощенной методике оценки успешности самозапуска, пригодной для
любого состава нагрузки СН. Такая методика должна опираться на ин-
дивидуальные характеристики электродвигателей и механизмов СН,
учитывать различную загрузку секций СН и длину магистралей резерв-
ного питания до этих секций. Помимо начального напряжения, методика
должна оценивать и ускорение двигателей после восстановления пита-
ния, что позволит более обоснованно сделать вывод об успешности са-
мозапуска, а при необходимости и рассчитать стадию самозапуска, на-
пример, методом последовательных интервалов. Заметим, что требова-
ние оценки ускорения двигателей после восстановления питания пред-
определяет необходимость знания зависимостей электромагнитного
момента двигателей от скольжения Ме = f(s), а также требует опре-
деления скольжения двигателей в конце выбега при перерыве питания,
т. е. расчета совместного и индивидуального выбега электродвигателей
СН при перерыве питания.
Наиболее полно отвечает перечисленным требованиям методика рас-
чета самозапуска, предложенная в [1], но с определением параметров
электродвигателей после восстановления питания по их обобщенным
характеристикам [29].
При оценке успешности самозапуска имеются две основные трудно-
сти: определение скольжений электродвигателей в конце совместного,
а затем индивидуального выбега (см. рис. 2.8) и определение завися-
щих от скольжения активных и индуктивных проводимостей (сопро-
тивлений) электродвигателей. Последние необходимы для определения
начального напряжения при восстанвлении питания и для расчета само-
запуска методом интервалов по уравнениям (2.1).
Как уже отмечалось, скольжение двигателей 5Гр в конце группового
выбега длительностью Ггр определяется по (2.5), (2.8).
После перехода на индивидуальный выбег скольжение каждого из
электродвигателей механизмов СН с квадратичной зависимостью момеН-
72
та сопротивления от частоты вращения в конце перерыва питания мож-
но найти по формуле, аналогичной (2.5):
^СО* (б) (1 “ Srp) ^n.n~frp^
TJ* (б) + С1 " угр) Л/со* (б) (zn.n - ггр)
(2.23)
Для двигателей механизмов СН с обратным клапаном, если в процес-
се группового выбега было достигнуто или пройдено скольжение $кл,
соответствующее закрытию обратного клапана, st можно также опреде-
лить по (2.23), но необходимо ввести поправку на уменьшение ^с0*(б)
при прекращении подачи насоса:
^сО*(б)
^кл*(б)
Н — $кл) 2
(2-24)
Для двигателей механизмов СН с обратным клапаном, если при груп-
повом выбеге не произошло закрытия обратного клапана и $гр < $кл,
вначале определяют время торможения до закрытия обратного кла-
пана
дг = ____________________
и1кл
^гр*(б) + -^кл*(б)
($КЛ ~ $гр) ’
(2.25)
где -^гр*/б) — момент сопротивления механизма в конце группового
выбега.
Далее по (2.23) и (2.24) вычисляют скольжение в конце выбега,
начиная с $кл, причем в (2.23) время ггр увеличивают на Дгкл. Длитель-
ность группового выбега в (2.5), (2.23) с достаточной точностью мож-
но принимать равной 1,0—1,4 с.
После определения скольжения двигателей и их проводимостей в
конце выбега при перерыве питания можно найти остаточное напряжение
на секциях СН при восстановлении питания в соответствии с расчетной
схемой на рис. 2.1 (рис. 2.12).
Схема на рис. 2.12, а наиболее простая и соответствует одинаковой на-
грузке секций трансформатора СН с расщепленными обмотками при
равенстве длин магистралей резервного питания. Схема на рис. 2.12,6
позволяет учесть различие в нагрузке секций как самозапускающейся
(Cl, С2), так и предварительно включенной на РТСН нагрузки (СЗ, С4).
Учитывается различие в длине магистралей до секций разных расщеп-
ленных обмоток, но пренебрегается различием в длине магистралей до
секций, претерпевших перерыв питания, и до секций предварительной
нагрузки. Схема на рис. 2.12, в относится к наиболее общему случаю
,73
Рис. 2.12. Расчетные схемы для определения начального напряжения при самоза-
пуске:
а — при одинаковой нагрузке секций расщепленных обмоток и равной длине
МРП; б - с учетом различия нагрузки секций, включая предварительную нагрузку
на РТСН, и различия в длине МРП до секций, претерпевающих перерыв питания;
в - наиболее общий случай с учетом различия в нагрузке секций самозапускающей-
ся и предварительной нагрузки и соответствующих длин МРП по рис. 2.1
и позволяет учесть различие в нагрузке секций самозапускающейся и
предварительной нагрузки и соответствующих длин магистралей (см.
рис. 2.1).
Таким образом, в расчетной схеме учтены факторы, являющиеся
определяющими для блочных станций: применение трансформаторов с
расщепленными обмотками, параметры энергосистемы в точке вклю-
чения ТСН, сопротивление магистралей резервного питания, предвари-
тельная нагрузка РТСН, изменение числа электродвигателей в процес-
се самозапуска.
Определение напряжений в схемах на рис. 2.12 существенно упро-
щается при пренебрежении активными сопротивлениями питающей сети
и активными проводимостями нагрузки, что вполне допустимо для тран-
сформаторов СН первой ступени трансформации. В [29] показано, что
для типовых систем электроснабжения эти допущения дают погрешность
в определении напряжения от 0,6 до 5 %, причем наименьшая погреш-
74
ность получается при восстановлении питания и в области скольжений,
превышающих критические значения. Наибольшая погрешность полу-
чается при прохождении отдельными двигателями критического сколь-
жения, когда напряжение секций возрастает (см. рис. 2.8) по сравнению
с начальным значением.
Таким образом, вносимая погрешность не может повлиять на исход
самозапуска, а может лишь незначительно изменить его длительность,
что признается приемлемым. В то же время в [29] приводятся и выра-
жения для определения напряжения секций в комплексной форме с
учетом активных сопротивлений сети и активных проводимостей дви-
гательной нагрузки.
При сделанных допущениях модули напряжений секций Ц. ив начале
магистралей £7М определяются из следующих выражений.
Для схемы на рис. 2.12, а:
^сист*(б)
__________££ист*(б)_______
1 + ~ Хм*(б) Дс*(б)
1 +хм*(б)5с*(б)
^м*(б)
(2.26)
Для схемы на рис. 2.12, б:
гт _ ££ист*(б)
^♦(б) - ;
1 + хсист*(б) + *сист*(б) +хв*(б)
ХН1*(б) +*М1*(б) +__L.____ 1
*С1,3*(6) *н2*(б)+*м2*(б)
(2.27)
1 + +*М1) 5с1,3
; ^м2 =----------~------- . (2.29)
г t Xh2*C2,4
1+*м1*с1,3 1+*м2^с2,4
75
5
.5
В схеме на рис. 2.12, в для определения напряжений на секциях Ucl —
t/c4 необходимо прежде найти напряжения Uml, 6ш2 в точках разветв-
ления шинопроводов к соответствующим секциям с использованием
эквивалентных проводимостей Б], В2 '.
-----+------~----------
1+Хм1*с1 1 + хмЗВсЗ
?2 =-----------+---------Е2------;
1 + Л'м2^с2 1 + хм4^С4
(2.30)
(2.33)
: ------------ Гс2= -------
1+Хм1^с1 1+хм2^с2
)
_ у _ Чш2
1 + *мЗ * * * 5 * *сЗ 1 + Хм45с4
(234)
В целях упрощения написания формул (2.27) —(2.34) знаки, озна-
чающие приведение величин к базисным относительным единицам, опу-
щены.
Реактивные проводимости секций определяются из следующих выра-
жений.
76
Для схемы рис. 2.12, д:
п
^С*(б) ~ 2 ^Л*(б)’
к = 1
(2.35)
где п — общее число двигателей; — реактивная проводимость
Л-го двигателя.
Для схем на рис. 2.12, б, в:
ni и4
Вс1*(б) = 2 ^*(6)’•”’Вс4*(б) = 2 ^*(б)’ (2.36)
к=*1 к=1
где щ,..., п4 — общее число электродвигателей, подключенных соот-
ветственно к 1-4-й секциям.
Определим зависящие от скольжения проводимости двигателей.
Если для какого-либо текущего скольжения двигателя при номиналь-
ном напряжении на его выводах известны электромагнитный момент
ЛГе в долях номинального момента и кратность полного тока kjT&K *(н)
в долях полного потребляемого из сети тока двигателя при номиналь-
ной мощности, то активную, полную и индуктивную проводимости
двигателя со стороны питающей сети, выраженные в относительных еди-
ницах при базисной номинальной активной мощности Р , можно опре-
ДВ.Н г
делить по [29]:
£дв*(н)
Мо , ч
е*(н)
71
‘н
Тдв*(н)
*7тек»(н)
Лн cos
^дв*(н).
к- \2
/тек*(н)|
cos <^н /
- м2. ч
е*(н),
(2.37)
где %, cos — номинальный КПД и коэффициент мощности двигателя.
В каталожных данных электродвигателей приводят кратности пус-
кового (кл) и максимального (Лм) моментов, кратность пускового
тока (kj). Очевидно, при скольжении s = 1 ~кп, £/тек*(н) ~к^
при критическом скольжении s=sM Л/е*(н) - км, а при номинальном
скольжении s=sH - 1,А^тек*(н) = 1. Таким образом, для опреде-
ления проводимостей двигателей при любом скольжении достаточно
иметь пусковые характеристики -f(s) и =</j(s), ко-
77
Таблица 2.4. Кратности электромагнитного момента и тока в зависимости
двигателей систем электроснабжения атомных и тепловых электростанций
№ груп- пы Группа или- тип асинхронных дви- гателей
1,0 0,8 0,6
1 1,0*п 1,16*п 1,36*п
к
> 3,5; кп < 0>8 кп 1,0*/ 0,98*/ 0,955*/
1,0 кп 1,08*п 1,16*п
2. 3,5 > — > 2,2; к < 1,4 к п 1,0*/ 0,975*/ 0,94*^
п
^м 1,0* п 1,02*п 1,04*п
3 2,2 > > 1,3; к„< 1 5
1,0*/ 0,96*/ 0,92*/
4 < 1,4; к„ > 1,5 1,0*п 0,9 3*п 0,87*п
Кп i,ofcz- 0,935*/ 0,87*/
- В ДА 17 3/99-6-2АУ1 1,0* п 1,09*п 1,15*п
*м = 2,6; *п=1.22; kt =7,1 1,0*/ 0,975*/ 0,94*;-
- ВАЗ 215/109-6-АМ05 1,0*п 1,06*п 1,09*п
*м = 3,0; кп~ 1,35; kj- 7,7 1,0*/ 0,975*/ 0,94*/
торые, как известно, в основном определяются конструкцией обмотки
ротора.
Значительный опыт математического моделирования асинхронных
электродвигателей, систематизация разрозненных данных о значениях
7Ие+(н) и ^'тек* (и) дая <s < 1 позволяют предложить обобщенные
пусковые характеристики (табл. 2.4). Все электродвигатели — нормаль-
ного исполнения, глубокопазные, фигурнопазные и двухклеточные
(за исключением маломощных двигателей с повышенным рабочим
скольжением) — предлагается разбить на четыре группы (табл. 2.4)
в зависимости от соотношения км/кп и значения кп, косвенно характери-
зующих конструкцию обмотки ротора. Значения ^е^ну и А:/Тек*:(н)
приведены соответственно в долях каталожных кратностей пускового
78
от скольжения для обобщенных групп и отдельных типов асинхронных электро*
Скольжение Примечание
0,4 0,2 0,1 SM 5Ж
1,6*п 2,35 кп 3,4*п 1,0 Со слабым проявлением
0,915*,- 0,8 Iki 0,7*/ 0,55*/ 1,0 эффекта вытеснения тока в пазу ротора
1,26ЛП 1,7*п 1,0 Глубоко- и фигурно-паз-
0,9*/ 0,82*,- 0,74*,- 0,56*/ 1,0 ные и двухклеточные дви- гатели
1,06 кп 1,15*п 1,4*п 1,0 Глубоко- и фигурно-паз-
0,88*,- 0,82*/ 0,78*/ 0,58*/ 1,0 ные и двухклеточные дви- гатели
0,8 6*п 0,92*п 1,1*п *м 1,0 Двухклеточные электро-
0,805*/ 0,735*/ 0,67*/ 0,53*,- 1,0 двигатели
1,2ЛП 1,38*л 1,72*п 1,0 Привод ГЦН
0,9*/ 0,82£,- 0,74*,- 0,56*,- 1,0 РБМК-1000
1,126*п 1,28*п 1,61*п *м 1,0 ПривЬд ГЦН
0,9*/ 0,82*/ 0,74*/ 0,56*/ 1,0 ВВЭР-1000
момента (кп) и пускового тока (к/) Электродвигатели ГЦН энергобло-
ков с реакторами РБМК-1000 и ВВЭР-1000, для которых известны
заводские характеристики -f(s) [34,35], выделены из второй
группы. Максимальная погрешность обобщенных характеристик при
sM<s<l для большинства двигателей с известными ^е*(Н) =-^(s)
не превышает 10 %.
Достоинством обобщенных характеристик является возможность
построения зависимостей ~f(s) и ^йек*(н) =(^(s) полностью
или частично на основе только каталожных данных (*п, *м, к-, $н) и кри-
тического скольжения sM =sH (Лм + \Ам ~ 1)'
Для обобщенных пусковых характеристик предложены аппрокси-
мирующие выражения [29].
79
В диапазоне рабочих скольжений 0 < s < sM для определения электро-
магнитного момента пригодна формула Клосса
В том же диапазоне скольжений ток можно принять изменяющимся по
экспоненте между точками, соответствующими скольжениям s = «м
и s = sH:
^йгех*(н)
. I I s \ \
1 - 0,632fyM1|<(H)
d =-----------------,
Sk/sm - 0.632
где ~ значение */тек*(н) ПРИ « = 5м по табл- 2А
В диапазоне скольжений sM s < 1 электромагнитный момент
Ме*(н) ~s) +bexp(c(sM -$))];
а = 2,5 (7И0,6Чн)/А:п- 1,001);
(2.39)
(2.40)
b = км1кп - я(1 -sM) -1; Г
0,001 ,,
/(^м-ад, J
где -^0,6*(н) ~ кратность электромагнитного момента при s = 0,6 по
табл. 2.4.
Кратность тока, потребляемого двигателем в диапазоне скольжений
$м XI, аппроксимируется выражением
\
п = •
Л7тек*(н) I 1 \Я ’
80
$ (^kj! kjM
' a
где ^io,6*(н) ~ кратность тока при s =0,6 по табл. 2.4. Максимальная
погрешность аппроксимации обобщенных характеристик по (238) — (2.41)
не превышает 4 %.
Приведение проводимостей двигателей к базисным условиям (5б,
о ,н) можно выполнить по формулам:
- дв,н
#ДВ*(б) " ^*(н)
%
Чхв.н
2
^дв#(б)
к \ 2
_.ЛГ2 к .
eost^H / лт«(н)
_ ^тек.(и)
- CMfti *в,
/ (2.42)
кб ^ __
гг \ г
Чхв.н / ’
Ц>.осн kik2 — kf,
где kl} k2,...,kj — коэффициенты трансформации трансформаторов,
соединяющих основную ступень с I -й, на которой находится двигатель,
в направлении от I -й к основной.
Приведем также выражения для приведения к базисным условиям
остальных элементов схемы на рис. 2.12.
Индуктивное сопротивление связи РТСН с системой определяется че-
рез значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в на-
чальный момент времени в точке включения РТСН (Zn сист) или через
значение мощности КЗ (SK 3), или может быть задано непосредственно
в омах (*сист) • Активное сопротивление системы может быть принято
равным нулю (г сист = 0):
= 1&l = 5 б
*сист*(б) I с
П.СИСТ о v
5б
СИСТ г;2 >
и&1
(2.43)
I - *б
6'
(2-44)
81
Если принять за основную ступень трансформации секции СН, то при-
вести tZCHCT к базисным условиям можно по формуле
^4ист*(б)
Ч.ИСТ ^н.н
Чэтв ^7б.ОСН
(2-45)
где С/отв, UK n — напряжение ответвления обмотки высшего напряжения
и напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора СН.
Для магистралей резервного питания
= I —
*м*(б) ХУД м F?, >
ol
S-
Г -Г I -_________•
м*(б) 'УД'М ,
где худ, Гуд, /м — удельные реактивное и активное сопротивления
(Ом/км) и длина шинопровода от трансформатора до секции СН.
Для трансформатора СН:
_ / Цс.в-Н _ икм\ — н2 \ 5б / иЛ
ХВ*(6) 100 200 / 5тн \иб1]
Цс.н 1 — н2 *^б / \
*Н1»(6) “ хн2*(б) 100 \ Uqi) ’
^*(6) = °’125 ;
тн
ДР
,Н1*(б)= Гн2*(б) = J’75 S2K'3 S6’
т.н
(2-47)
где ДРК 3 — потери короткого замыкания; t/K в.н, Ц«.Н1 - и2 ~ напря-
жения КЗ (%), приведенные к ST н иST н/2.
В схемах замещения на рис. 2.12 удобно принять <7б осн равным но-
минальному напряжению потребителей, подключенных к секциям СН,
а 5б — равной номинальной мощности трансформатора (S6=STH).
Тогда для приведения проводимостей двигателей по (2.42) =£%.осн-
= Г
ДВ.Н
82
Таким образом, определены все величины, необходимые для расчета
начального напряжения при восстановлении питания по (2.26) —(2.34).
После определения напряжения на секциях можно вычислить электро-
магнитный момент двигателей , момент сопротивления механиз-
ма Л/С1)1(б) и найти избыточный момент , по знаку которого
можно судить о тенденции к ускорению или замедлению:
gk*(6) Uk*(6) ^н.к ’
(2.48)
^избЛ*(б) ~Мек*(б) МсЛ*(б)-
(2-49)
При использовании статической схемы замещения асинхронных дви-
гателей для определения момента сопротивления механизмов СН мож-
но также пользоваться статическими характеристиками. На рис. 2.13
представлена зависимость момента сопротивления механизма от часто-
ты вращения. Аппроксимацию предлагается осуществлять при помощи
следующих универсальных выражений (индексы к, i опущены) [29]:
приСХл^Нм*
2
Я*(н) “ ^М* + )
М ч = Мм* + (Кл*"Л/м*) \ —________—
С*(н) М* ' тл* J I
\ "кл*~ "м*
\ (2.50)
при п > п *
г * кл*
/ п — п
"е.(и) ="клЛ (1 Л„) ~ Г-
\ И*" "кл*
1 * 1 S и»
(2.51)
где Mr+, 7ИКЛН, — моменты сопротивления соответственно трогания,
минимальный по характеристике механизма и при открытии обратного
клапана насосов, работающих на противодавление, выраженные в отно-
сительных единицах по отношению к номинальному моменту агре-
гата СН (индекс ”н” опущен); им*, — частоты вращения, соответ-
ствующие минимуму момента сопротивления и открытию обратного
83
Рис. 2.13. Характер зависимости момента сопротивления механизмов СН от часто-
ты вращения
клапана; «НФ — номинальная частота вращения; pi,p2 — показатели сте-
пени характеристики момента сопротивления до и после открытия об-
ратного клапана.
Момент сопротивления приводят к базисным условиям:
^с*(б) ^с*(н)
к Р
згр дв.н
5б
(2-52)
Формулы (2.50), (2.51) универсальны. Для механизмов с вентиля-
ционным моментом сопротивления следует положить рх = 2, рг ~ 1,
пкл* = ин*’ ^кл*= 1 i для механизмов с постоянным моментом сопротив-
ления икл*= 1, Л/кл* = 1, Pi ~^,Р2 ~ 0; Для насосов, работающих
на противодавление, МКЛ* и nKntl принимают значения, зависящие от
доли противодавления в общем напоре: рх = 2,р2 ~ 1-
Для механизмов с более сложной характеристикой Мс =f(n) целе-
сообразно использовать графические зависимости. В этом случае можно
учесть также различие в характере изменения момента сопротивления
при понижении и повышении частоты вращения.
Можно не ограничиваться моментом восстановления питания и рас-
считывать весь процесс самозапуска методом последовательных интер-
валов. Такая необходимость возникает, например, при учете предва-
рительной нагрузки трансформатора. При низком начальном напряжении
может произойти нарушение устойчивости части включенных на РТСН
электродвигателей, для которых окажется, что &мС/н2ач < &згр. Увели-
чение тока этих двигателей может вызвать понижение напряжения на сек-
циях и привести к неуспешному самозапуску. Очевидно, в таких слу-
84
чаях требуется расчет хотя бы начальной части процесса восстановления
питания.
Расчет основан на численном интегрировании методом интервалов
системы дифференциальных уравнений движения (2.1). Число уравне-
ний соответстует числу электродвигателей, участвующих в самозапуске:
д5 = (б) Meki* (б)
xi т
*Jk* (б)
&ski + 1 = ski + &ski ;
(2.53)
где индексы к, i обозначают соответственно порядковый номер двига-
теля и номер расчетного интервала. В (2.53) начальное значение sk-
равно скольжению, достигнутому электродвигателем к концу выбега,
а необходимые значения Mck, Мек определяются по (2.48), (2.50).
Зная напряжения на секциях, легко найти токи отдельных двигателей,
токи вводов секций и ток трансформатора, изменяющиеся в процессе
самозапуска.
Для двигателей в схеме на рис. 2.12, б
Ik ~ Цп1 (2) *(б) ^к*(б) + 4t*(6) 4/ » (2*54)
Ik * (н) — [кАнк •
Для вводов секций в схеме на рис. 2.12, б
_____________________________________, ni
41(2) ~ 4nl(2)*(6)^Gl(2)*(6) +jei(2)*(6)4z Ik- (2.55)
Со стороны высшего напряжения трансформатора
U
4=(4i+42) тг5-’ <2 56>
VOTB
которые можно использовать для расчета уставок релейной защиты.
На основании изложенного оценку успешности самозапуска можно
выполнить в следующем порядке.
1. На основании схем на рис. 2.1, 2.12 задаются исходными данными
по системе (Гсист и одно из значений: /п.сист, 5К.3, *сист), трансфор-
матору СН (5Т н, икв Mk.hi.h2, ДРКЗ, Ц>тв, резервным или ра-
бочим магистралям (/м1, /м2, *уд» гур)> электродвигателям и механиз-
85
мам СН (Рдв.н, С/дв.н, cos <^н, т?н, sH, кп, кы, kit Tj , кзтр, Мт, Мм, МКП,
п^, пкл, pi, р2) и их числу (nlt п2), длительности перерыва питания
tn п, длительности группового tTp и индивидуального Гинд выбега.
Параметры расчетной схемы приводят к базисным условиям по
(2.43)-(2.47).
2. Определяют скольжение двигателей в конце группового выбега
по (2.5). По (2.23) с учетом (2.24) и (2.25) определяют скольжение
двигателей в конце индивидуального выбега. Если возмущение в систе-
ме СН связано с КЗ, то стадия группового выбега отсутствует (Ггр =
= 0) и расчет скольжений начинается сразу с индивидуального выбега.
3. Используя обобщенные характеристики электродвигателей [см.
формулы (2.37) —(2.41) и табл. 2.4], определяют проводимости затор-
мозившихся двигателей и приводят их к базисным условиям по (2.42).
4. Определяют начальное напряжение по (2.20)—(2.34), электромаг-
нитные моменты двигателей по (2.48), моменты сопротивления меха-
низмов по (2.50) и избыточные моменты на валу двигателей. Если из-
быточные моменты всех двигателей положительны, самозапуск успешен,
если отрицательны или равны нулю — заведомо неуспешен, если поло-
жительны у некоторых двигателей — требуется дальнейший расчет само-
запуска методом последовательных интервалов по (2.53).
При достижении каким-либо двигателем критического скольжения
этот двигатель можно считать успешно самозапустившимся, принять
на следующем расчетном интервале скольжение равным рабочему,
а проводимости — соответствующими рабочему скольжению, как для
двигателей предварительной загрузки. Если на каком-то интервале
скольжение отдельного двигателя перейдет через нуль и станет отрица-
тельным, что свидетельствует об успешном самозапуске, скольжение его
также нужно принять равным рабочему или уменьшить расчетный интер-
вал Дт,- при прохождении критического скольжения.
Покажем применение разработанной методики на примере расчета
самозапуска нагрузки СН блока РБМК-1000 от предварительно загру-
женного трансформатора.
Расчетная схема соответствует рис. 2.12, б. Исходные данные по се-
ти: 5К 3 = 2400 МВ-А; С/сист=115 кВ. Резервный трансформатор
СН имеет следующие параметры:
<$т.н = 63 МВ • А; цк>в.н = 11,5 %; нк.н1.н2 = 15 %; Ц>тв = ИЗ кВ;
С/н.н ~ 6,3 кВ.
Параметры электродвигателей и механизмов СН и их распределение по
секциям приведены в табл. 2.5. Секции 1 и 2 испытывают перерыв
питания t п = 2,5 с, после чего действие АВР переключаются на РТСН,
от которого уже запитаны секции 3 и 4 таким образом, что секция 1
86
Таблица 2.5. Параметры электродвигателей и механизмов СН и их распреде •
пение по секциям для блоков РБМК-1000
Электродвига- тель и меха- низм СН р 1 дв.н> кВт Ц<’ кВ ^згр cos<& 7?н SH Ъ
Главный цир- куляционный насос (ГЦН) 5500 6 0,85 0,9 0,96 0,005 7,5 1,22
Питательный насос (ПЭН) 5000 6 0,82 0,9 0,96 0,005 3,0 0,9
Эквивалент- ный двигатель (ЭКВ1) 8000 6 0,85 0,89 0,92 0,01 1,3 1,3
Эквивалент- ный двигатель (ЭКВ2) 8300 6 0,85 ♦ 0,89 0,92 0,01 1,3 1,3
Электродвига- тель и меха- низм СН Мт •^кл пм лкл Секция 12 3 4
Главный цир- куляционный насос (ГЦН) 2,9 7,1 0,36 0,051 1,0 0,037 0,996 2 1 1 2
Питательный насос (ПЭН) 3,2 6,9 0,29 0,034 0,35 0,33 0,81 1 1 1 1
Эквивалент- ный двигатель (ЭКВ1) 2,5 6,0 0,2 0,03 1,0 0,3 0,991 1 - - 1
Эквивалент- ный двигатель (ЭКВ2) 2,5 6,0 0,2 0,03 1,0 0,3 0,991 - 1 1 -
объединяется с секцией 3, а секция 2 с секцией 4. Длина магистралей
резервного питания до секций /м1= /м2 = 100 м, худ = 0,16 Ом/км.
Сопротивлением магистралей между секциями пренебрегаем.
Принимаем = 5Тл1 = 63 МВ • А; базисную ступень трансформации
выбираем на стороне низшего напряжения трансформатора СН, тогда
£fe.ocH “ ~ Ц;в.н ~ 6
87
Таблица 2.6. Значения параметров для агрегатов двигатель-механизм
Электродвига- тель и меха- низм СН 5ИСХ М:о*(б) 7>*(б)
ГЦН 0,00425 0,07421 0,6548
ПЭН 0,0041 0,06508 0,0347* 0,2381
ЭКВ1 0,0085 0,1079 0,1651
ЭКВ2 0,0085 0,1120 0,1713
* Значение Л/с04,(6) после закрытия обратного клапана по (2.24).
На основе исходных данных по (2.43) —(2.47) определяем парамет-
ры расчетной схемы и приводим величины к базисным условиям:
^4ист*(б) ~ 1}0686; ^сист#(б) -0,01625;
хн1*(б) ~ хн2*(б) 0,15; хМ1*(б) •’см2*(б) 0,028
Определяем в исходном установившемся режиме рабочее скольже-
ние двигателей <S,JICX K(2.7), моменты сопротивления механизмов СН
(2.4) и приводим инерционные постоянные к базисным условиям
(2.6) — табл. 2.6.
Определяем для каждой из секций СН по (2.8) величины 7Ис0*(б) j;,
^*(б)2> ^исхЕ (табл. 2.7) и вычисляем, принимая ггр = 1,0 с, сколь-
жение двигателей в конце группового выбега.
Для секции 1 по (2.5)
srp ~ 0,00563 +
0,3214(1 - 0,00563)2 -1,0 п „
---------------------------- U,lo2.
1,7128 + 0,3214(1-0,00563) • 1,0
Аналогично для секции 2 srp =0,195, двигатели секций 3 и 4 имеют
скольжение, равное рабочему.
Таблица 2.7. Эквивалентные параметры нагрузки секции
Секция ^(6)2: Мс0* (б) S 5исх 2
1 1,7128 0,3214 0,00563
2 1,0642 0,2513 0,00609
3 1,0642 0,2513 0,00609
4 1,7128 0,3214 0,00563
88
На стадии индивидуального выбега скольжение двигателей опреде-
ляем по (2.23), (2.25). Например, для ГЦН секции 1
2 - 0,07421 (1 - 0,162)2 (2,5 - 1,0)
Sf- 0,162+ 2 0 6548 + 2.. о,07421 (1 _ 0,162) • 1,5 0,2665.
Поскольку ПЭН на секции к концу группового выбега не затормозил-
ся до частоты вращения икл = 0,81, его скольжение к концу индиви-
дуального выбега определяется поэтапно.
Момент сопротивления ПЭН в конце группового выбега определяем
по (2.50), (2.52):
^гр *(б)
Мкл + (1 -^Асл)
к р*
згр -* дв.н
S6
0,35 + (1 -0,35)
(1 -0,162) -0,81 \ 1
(1-0,005) —"0,81) /
0,82 • 5
63
= 0,02918;
л 0,82 • 5
^кл*(б) = °’35 —63“ =0,02278.
Тогда по (2.25)
2 • 0,2381
Д,кя= ~0ДО918,0,02278 (0-0.81)-0,162) =0,257 с.
Следовательно, в соответствии с (2.23), (2.24) скольжение ПЭН в кон-
це индивидуального выбега
л 0,0346(1 -0,19)2 (2,5 - 1 -0,26)
st = 0,19 +------------------------------------= 0,293.
0,2381 + (1 - 0,19) 0,0346(2,5 - 1 - 0,26)
Аналогично производим вычисление для всех двигателей на секциях
1 и 2 и заносим результаты в табл. 2.8. Заносим также в табл. 2.8 полу-
ченные на основе обобщенных характеристик значения , £1тек*(н)
и приводим их к базисным условиям по (2.42).
По (2.40), (2.41), (2.39) вычисляем коэффициенты аппроксимацион-
ных выражений для электромагнитного момента и тока каждого дви-
гателя (табл. 2.9). Для контроля правильности вычисления по этим
формулам значений ^1тек*(н)’ ВХ°ДЯЩИХ в выражения (2.42)
для активной и реактивной проводимостей двигателей,
целесообразно для каждого из участвующих в самозапуске двигателей
на основе данных табл. 2.4 построить зависимости
89
Таблица 2.8. Результаты расчета самозапуска
Пара- метр Секция 1 Секция 3
2ГЦН ПЭН ЭКВ1 ГЦН ПЭН ЭКВ2
si 0,2665 0,293 0,54 0,00425 0,0041 0,0085
Ме*(н) 1,622 1,21 1,361 0,8573 0,8268 0,8600
к 1тею=(н) 5,829 5,74 5,411 0,8353 0,7968 0,8353
g*(6) 2 х 0,1475 0,100 0,1878 0,0780 0,0684 0,1231
6*(б) 2 х 0,5702 0,5177 0,8177 0,03235 0,02618 0,05383
#с*(б) 2,4758 0,11236
В*(б) 2,5882
0,617
е*(б) 0,0539 0,0365 0,0658 0,0285 0,0250 0,0431
Мс*(б) 0,0409 0,0149 0,0089 0,0742 0,065 0,112
&Sj -0,001 -0,0045 -0,017 +0,0035 +0,0084 +0,02
si+l 0,2655 0,288 0,523 0,0077 0,0125 0,0286
Uc*(6) 0,617 0,617
Таблица 2.9. Коэффициенты аппроксимационных выражений для электро
Двига- Группа дви- ^0,6
тель и ме- -— гателя и ме- */0,6 *1М SM
ханизм СН п ханизма
ГЦН 2,377 5 1,403 6,674 3,976 0,0281
ПЭН 3,55 2 1,044 6,486 3,864 0,031
ЭКВ1 1,92 3 1,352 5,52 3,48 0,047
ЭКВ2 1,92 3 1,352 5,52 3,48 0,047
в функции s. Этими зависимостями можно пользоваться и непосредст-
венно при вычислениях по (2.42). При этом необходимости обращения к
выражениям (2.40), (2.41), (2.39) и табл. 2.7 не возникает, но сам ме-
тод расчета самозапуска превращается в графоаналитический.
90
Секция 2 Секция 4
ГЦН ПЭН ЭКВ2 2ГЦН ПЭН ЭКВ1
0,2919 0,315 0,5502 0,00425 0,0041 0,0085
1,593 1,19 1,359 0,8573 0,8268 0,8600
5,922 5,82 5,430 0,8353 0,7968 0,8353
0,1449 0,0984 0,195 0,0780 0,0684 0,1187
0,5806 0,5255 0,8517 0,03235 0,02618 0,05189
1,9578 0,11042
2,0682
0,659
0,0604 0,0410 0,0779 0,0325 0,0285 0,0474
0,0383 0,0135 0,0085 0,0742 0,065 0,108
-0,0017 -0,0058 -0,0202 s +0,0032 +0,0077 +0,0183
0,290 0,309 0,530 0,0074 0,0118 0,0269
0,659 0,659
магнитного момента и тока двигателей
а b с а Р d кб
0,3725 1,015 12,10 1,290 0,1521 3,336 0,0909
0,3975 2,170 13,51 1,310 0,1542 3,057 0,0826
0,0975 0,8302 12,18 1,188 0,1935 2,834 0,138
0,0975 0,8302 12,18 1,188 0,1935 2,834 0,1432
Определим также параметры расчетной схемы, используя формулы
(2.43), (2.45) —(2.47):
63000
хсист*(б) 2400000 “ °’01625;
^нст*(б) 113'6,0 1,0686;
хм1*(б) ~хм2*(б) хмЗ*(б) хм4*(6) 0
Хо1*(б) =*о2*(б) =0,16-0,1 62 .10з -0,028;
лв*(б) ~
0,115
0,15
2
63000
63000
= 0,04;
х = г =015 000 =Г)15
хн1*(б) хн2*(б) и’1;> 63 000 U’1X
Приступим к расчету собственно самозапуска после восстановления
питания, который будем производить с шагом по времени Д^- = 0,1 с.
Результаты расчета для первого интервала времени после восстановления
питания приведены в табл. 2.8. Например, напряжения в схеме на
рис. 2.12, в определяем по (2.30) —(2.34) :
= ---------------Ь0686------------------_____ =0,9005;
, . 0,01625 + 0,04 1 _ 0,05625
1 + ~0Д5 + 0,028 + 2,6006 + 77777 Г
V,1 / О '
2,12305
тт = ТТ = ТТ —___________________0,9005 _ q 5-
Gml*(6) <ус1*(б) vc3*(6) 1 +0,178'2,6006 " ’ ’
Цп2*(б) ~ ^с2*(б) ^с4*(б)
0,9005
1 + 0,178 2,12305
0,653.
Как и следовало ожидать, наименьшее напряжение после восстановления
питания оказалось на секциях 1 и 3 с двумя ГЦН, испытавшими пере-
рыв питания (£/с1*(б) = ^сз*(б) ~ 0,615). Далее определяем по (2.28)
напряжения на секциях, по (2.48) — электромагнитные моменты дви-
гателей, по (2.50) — моменты сопротивления и, задавшись подходя-
щим расчетным интервалом (Д/у = 0,05 с), по (2.53) находим прира-
щения скольжений двигателей. Результаты представлены в табл. 2.8.
Видно, что электродвигатели секций 3 и 4 тормозятся, поэтому тре-
буется проверить, не опрокинутся ли эти двигатели при полученных на-
чальных напряжениях на секциях по условию kM U^a4 < к^. Такая про-
верка показывает, что устойчивость предварительно включенной на
РТСН двигательной нагрузки сохраняется. Поскольку при этом двига-
тели, испытавшие перерыв питания, начинают разгоняться, самозапуск
92
Рис. 2.14. Коэффициенты уменьшения то-
ка нагрузки при самозапуске по отноше-
нию к пусковому току полностью за-
торможенного электродвигателя в зависи-
мости от длительности перерыва питания:
1 - блочные ТЭС; 2 - АЭС сРБМК-1000;
3 - АЭС с ВВЭР-1000
Рис. 2.15. Коэффициенты увеличения реактивной проводимости эквивалентной
нагрузки СН в зависимости от напряжения на секциях СН:
1 - АЭС с ВВЭР-1000; 2 - АЭС с РБМК-1000
успешен. Более подробное рассмотрение примера расчета приведено в
[29].
Как следует из (2.35), (2.36), определение реактивной проводимости
для группы двигателей секции представляет сложную задачу, даже если
известны зависимости Ме, =f(s) [см. (2.37) -(2.42) ]. В целях упро-
щения определения начального напряжения при самозапуске (2.26) —
(2.34) можно воспользоваться тем, что при восстановлении питания с
fn.n > 0’5 с скольжения всех электродвигателей, включая ГЦН, в соот-
ветствии с (2.5) превышает критическое s . В этом диапазоне измене-
ния скольжений активная проводимость асинхронных двигателей в
2,5—4 раза меньше полной и поэтому можно принять Ь^у*. Погреш-
ность в определении Ь* не превосходит при этом 6 % в сторону превы-
шение h* и ведет к уменьшению UnR4 [см. (2.26) — (2.34) ].
При сделанном допущении для определения полной, а значит, и реак-
тивной проводимости достаточно знать только значение в
(2.37) и определять его не по (2.39), (2.41), а через кратность пуско-
вого тока ki и коэффициент уменьшения (Д; < 1,0) тока нагрузки при
самозапуске по отношению к пусковому току полностью заторможен-
ных двгателей (рис. 2.14), т.е.
^1тек*(н) ^’^ум •
93
Тогда для секций с перерывом питания
п к-, Р 1
в _ v 1к дв.яЛ J
°с*(б) “ ? ------------кум-
к = 1 cos ^нк 5б У
Для секций предварительной нагрузки, учитывая, что b = Q/U2 и
^*(6) = bUcV!s^ получаем
D ” Ррр.нк кзг^к teVhk 1 г
с,<6,=ЛГ~^й s° 1"’
где кув — коэффициент увеличения реактивной проводимости экви-
валентной нагрузки СН в зависимости от напряжения на секциях СН
(рис. 2.15); при определении кув необходимо несколько приближе-
ний.
Кривые на рис. 2.14, 2.15 получены в [1] путем обобщения результа-
тов расчета самозапуска с использованием уточненных методов [19—24].
В [1] приводятся также численные примеры использования этих зави-
симостей.
2.5. Процессы самозапуска в схемах собственных нужд
АЭС при различных системах напряжений
Под системой напряжения в схеме СН понимается сочетание напря-
жений на первой и второй ступенях трансформации. В настоящее вре-
мя на АЭС применяют систему напряжений 6,3/0,4 кВ. Существенного
снижения капиталовложений, потерь электроэнергии можно достичь
за счет повышения напряжения при использовании системы напряжений
10,5/0,69 кВ. При таком переходе одновременно могут быть улучшены
и условия самозапуска.
Исследования, проведенные за последние годы по самозапуску элект-
родвигателей СН АЭС, выполнялись для конкретных схем электроснаб-
жения и заданных параметров питающей сети, трансформаторов СН,
нагрузки, длительности перерыва питания [1—22, 24, 25—29]. Сами рас-
четы отличаются большой трудоемкостью, даже при использовании ЭВМ,
требуют расчета большого числа вариантов с разным составом нагрузки,
различными параметрами питающей сети, различной длиной и исполне-
нием МРП (токопровод, кабельный пучок или их сочетание), с различ-
ной длительностью нарушения электроснабжения. Расчеты показали, что
даже небольшие различия в параметрах схемы электроснабжения сущест-
венно изменяют границу перехода успешного самозапуска в неуспеш-
ный.
94
Имеющийся опыт позволяет сделать необходимые обобщения, сфор-
мулировать требования к параметрам электрооборудования, скоорди-
нированные с уровнем токов КЗ, наметить пути кардинального решения
проблемы обеспечения успешного самозапуска электродвигателей ме-
ханизмов СН мощных блочных станций [36]. Решение указанных вопро-
сов выполнено применительно к блокам ВВЭР-1000, РБМК-1000,
РБМК-1500 с использованием методической основы, разработанной в
[1, 19—24, 26—30], данных по параметрам токов подпитки КЗ от элект-
родвигателей СН АЭС [31] и по параметрам электродвигателей ГЦН
[34, 35], норм технологического проектирования АЭС [2], предельных
параметров существующих и перспективных ячеек КРУ [3, 14] и мер,
предотвращающих возгорание кабелей [4—6, 8, 15, 16].
Расчеты переходных процессов в системе электроснабжения СН про-
водились по программе, разработанной в ЛГТУ [19—21], которая поз-
воляет рассчитывать электромеханические переходные процессы в
системе электроснабжения СН энергоблока с двумя рабочими (резерв-
ными) трансформаторами с расщепленными обмотками низшего напря-
жения. Математическая модель асинхронного электродвигателя осно-
вывается на уравнениях Парка—Горева с общепринятыми допущениями:
не учитываются быстропереходные электромагнитные процессы в ста-
торных цепях. Эффект вытеснения тока ротора учитывается введе-
нием специальных коэффициентов в параметры эквивалентных ротор-
ных контуров, зависящих от скольжения двигателя, или использованием
многоконтурных схем замещения асинхронного двигателя [28]. Момен-
ты сопротивления насосов вычисляются по аппроксимационным форму-
лам в функции скольжения, при этом характер зависимости опреде-
ляется наличием или отсутствием противодавления и характером его
изменения в ходе переходного процесса. Математическая модель сети,
питающей нагрузку СН, состоит из уравнений ее отдельных элементов:
трансформаторов СН первой и второй ступеней трансформации, токо-
проводов, кабельных линий.
Численное интегрирование системы дифференциальных уравнений,
описывающих электромеханические переходные процессы, производит-
ся по методу Ругне—Кутта четвертого порядка с автоматическим выбо-
ром шага интегрирования. Напряжения в узлах расчетной схемы вы-
числяются с использованием методики эквивалентирования, основанной
на специальной форме записи уравнений асинхронного электродвига-
теля [20, 21].
Прежде всего обратим внимание на то, что в системе электроснаб-
жения СН оказываются взаимосвязанными следующие параметры и ха-
рактеристики электрооборудования: номинальная мощность трансфор-
матора S-rn, число расщепленных обмоток низшего напряжения, номи-
нальное напряжение обмотки низшего напряжения Ц,н, напряжение КЗ
Чс.в-н’ номинальная полная мощность электродвигателей ^дв.н» осу-
95
ществляющих подпитку точки КЗ на секции (присоединении) СН,
номинальный ток отключения „ выключателей ячеек КРУ, терми-
ческая стойкость кабелей, параметры сети в точке включения трансфор-
маторов СН.
По методике [3,30,31] и данным § 5.4 составлена табл. 2.10, в ко-
торой представлены необходимые из условия ограничения тока КЗ
значения ик в_н трансформаторов СН мощностью от 32 до 80 МВ • А
Таблица 2. 10. Значения напряжения КЗ (^к.в-д» %) трансформаторов СН
с расщепленной обмоткой низшего напряжения в зависимости от мощности транс-
форматора (STiH), загрузки его электродвигателей (Лзгр), уровня ограничения
тока КЗ (7ОТКЛ.Н) и номинального напряжения электродвигателей первой ступе-
ни трансформации (Сдв н) при подключении трисформатора к сети бесконечной
мощности и пренебрежении сопротивлением магистралей от трансформатора
до секций СН
^т.и> мВ • А &згр> о.е. ЛэТКЛЛ» кА
20 31,5 40 50
32 0,8 11,6 6,2 — -
5,8 —
13,3 6,7
1,0 6j“ -
1,2 15,6 6,6 7,2 - -
1,5 21Л.. 7,4 8,2 - -
40 0,8 16,6 7,7 8,3 4,4 6,1 -
1,0 — 9,2 6,5
8,4 4,6 —
1,2 — 10,2 7,0
9,3 4,8 —
1,5 — 12,3 8,0
11,0 5,2 —
63 0,8 - 16,6 7,7 11,3 5,7 83
1,0 20,4 13,0 9,1
8,4 6,1 -
1,2 26,3 15,1 10,1
9,3 6,5 —
1,5 46,5 20,2 12,1
11,0 7.3 —
96
Продолжение табл. 2.10
$т.н» мВ • А ^згр> Лэткл.Н’ КА
20 31,5 40 50
80 0,8 — 16,6 11,6
10,8 7,7 —
1,0 - — 13,3
12,3 8,4 —
1,2 - — 15,6
14,2 9,3 -
1,5 — — 21,0
18,5 11,0 —
Примечание. В числителе показаны значения t^. в.н, %, при 6дВН = 6 кВ, а в
знаменателе - при ^дВ.н = 10 кВ.
с расщепленной обмоткой низшего напряжения, полученные в предпо-
ложении, что отключающая способность выключателей используется
полностью:/О1кл н = /П0.
При подключении ТСН к сети конечной мощности и при выполне-
нии МРП экранированными токопроводами конечной длины эти доба-
вочные сопротивления могут оказаться соизмеримыми с сопротивле-
нием ТСН и вызвать дополнительное ограничение тока КЗ, но расчет-
ным остается вариант, приведенный в табл. 2.10. Опыт расчетов процес-
сов самозапуска на ЭВМ и результаты натурных испытаний для ряда
проектируемых и действующих АЭС позволили отобрать варианты,
пригодные для дальнейшего рассмотрения с точки зрения успешности
самазапуска. Оказалось, что при существующей загрузке РТСН мощ-
ностью 63 МВ А, длительности перерыва электроснабжения 2 с, наи-
более характерных значениях сопротивления МРП и эквивалентного со-
противления системы в точке включения РТСН обеспечить самозапуск
ПРИ затруднительно. Длительность расчетного перерыва
питания 2 с принята по данным [33]. В связи с тем что в настоящее
время существует тенденция к сокращению длительности возможного
перерыва питания [4,6,15], процессы самозапуска анализируются и
при меньших временах перерыва питания — 1,5 и 1 с. При дальнейшем
рассмотрении принято, что wK в_м не должно превышать 12%. Анализ
данных, приведенных в таблице, позволяет сделать определенные вы-
воды.
Прежде всего, необходимо отметить большую долю тока подпитки
от асинхронных электродвигателей в полном токе КЗ в начальный
97
момент времени (возрастающую по мере увеличения коэффициента
загрузки трансформатора), что вынуждает в целях снижения составляю-
щих тока КЗ от системы увеличить ик в н трансформатора.
Так, при С/дв н = 6 кВ из-за высоких требуемых значений и*. в.н «=»
~ 20 % оказываются неприемлемыми схемы электроснабжения СН с
трансформаторами мощностью 63 МВ • А и выше при ячейках КРУ с
4>ткл.н <31,5 кА, а также 80 МВ • А и выше при ячейках с /откл н<
< 40 кА. При 6^вн = 10кВпо аналогичной причине («к.в-н 15 %)
оказываются неприемлемы трансформаторы мощностью 80 МВ • А и
выше в сочетании с ячейками КРУ с /откл.н = 31,5 кА и трансформа-
торы 100 МВ А и выше с ячейками КРУ c/nTVn = 40 кА.
При типовых значениях ик в.н = 10,5 •? 12 % только трансформатор
мощностью 5Т н = 40 МВ • A, £/н_н = 6,3 кВ хорошо сочетается с ячейками
КРУ с/откл н = 31,5 кА без ограничений по загрузке.
Наиболее распространенный для мощных блочных АЭС трансфор-
матор с 5Т н = 63 МВ • А, мк в.н = 10,5 4-12 %, С/н_н = 6,3 кВ удовлет-
ворительно сочетается с ячейками КРУ с 7ОТКЛ.Н = 40 кА только при ог-
раниченной, не выше 80 %, загрузке обмотки двигательной нагрузкой
(см. табл. 2.10). Режим работы с предварительной загрузкой РТСН
(замена рабочего ТСН) в этом случае представляет опасность, так как
Рис. 2.16. Схема питания и резервирования СН блока РБМК-1500 с двумя ступени
вводов в виде экранированных токопроводов
98
при действии АВР и последующем возможном КЗ в системе СН ток
подпитки от двигатблей возрастает (в пределе — удваивается).
При тех же значениях ик в.н = 10,5 -г 12 % и при переходе на <7ДВ Н -
= 10 кВ трансформатор мощностью 5Т - 63 МВ • А не совсем удачно
сочетается с существующими на это напряжение ячейками КРУ /откл н=
= 31,5 кА из-за избыточного токоограничения и малого выигрыша при
таких параметрах в самозапуске по сравнению с н = 6 кВ. Здесь
требуется и* - 8,4 -г 10 %. Аналогичная ситуация получается при со-
четании трансформатора мощностью 5Т н = 80МВ А, Цхв н=10кВ
с ячейками КРУ на /пт„п = 40 кА.
При условии полного использования отключающей способности
ячеек КРУ допустимы следующие сочетания параметров, при которых
необходимо иметь ~ 7 %’.
STH = 32 МВ • А; /откл.н = 31,5 кА; С7ДВ.Н = 6 кВ;
Sth = 40 МВ • А; -^откл.н = 40 кА; 6^jB.H — 6 кВ;
5ТН = 63 МВ • А; /откл.н = 40 кА; <7дв.н = 10 кВ.
Остановимся на характерных чертах существующих схем рабочего
и резервного электроснабжения СН блоков ВВЭР-1000, РБМК-1000 и
ми напряжения (6,3/0,4 кВ) и исполнением МРП 6,3 кВ рабочих и резервных
99
РБМК-1500 (см. рис. 1.1, 1.2, 2.1, 2.16). Это применение двух ступеней
напряжений — 6 и 0,4 кВ; использование трансформаторов СН в основ-
ном мощностью 63 МВ* А и реже (для рабочих) 40 МВ • А с высокими
коэффициентами загрузки и икл.н = 11,5% для ТСН и ик.в_н = 10,5 ?
12% для РТСН. К генераторам 500 МВт подключается один ТСН (см.
рис. 2.1), а к генераторам 1000 МВт и 800 МВт — по два ТСН (см.
рис. 1.1, 2.16). При применении одного комплекта РТСН на два и более
энергоблоков длина магистралей резервного питания получается зна-
чительной и составляет сотни метров. Отметим также стремление исполь-
зовать до предела отключающую способность и электродинамическую
стойкость выключателей и автоматов на первой и второй ступенях на-
Рис. 2.17. Области успешного самозапуска нагрузки СН блока ВВЭР-1000 при
ния трансформаторов СН и числа п одновременно участвующих в самозапуске
а — для трансформаторов 63 MB - A; U = 11%; б — для трансформаторов СН
100
пряжения, значительные трудности с обеспечением термической стой-
кости и пожаробезопасности кабелей 6 кВ даже при сечениях 150 и
185 мм2, стремление подключать РТСН к распредустройству с низ-
шим из повышенных напряжений, тенденцию к применению аппарат-
ных генераторных комплексов (КАГ-24) на всех генераторах 800 и
1000 МВт и выключателей ВВГ-20М в цепи генераторов 500 МВт укруп-
ненных блоков, что позволяет использовать рабочие ТСН при пусках
и остановках (см. рис. 1.1, 2.1,2.16).
В этих условиях самозапуск нагрузки СН даже одного энергобло-
ка от комплекта РТСН при расчетном перерыве питания Гп п = 2 с в ря-
де случаев является затруднительным, протекает каскадно и может
Zn.n 1>5и2 св зависимости от длины МРП, мощности КЗ в точке додключе-
РТСН:
40 МВ-А; £/к = 11«; —О------= 1 с; —А.---------= 2 с
101
быть вообще неуспешным без отключения части потребителей, например
ГЦН [24-27].
К числу основных причин неуспешного или затяжного самозапус-
ка при использовании напряжения 6 кВ можно отнести следующие:
1. Стремление подключать РТСН к низшему из повышенных напря-
жений, на которых производится выдача мощности станции. В результа-
те рабочие ТСН подключены к сети генераторного напряжения с мощ-
ностью короткого замыкания 5К 3 % 7000 МВ • А при генераторах
1000 МВт, тогда как РТСН зачастую подключаются к сети с5к 3 = 500 -г
1000 МВ-А. В особенности это характерно для сети НО кВ, прежде
всего на начальных этапах строительства станции. Уже по одной этой
причине самозапуск от РТСН проходит дольше, чем от ТСН, в особен-
ности если учесть (см. § 2.1), что для самозапуска от РТСН характер-
ны наибольшие перерывы питания (до 1,5-г 2 с против /п.п =
= 0,2 -г 1 с при самозапуске от ТСН [33]). Это иллюстрируется на рис. 2.17,
подробное рассмотрение которого будет приведено ниже.
2, Наличие длинных МРП с высоким удельным сопротивлением
(худ = 0,23 Ом/км для токопровода ТЗМЭП-6/3200). Наличие на неко-
торых блоках кабельных вставок в МРП на напряжении 6 кВ существен-
но снижает их суммарное сопротивление, но все равно остаются участ-
ки до 100 м на энергоблок, выполненные экранированным токопрово-
дом свысокимХуд (см. рис. 1.1, 1.2).
3. Остутствие на напряжении 6 кВ ячеек КРУ с выключателями на
ток отключения более 40 кА и ток электродинамической стойкости
более 125 кА. Такое ограничение не позволяет на трансформаторах мощ-
ностью S = 63 МВ • А снизить ик.в.н менее чем 11% (см. табл. 2.10).
Если бы для системы СН существовали выключатели с /откл.н ~ 50 кА,
но с прежним полным временем отключения ?отклн = 0,12 с, их при-
менение не позволило бы реализовать снижение tzK,B.H даже до 8—10 %
из-за ограничений по термической стойкости кабелей.
4. Высокая загрузка ТСН в режиме самозапуска. Загрузка возрастает
при замене РТСН одного из рабочих ТСН и в особенности при выпол-
нении требования обеспечить самозапуск нагрузки двух ТСН от одного
РТСН.
На некоторых энергоблоках ВВЭР-1000 устанавливают рабочие ТСН
•^т.н ~ 40 МВ • А меньшей мощности, чем РТСН 5Т.Н - 63 МВ - А, но с
близкими значениями ик в_н. Это не приводит к экономии на стоимости
ячеек КРУ, но ухудшает самозапуск от рабочих ТСН из-за увеличения
их загрузки (см. рис. 2.18) ив особенности пуск мощных электро дви-
га тел ей с большой инерцией маховых масс, например ГЦН (см. § 2.6)-
5. При обесточивании со стороны трансформаторов СН первой сту-
пени самозапуск нагрузки на второй ступени протекает в еще более тя-
желых условиях и при расчетных перегревах питания обычно имеет кас-
102
кадный характер. Это^связано с тем, что до восстановления близкого
к номинальному значению напряжения секций первой ступени двигате-
ли на второй ступени напряжения будет продолжать тормозиться или
если и разгонятся, то медленно.
Проведем анализ влияния перечисленных факторов на характер
. протекания режима самозапуска в схемах питания СН.
Обобщая опыт расчетов самозапуска [19—24,26—29], нужно отме-
тить, что минимально допустимое значение начального напряжения
4 на шинах секций СН при восстановлении электроснабжения, необхо-
димое для успешного самозапуска, составляет 0,56—0,57 Ц,в н для
блоков ВВЭР-1000 и 0,58-0,59^1,,, для блоков РБМК-1000 и
РБМК-1500, что ниже начального напряжения, указанного в [33] —
0,6С^в.н- Этот факт объясняется тем, что для энергоблоков АЭС харак-
терно наличие в составе нагрузки СН мощных электродвигателей ГЦН
с большими инерционными постоянными Tj и улучшенными пусковы-
ми характеристиками [34,35]. Электродвигатели ГЦН ускоряются
даже при понижении напряжения до указанных выше значений, тогда
как остальная нагрузка может продолжать тормозиться. После прохож-
дения ими критического скольжения напряжение повышается и начи-
нается каскадный самозапуск прочих электродвигателей. Достижение
указанных уровней напряжения в момент восстановления питания при
отсутствии предварительной загрузки или спустя примерно 2 с после
восстановления питания (при наличии предварительной загрузки РТСН)
можно принять в качестве границы, отделяющей область успешного са-
мозапуска от неуспешного для указанных энергоблоков.
Начнем с рассмотрения влияния на исход самозапуска эквивалент-
ного сопротивления питающей сети в точке включения ТСН, длины
МРП, числа и мощности ТСН, нагрузка которых одновременно участ-
вует в самозапуске после перерыва питания определенной длитель-
ности. При этом загрузка трансформаторов принята одинаковой и
соответствует существующей у блоков ВВЭР-1000 с двумя рабочими
ТСН по 63 МВ • А. В условиях различных напряжений в точке включения
ТСН (20,24, ПО, 220, 330 кВ) удобной характеристикой питающей
сети является мощность КЗ SK 3, определяемая через среднеэксплуата-
ционное напряжение £7ср и периодическую составляющую тока трех-
фазного КЗ в начальный момент времени iffl:
Лэкв
где хэкв — эквивалентное сопротивление сети в точке включения ТСН.
Области успешного самозапуска нагрузки СН в зависимости от длины
МРП и мощности КЗ системы в точке включения РТСН приведены на
рис. 2.17. Каждому конкретному случаю самозапуска соответствует
103
точка на графике с координатами (Z м> 5К.3), и если эта точка лежит ни-
же кривой для интересующей нас длительности перерыва питания, то са-
мозапуск будет успешный.
Из рис. 2.17 видно, что РТСН следует включать в сеть с возможно
большей мощностью 5К 3, в качестве общей рекомендации можно уста-
новить требование подключения РТСН к сети с SK 3 > 4000 4- 5000 МВ • А.
При РТСН мощностью 63 МВ • А и напряжении 6 кВ можно обеспе-
чить ус (ешный самозапуск при /п.п = 2 с лишь при длине МРП, не пре-
вышающей 250 м. По мере увеличения числа ТСН, нагрузка которых
одновременно участвует в самозапуске, допустима все меньшая длина
МРП и требуется все более мощная питающая сеть. Расчеты показывают,
что для вновь проектируемых АЭС с блоками 1000 МВт подключать
РТСН к ОРУ ПО кВ не следует. При системе напряжений 750/330/110 кВ
их следует, присоединять к ОРУ 330 кВ. При системе напряжений 500/
200 кВ подключение РТСН к ОРУ 220 кВ, как правило, допустимо,
но при мощности АТ связи 500/220 кВ не ниже 500 МВ А.
Из рис. 2.17 также следует, что уменьшение расчетного перерыва
питания ctn<n = 2 с до fn.n = 1,5 с несколько улучшает условия самоза-
пуска, но не позволяет снизить требования к величине SK 3 в точке
подключения РТСН.
Как уже отмечалось (см. табл. 2.10), напряжение КЗ ТСН выбирает-
ся исходя из достижения требуемого токоограничения при подключении
их к сети бесконечной мощности. В реальных условиях мощность КЗ в
точке подключения РТСН колеблется от 500 до 10 000 МВ • А. При
SK,3 ~ 500 4- 2000 МВ • А условия самозапуска плохие, а ток КЗ в сети
СН, даже с учетом подпитки от электродвигателей, не достигает номи-
нального тока отключения выключателей. Поэтому при подключении
РТСН к относительно маломощной сети, что имеет место на начальных
этапах сооружения станции и особенно характерно для ОРУ 110 кВ, из
соображений улучшения условий самозапуска можно было бы приме-
нять ТСН с пониженным в.н (табл. 2.11).
При выполнении условия, чтобы РТСН с пониженным в н не заме-
нялись при полном развитии ОРУ, рекомендуемое значение нк в_н вы-
бирается по величине SK 3 на конечном этапе. Практически для РТСН
всех действующих станций значение ик в_н может быть выбрано на
1,0—1,5 % ниже типовых значений, что улучшило бы условия самоза-
пуска.
Из рис. 2.17, 2.18 следует, что самозапуск от ТСН мощностью 40 МВ • А
протекает в более благоприятных условиях, чем от ТСН мощностью
63 МВ • А с тем же wK<B.H и вторичным напряжением и при одинаковых
коэффициенте загрузки РдвtH/SVM и длине МРП. Это связано с тем,
что сопротивление МРП и хэкв остаются прежними, а их доля по отно-
104
Таблица 2. 11. Допустимое понижение и его рекомендуемые значения для * трансформатора мощностью 63 МВ . А из условия получения токоограниче- ния /„о<4ОкА
Мощность КЗ в точке подключе- ния РТСН 5*к.з> МВ А 500 1000 1500 2000 2500 3000 4000 5000
Допустимое уменьшение ’ Дик, % 6,7 3,5 2,23 1,7 1,35 1,12 0,84 0,67
Рекомен- дуемое зна- чение Нк.в-н, % 4,3 7,7 8,8 9,3 9,7 9,9 10,2 10,4
шению к сопротивлению трансформатора меньшей мощности пропор-
ционально уменьшается. Поэтому, например, самозапуск одинаковой
по значению нагрузки от трех ТСН мощностью по 40 МВ • А каждый
протекает в гораздо более легких условиях, чем от двух ТСН по 63 МВ • А.
Следует признать, что одновременный самозапуск нагрузки СН всей
станции от нескольких комплектов РТСН 2 (2 х 63) МВ • А или 4 (2 х
х 63) МВ • А затруднен даже при подключении их к мощной питающей
сети и длине МРП, на превышающей 100 м (см. рис. 2.17).
На рис. 2.17 отражен результат перехода с напряжения 6 кВ на напря-
жение 10 кВ. В этом отношении изображение кривых на рис. 2.17, 2.18
оказывается универсальным для любых напряжений СН, но с измене-
нием масштаба по оси абсцисс [в отношении /10 \2 =2,8]. Поэтому
\ 6 /
при сохранении прежнего значения ик.в.н при переходе на напряжение
10 кВ допустимо применение более длинных токопроводов МРП, но
выполнение условия 5К 3 > 4000 МВ • А в точке подключения РТСН
остается в силе. Как уже отмечалось, рис. 2.17 построен для типового
значения Цк.в.н ~ И % ТСН и коэффициента его загрузки, причем без
учета нагрузки, существовавшей до действия АВР. Из рис. 2.17 видно,
что следует обратить внимание на необходимость включения РТСН в
мощную питающую сеть, в особенности при одновременном самоза-
пуске нагрузки СН от нескольких РТСН.
Данные, полученные из рис. 2.18, позволяют оценить эффективность
различных способов улучшения самозапуска. Зависимости Рдв ^/Sr R =
получены для реальных параметров нагрузки СН энергоблоков
1000 МВт с использованйем значений сопротивлений электродвигателей
105
Рис. 2.18. Область успешного самозапуска нагрузки СН блоков с трансформатор-
ными СН мощностью 63 и 40 МВ • A, U* = 7; 9,5; 11 и 13 %, вторичным напряже-
нием 6,3 и 10,5 кВ при подключении их к сети с SK 3 - 10 000 МВ • А в зависимос-
ти от длины МРП (Худ = 0,23 Ом/км) и соотношения суммарной номинальной
мощности участвующих в самозапуске двигателей к мощности трансформаторов
СН Р v;
дв2/
-----О------при 5Т>Н = 63 МВ • А без учета предварительной загрузки; д - то же
при 5Т н = 40 МВ А; а - при Г = 2 с; б - при Гп.п = 1,5 с
(зависящих от их скольжений), достигнутых к концу перерыва питания,
рассчитанных по программе, данной в [26]. Они построены в предполо-
жении, что РТСН включены в мощную питающую сеть5к э = 10 000 МВ А.
Отношение суммы номинальных мощностей самозапускающихся дви-
гателей к номинальной мощности трансформатораРдв^/5т н варьирует
в широких пределах (ось ординат). Тем самым появляется возможность
оценить успешность самозапуска нагрузки СН двух энергоблоков от
одного комплекта РТСН, выявить влияние мощности самозапускающей-
ся нагрузки на исход самозапуска. Кривые на рис. 2.18 построены при
перерывах питания 1; 1.5 и 2 с для ТСН мощностью 63 и 40 МВ • А
для типового значения и^л.п = 11 % и пониженных значений (9,5 и 7 %)
в соответствии с данными табл. 2.11 при полном использовании отклю-
чающей способности выключателей с я = 31,5; 40 кА. Как и в
случае на рис. 2.17, данные универсальны для напряжений как 6 кВ, так
и 10 кВ и различаются масштабом по оси абсцисс. При применении эк-
ранированных токопроводов с отличным от ХуД - 0,23 Ом/км сопротив-
лением их длины /м пропорционально изменяются. Горизонтальными
пунктирными линиями изображены существующие значения Р ^/ST н
для блоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 без отключения части электродви-
гателей СН в процессе самозапуска.
Ввиду того что в настоящее время не разработан весь набор электро-
двигателей на напряжение 10 кВ для АЭС, при построении кривых на
рис. 2.17, 2.18 для напряжения 10 кВ каталожные параметры электро-
двигателей в части кратностей пускового и максимального моментов
и кратности пускового тока принимались не хуже, чем на напряже-
нии 6 кВ.
Как отмечалось выше, самозапуск нагрузки блоков ВВЭР-1000 и
РБМК-1000 при применении экранированных токопроводов МРП про-
текает успешно лишь при /м > 250 м (t„ n =2с) или 300 м (zn п = 1,5 с).
При наличии предварительной нагрузки РТСН, а тем более при самоза-
пуске нагрузки двух ТСН от одного РТСН (значение ^дв2;/^т.н увели-
чивается вдвое) запуск оказывается неуспешным даже при малой дли-
не МРП. С этой точки зрения следует для обеспечения успешности само-
запуска устанавливать на каждый энергоблок свой комплект РТСН,
исключать режимы самозапуска нагрузки двух ТСН от одного РТСН
и уменьшать число участвующих в самозапуске электродвигателей при
наличии предварительной загрузки РТСН. При увеличении числа ком-
плектов РТСН для обеспечения успешного самозапуска нагрузки СН
одновременно нескольких блоков особую значимость приобретает
требование о необходимости подключения РТСН в сеть с возможно
большим значением 5К З (см. рис. 2.17).
Наличие кабельных вставок в МРП не позволяет полностью решить
вопрос о самозапуске на напряжении 6 кВ — здесь обеспечивается лишь
107
самозапуск нагрузки СН любого из энергоблоков от одного комплекта
РТСН. При наличии предварительной загрузки самозапуск проходит
в тяжелых условиях или вообще не обеспечивается, так как и при ка-
бельных вставках остаются участки МРП в виде экранированных токо-
проводов длиной до 100 м.
Как уже отмечалось (см. табл. 2.10), при 5ТН - 63 МВ • A,
- 6 кВ, /откл.н=4° кА и мк.в-н= 11 4° отключающая способность вы-
ключателей КРУ с ростом суммарной мощности участвующей в само-
запуске нагрузки может оказаться недостаточной, и необходимо увели-
чение «к в_н до 13—15 %. Из рис. 2.18 видно, что даже при ик.в.н - 13 %
область успешного самозапуска существенно сокращается по сравнению
С Цк.В-Н — 1 1 %• ,
С учетом уменьшения нагрузки СН блоков ВВЭР-1000 благодаря при-
менению турбопривода питательных насосов и более тяжелых условий
самозапуска от РТСН (малая SK3 в точке включения и большие рас-
четные перерывы питания) на некоторых АЭС устанавливают на блок
по два ТСН мощностью по 40 МВ • А каждый и комплект из двух РТСН
по 63 МВ-А, сохраняя значение ик в.н = 11 4-11,5 % как для рабочих
ТСН, так и для РТСН. В этих условиях пуск электродвигателей ГЦН
от ТСН (см. § 2.6) и самозапуск от них протекают в неблагоприятных
условиях, так как относительная мощность как запускаемой, так и само-
запускающейся нагрузки возрастает в 1,5 раза. В таких случаях рабочие
ТСН 5Т Н = 40 МВ • А должны выбираться с пониженным п_я, на пре-
вышающем 8 % (табл. 2.11), при этом токи КЗ в системе СН при пита-
нии от рабочих ТСН и РТСН остаются соизмеримыми.
Из опыта эксплуатации известно, что ячейки КРУ с выключателями
типа ВМПЭ-10 (Готкл.н = 31,5 кА) работают более надежно, чем ячейки с
выключателями типа ВЭМ-6 (Тотклн =40 кА). Тем не менее при напря-
жении 6 кВ и STH = 63 МВ • А применение ячеек с /откл.н = 31,5 кА не-
допустимо, так как потребовало бы увеличения нк в.н до 20% и более
(см. табл. 2.10) и сделало бы самозапуск при расчетном перерыве пита-
ния невозможным, а пуск электродвигателей ГЦН — затруднительным.
В то же время применение ячеек КРУ с /Откл.н = 31,5 кА допустимо
с точки зрения самозапуска для трансформаторов мощностью 40 МВ • А,
если значение ^кв.н будет лежать в пределах 8,5—11 %, а значениеГ’дв
<5Т н будет таким же, как для трансформатора 63 МВ • А (см. рис. 2.18, б
и табл. 2.10). Однако реализовать такое решение затруднительно, так
как на блок ВВЭР-1000 вместо двух РТСН по 63 МВ • А пришлось бы
установить три РТСН по 40 МВ • А.
Таким образом, возможности улучшения условий самозапуска на
напряжении 6 кВ весьма ограничены или связа«м со значительными
108
затратами (увеличение числа трансформаторов СН для снижения отно-
шения Рдв 2/5т.н) .
Существенного улучшения условий самозапуска и пуска электродви-
гателей механизмов СН можно достичь путем применения на высшей
ступени напряжения 10 кВ, но при этом необходимо выполнить условия,
при которых этот выигрыш реализуется.
До последнего времени использование напряжения 10 кВ в системе
СН рассматривалось в основном с позиций возможности применения
более легких и дешевых ячеек КРУ [3]: при трансформаторах мощ-
ностью 63 МВ • А ориентируются на ячейки КРУ с параметрами /откл н =
- 31,5 кА, гуд = 80 кА, а не на ячейки с 7Откл.н = 4° кА, /уд = 125 кА
при напряжении 6 кВ. При ?7дв<н=10 кВ, /Откл.н = 31,5 кА обеспечи-
вается термическая стойкость одиночных кабелей сечением 95 мм2,
тогда как при Сдв.н = 6 кВ, /Откл.н = 40 кА минимальное сечение кабе-
лей с алюминиевыми жилами составляет 150—185 мм2 [30]. Вместе
с тем получаемый при таком переходе на напряжение Ц*в,н ~ Ю кВ
выигрыш на стоимости ячеек КРУ и кабелей не должен рассматриваться
в отрыве от возможности кардинального решения проблемы самозапус-
ка при условии разработки ячеек КРУ на напряжение 10,5 кВ с/откл «
= 40 кА, /уд = 100 кА.
Действительно, при малой длине МРП переход на высшей ступени на-
пряжения с 6 кВ на 10 кВ не дает никакого выигрыша в самозапуске,
если сохраняются прежние значения трансформатора, коэффи-
циент его загрузки и номинальная мощность, мощность КЗ сети в точке
подключения (см.рис. 2.17, 2.18).
Значительное улучшение условий самозапуска при переходе на напря-
жение 10 кВ достигается при наличии МРП большой протяженности, что
характерно для блочных АЭС. При тех же 5Т.Н, ик в.н, SK.3 и мощности
участвующих в самозапуске двигателей можно иметь в 2,8 раза более
длинные МРП - (Ю/6) 2 = 2,778. Так, при STM = 63 МВ A, ^K.B_H = И %
и коэффициенте загрузки трансформатора 0,7 при tn п = 2 с самоза-
пуск успешен при /м = 700 м против 1М - 250 м при Ц^в.н = 6 кВ (см.
рис. 2.18). Это обстоятельство позволяет отказаться от кабельных вста-
вок в МРП при ячейках КРУ с/откл н = 31,5 кА и применять один комп-
лект РТСН с низшим напряжением на несколько энергоблоков.
В отличие от напряжения 6 кВ при напряжении 10 кВ и мощности
трансформатора 63 МВ А можно пойти на применение ячеек КРУ с
Лэткл.н = 31,5 кА (см. табл. 2.10). При этом, сохраняя г/к.в.н ~ И %,
можно обеспечить примерно такие же условия самозапуска, как при
Цщ.н = 6кВ с ячейками на /Откл.н ~ 40 кА (см. рис. 2.18). Для улуч-
шения условий самозапуска на напряжении 10 кВ в этом случае даже
имеется некоторый резерв от неполного использования отключающей
109
способности ячеек с 7ОТКЛ н = 31,5 кА при мкв_н-11%, так как до-
пустимо применять трансформаторы с и* в.н = 10 %. При этом минималь-
но возможное по термической стойкости сечение кабелей составляет
95 мм2. Такое решение можно использовать на первом этапе внедрения
напряжения 10 кВ в системе СН, с переводом на него минимального
числа наиболее мощных электродвигателей и сохранением напряжения
6 кВ, в том числе и в сети надежного питания (рис. 2.19).
Кардинального улучшения условий самозапуска можно достичь толь-
ко при переходе на напряжение 10 кВ и использовании ячеек КРУ на
4)ткл.н ~ 40 кА при ST н - 63 МВ • А, что достигается применением транс-
ПО
форматоров с пониженным значением «к.в.н=:8% (см. табл. 2.10).
В этом случае проблемы самозапуска и пуска мощных электродвига-
телей при включении РТСН в сеть с 5К 3 > 4000 МВ • А просто не бу-
дет. Естественно, что при этом минимальное по термической .стойкости
сечение одиночного кабеля будет таким же, как и на напряжении 6 кВ
(150—185 мм2). Такое решение (/7ДВ.Н = 10 кВ в сочетании/откл>н-
= 40 кА) целесообразно применять на втором этапе внедрения напря-
жения 10 кВ в системе СН после отработки ячеек КРУ с указанными
параметрами (рдс. 2.20).
Рис. 2.19. Схема питания и резервирования СН блока с БВЭР-1000 с тремя сту-
пенями напряжения (10,5/6,3/0,4 кВ) и использованием комплектов из двух
РТСН: ♦
1 - участок токопровода от ТСН к секциям РУСН 6,3 кВ (Z = 20 -г 60 м);
2 — участок токопровода от ТСН к секциям РУСН 10,5 кВ (/ = 30^60 м); 3 —
участки токопровода от сборки 10,5 кВ резервного питания до секций РУСН
10,5 кВ (/ = 50 -г 60 м); 4 - участки токопровода от сборок 6,3 кВ резервного
питания до секций РУСН 6,3 кВ (/ = 50 в 60 м); 5 - кабельные МРП 6,3 кВ (7 =
= 250 м) между резервными сборками соседних блоков; 6 - МРП 10,5 кВ в виде
экранированных токопроводов (Z = 250 м) между резервными сборками сосед-
них блоков; 7, 8 — сборки двух РТСН 6,3 и 10,5 кВ; 9 — к электродвигателям
и трансформаторам 10,5/0,4 кВ; 10 - к электродвигателям и трансформаторам
6,3/0,4 кВ
111
РТСН2
Рис. 2.20 Схема питания и резервирования СН блока ВВЭР-1000 с тремя ступе
1 — участки токопроводов 10,5 кВ от ТСН к секциям РУСН 10,5 кВ (/ = 30 -т
РУСН 10,5 кВ (/ ~ 50-г 60 м); 3 - МРП 10,5 кВ в виде экранированного токопро
10,5 кВ двух РТСН; 5 — к электродвигателям 10 кВ и трансформаторам 10,5/
Система напряжений 10,5/0,69/0,4 кВ предпочтительнее системы
10,5/6,3/0,4 кВ на перспективу. На начальном этапе внедрения напряже-
ния 10 кВ может оказаться предпочтительнее система 10,5—6,3/0,4 кВ
с установкой самостоятельных трансформаторов, как рабочих ТСН,
так и РТСН, одних с вторичным напряжением 10,5, других — 6,3 кВ
(см. рис. 2.19). При этом для трансформаторов со вторичным напряже-
нием 6,3 кВ справедливы все ранее сделанные выводы.
Как уже отмечалось, при обесточивании со стороны рабочих ТСН
первой ступени напряжения самозапуск нагрузки на второй ступени
112
ними напряжения (10,5/0,69/0,4 jk В) и исиелБЗОВанием комплектов из двух РТСН:
60 м); 2 — участки токопровода от сборок 10,5 кВ резервного питания до секций
вода (/ = 250 м) между резервными сборками соседних блоков; 4 — сборки
0,69 кВ; 6 — к трансформаторам 10,5/0,4 кВ
напряжения протекает в тяжелых условиях, так как до восстановления
близкого к номинальному напряжению секций первой ступени двига-
тели второй ступени напряжения будут продолжать тормозиться или
если и разгоняются, то медленно. Поэтому для улучшения условий са-
мозапуска на напряжении 0,4 и 0,69 кВ в системе напряжений 10,5/
0,69/0,4 кВ желательно всемерное вытеснение электродвигателей до
мощностей 400—500 кВт с напряжения 0,66 на 10 кВ и с напряжения
0,4 на 0,66 кВ. При этом проблема самозапуска на напряжении 0,69 кВ
будет успешно решена при трансформаторах мощностью как 1000, так и
113
1600 кВ А путем координации выбора их ик в.н (с полным использо-
ванием отключающей способности автоматов 0,69 кВ) и коэффициентов
загрузки трансформаторов.
Таким образом, при применении на первой ступени трансформации
напряжения 6 кВ возможности улучшения условий самозапуска нагруз-
ки СН блоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 фактически исчерпаны. У наибо-
лее распространенного трансформатора мощностью 63 МВ • А при
Цк.в-н = Ю,5 -г 11,5 % и использовании ячеек КРУ с /Откл.н - 40 кА при
наличии предварительно включенной нагрузки отключающая способ-
ность оказывается недостаточной, а самозапуск при tn п = 2 с неус-
пешным.
Выполнение требований противоаварийного циркуляра [4] умень-
шает длительности перерыва питания и тем самым несколько облег-
чает условия самозапуска, но создает опасность несинхронного включе-
ния нагрузки с неуспевшим значительно затухнуть остаточным напря-
жением (см. § 2.3).
В качестве мероприятий, предотвращающих дальнейшее ухудшение
условий самозапуска, можно рекомендовать: включение РТСН в сеть
с SK з > 4000 МВ • А, применение токопроводов от обмотки 6 кВ ТСН
до секции длиной не более 100 м, использование, как правило, одного
комплекта РТСН на каждый энергоблок мощностью 1000 МВт и более
(см. рис. 2.16) для обеспечения одновременного самозапуска нагрузки
нескольких блоков при достаточной мощности сети; ограничение мощ-
ности участвующих в самозапуске электродвигателей при наличии
предварительной загрузки РТСН; по возможности исключение само-
запуска нагрузки двух ТСН от одного РТСН. Более эффективными,
но малоэкономичными мероприятиями являются: освоение ячеек КРУ
на напряжение 6 кВ с /откл.н ~ 50 кА с соответствующим уменьшением
wk.b-h трансформаторов мощностью 63 МВ 'А до 10 %, переход на
применение вместо комплекта из двух трансформаторов СН мощностью
по 63 МВ • А с *4- в_н = 10,5 -г 11,5 % комплекта из трех трансформато-
ров мощностью по 40 МВ - А с ик в.н = 8 % и сохранением ячеек КРУ
на /откл.н — 40 кА.
Решением проблемы самозапуска является переход на первой сту-
пени трансформации на напряжение 10 кВ с использованием ТСН мощ-
ностью 63 МВ • А с в о - 8 % и ячейками КРУ с „ = 40 кА. В ка-
честве первого шага до разработки КРУ 10 кВ с выключателями на
/ОТкл.н =40кА в переходе на напряжение 10 кВ можно рекомендовать
использование существующих ячеек КРУ с /откл н 31,5 кА при ТСН
мощностью 63 МВ А и мк.в-н ~ Ю %
Вне зависимости от напряжения на первой ступени трансформации
(6 или 10 кВ) условия самозапуска нагрузки СН блоков 1000 МВт
предъявляют повышенные требования к параметрам питающей сети в
точке включения РТСН (табл. 2.12).
114
Таблица 2.12. Рекомендуемые параметры энер-
госистемы в точке включения РТСН
б^р.ру, кВ 7(3) А 7п0’ кА Skb’ Ом
115 >20 <3,3
230 >10 <13,2
340 >6,8 <29
На второй ступени трансформации (0,69 и 0,4 кВ) проблема самоза-
пуска решается успешно координацией мощностей трансформаторов СН
второй ступени, их загрузки при самозапуске и величины в п.
2.6. Особенности пуска электродвигателей
главных циркуляционных насосов
По характеристикам и конструкции вертикальные асинхронные
электродвигатели ГЦН существенно отличаются от приводных электро-
двигателей насосных агрегатов других назначений, поскольку к ним
предъявляется ряд специальных требований [34, 35]. Важнейшие из них
даны в табл. 2.13.
Насосные агрегаты ГЦН должны обладать большой инерцией вра-
щающихся маховых масс для обеспечения циркуляции теплоносителя
через активную зону реактора при кратковременных нарушениях
электроснабжения и при аварийном обесточивании для обеспечения
перехода на естественную циркуляцию теплоносителя без кризиса теп-
лосъема. По сравнению с насосными агрегатами общепромышленного
назначения на те же параметры момент инерции ГЦН первого конту-
ра АЭС должен быть в 3—4 раза больше, что достигается установкой
дополнительного маховика на валопроводе между двигателем и на-
сосом. Инерционная постоянная агрегата ГЦН составляет от Tj = 7,5 с
(РБМК-1000) до Tj= 12,2с (ВВЭР-1000).
Циркуляция теплоносителя через реактор осуществляется несколь-
кими ГЦН, работающими параллельно: четыре ГЦН для ВВЭР-1000 и
четыре ГЦН (из них работающих три) на каждую половину реактора
РБМК-1000. ГЦН реакторов ВВЭР-1000 не имеют обратных клапанов,
а на некоторых блоках — и главных запорных задвижек в циркуля-
ционных петлях. Поэтому пуск второго и последующего насосов сопро-
вождается повышением момента сопротивления, в особенности момен-
та трогания из остановленного состояния, из-за противотока воды,
создаваемого ранее запущенными ГЦН (см. табл. 2.13). В результате
момент трогания из остановленного состояния четвертого ГЦН в реак-
торе ВВЭР-1000 при трех ранее запущенных ГЦН составляет 28/48 = 0,55
115
а б л и ц a 2. 13. Основные характеристики электродвигателей ГЦН________
Характеристика ВДА173/ 99-6-2АУ4 ВА3215/ 109-6-АМ05 ДВДА173/ Ю9-6-8-АМ05
Мощность, кВт РБМК-1000 5500 ВВЭР-1000 8000 ВВЭР-1000 7100/2800
Частота вращения 1000 1000 1000/750
об/мин (синхронная) Напряжение, В 6000 620 50 0,9 6000 880 6000 775/406
Ток статора, А Частота, Гц cos (/’н nH,% Кратность пускового 50 0,91 50 р, 92/0,7
96,0 7,1 96,0 7,7 96,0/95,0 6,0*/5,5 (10,5) 0,96*/1,0 (1,91)
тока, к} »
Кратность пускового 1,22 1,35
момента, к^ Кратность максимального момента, км 2,9 3,0 2,6/3,0(5,72) 7900
Момент инерции с махо- 3500 7600
виком, кг* м2 Номинальное скольжение, 0,005 0,005 0,0078/0,0039
SH Номинальный момент, 52,8 77,0 68,3/35,8
кН • м Момент сопротивления на горячей воде, кН м: 19,0 8,0 8,0
при трогании перво- го ГЦН при трогании послед- — 28,0 28,0
пего ГЦН при номинальной час- тоте вращения всех 44,9 48,0 48,0
запущенных ГЦН Момент сопротивления на холодной воде при но- минальной частоте вра- щения, кН м 51,2 64,0 64,0
*При частоте вращения 750 об/мин. — —
момента сопротивления при номинальной частоте вращения и в 28/8=
=3,5 раза превышает момент трогания первого ГЦН.
При работе на холодном теплоносителе в условиях пуска блока
из расхоложенного состояния момент сопротивления при номинальной
116
I
I
частоте вращения возрастает, что вынуждает иметь запас по мощности
двигателя и снижает коэффициент его загрузки при работе на горячем
теплоносителе.
Асинхронные двигатели ГЦН имеют прямой пуск от полного напря-
жения сети СН. Из-за соизмеримости мощности двигателя ГЦН с мощ-
ностью расщепленной обмотки низшего напряжения трансформатора
СН, высокой кратности пускового тока и подключения трансформато-
ра СН в сеть конечной мощности напряжение статора двигателя в про-
цессе всего пуска будет меньше номинального. Для получения доста-
точных избыточных моментов снижение напряжения при прямом пуске
компенсируется улучшенными механическими характеристиками дви-
гателей, что влияет на их активные и габаритные размеры [34]. Если
для асинхронных двигателей общепромышленного назначения доста-
точны пусковые моменты (0,6—0,7)AfH и опрокидывающие моменты
(1,8—2,О)2ИН, то двигатели ГЦН должны иметь начальный пусковой
момент не менее (1,0—1,2) Мн и максимальный момент не менее (2,8—
3,0) Мп, Это обеспечивает прямые пуски и режимы самозапуска при
пониженном напряжении сети и значительных моментах сопротивления
ГЦН. Требуемые механические характеристики в односкоростных дви-
гателях ГЦН удается обеспечить лишь при относительно высоких крат-
ностях пускового тока kj = l -г 8, что требует снижения линейных на-
грузок и увеличивает активные размеры.
По условиям нагрева обмотки ротора двигатели ГЦН допускают два
пуска подряд из холодного состояния, причем второй пуск может прово-
диться сразу после остановки агрегата [34]. После остановки двигате-
ля, прогретого до рабочих температур, допускается только один пуск
сразу после остановки ГЦН. Последующие пуски разрешается проводить
через 20—30 мин.
Тяжелым режимом для двигателей ГЦН является их повторное вклю-
чение при перерывах питания, особенно при индивидуальном выбеге,
когда остаточное напряжение затухает медленнее, чем при групповом
выбеге. Опасность представляют высокие кратности ударного тока при
коммутации в момент противофазы напряжений [24]. Этот вопрос под-
робно рассмотрен в § 2.3. В связи с тем, что при повторном включении
в сеть даже через 3 с после исчезновения питания максимальный ударный
ток в обмотке статора может в 10—15 раз превысить номинальный
ток, в двигателях ГЦН применено усиленное крепление обмотки ста-
тора [34].
В связи со строительством АЭС в районах с повышенной сейсмич-
ностью двигатели ГЦН должны быть рассчитаны на работу в условиях
сейсмичности площадки до 9 баллов, а их подшипниковые узлы должны
допускать выбег насосного агрегата при максимальном расчетном зем-
летрясении [35].
В связи с повышением требования к маневренным характеристикам
энергоблоков АЭС с ВВЭР в некоторых режимах необходимо эксплуати-
117
Рис. 2.21. Переходный процесс при пуске на горячем теплоносителе двухскоростно-
го ГЦН от рабочего ТСН 63 МВ • А при остальных неработающих ГЦН
ровать ГЦН с пониженной производительностью, что снижает расход
энергии на собственные нужды. Это достигается применением двухско-
ростных синхронных электродвигателей с переключением числа полю-
сов (2р = 6 при нсх = 1000 об/мин и 2р - 8 при исх = 750 об/мин), допус-
кающих длительную работу в каждом из режимов (см. табл. 2.13).
В [35] показано, что благодаря применению ступенчатого пуска пуско-
вые характеристики и технико-экономические показатели двигателей
ГЦН могут быть существенно улучшены, включая уменьшение крат-
ности пускового тока (табл. 2.13). В последнем столбце табл. 2.13
кратности пускового тока и пускового и максимального моментов для
обеих частот вращения приведены в относительных единицах по отно-
шению к номинальным значениям при исх = 1000 об/мин. Для понижен-
ной частоты вращения в скобках приведены аналогичные значения по
отношению к номинальным значениям при пск = 750 об/мин.
По данным [35], пуск ГЦН из остановленного состояния должен
производиться ступенчато (рис. 2.21). До частоты вращения 750 об/мин
пуск происходит при соединении обмотки статора, обеспечивающем
118
2р = 8. При достижении частоты вращения 750 об/мин двигатель отклю-
чается от сети и после выдержки времени 0,5—1,5 с вновь подключает-
ся к сети, но уже при соединении обмотки статора, обеспечивающем
число полюсов 2р = 6. Пуск должен производиться при напряжении на
зажимах статора двигателя не менее 0,75 С^в н. На рис. 2.21 все величи-
ны выражены в относительных единицах по отношению к номинальным
значениям при пск = 1000 об/мин. Расчет выполнен по программе, ха-
рактеристика которой была дана в § 2.5.
Ответственной операцией при ступенчатом пуске является переход
с соединения обмотки статора, обеспечивающего 2р = 8, на соединение
при 2р = 6. Минимальный перерыв питания при этом определяется вре-
менем отключения одного выключателя и включения другого, но при
восстановлении питания возникают проблемы, аналогичные описанным в
§ 2.3 при перерыве питания односкоростных ГЦН [24] и при их комму-
тации с одной секции нормальной эксплуатации 6 кВ на другую [25].
Для предотвращения больших кратностей ударного тока во время
перехода с одной частоты вращения ГЦН на другую необходимо исклю-
чить восстановление питания вблизи противофазы напряжений, что мо-
жет быть достигнуто тщательной регулировкой приводов выключателей
и реле времени, обеспечивающего дополнительную задержку во вклю-
чении.
На рис. 2.21 суммарный перерыв питания при переключении полю-
сов принят равным 1,5 с и выделен вертикальными пунктирными ли-
ниями. Благодаря высокой инерционной постоянной (Tj = 12,2 с)
ротор затормаживается не более чем на 10 %, но напряжение статора
двигателя успевает существенно затухнуть. Тем самым предотвращает-
ся возможность появления недопустимых кратностей ударного тока
даже при неблагоприятном моменте коммутации, контролировать ко-
торый при разбросе во временах включения выключателей и реле вре-
мени затруднительно.
Процесс ступенчатого пуска на рис. 2.21 представлен для наиболее
легких условий: остальные ГЦН не работают, теплоноситель горячий,
трансформатор СН мощностью 63 МВ • А подключен к питающей сети,
приближающейся по своим параметрам к сети бесконечной мощности.
Суммарное время пуска составляет при этом 17,5 с, наименьшее напря-
жение статора двигателя 0,87f/nBH, на всей стадии пуска имеет место
значительный избыточный момент, обеспечивающий уверенное трогание
из остановленного состояния и последующее ускорение, кратность тока
не превышает 5,5-кратного значения.
Тем не менее рис. 2.21 в сочетании с данными табл. 2.13 свидетельст-
вует, что и при наиболее тяжелых условиях (пуск четвертого ГЦН на
холодной воде) развиваемый двигателем электромагнитный момент
вполне достаточен для уверенного пуска при мощности питающего транс-
119
форматора СН 63 МВ • А, но при некотором возрастании времени пуска.
Последнее в зависимости от условий составляет от 17,5 до 23,8 с.
Параметры питающей сети в точке подключения трансформатора
СН оказывают некоторое влияние на напряжение статора двигателя.
Рассматривались случаи подключения трансформатора СН к сети 330 кВ,
характеризующейся токами КЗ в ней в пределах от 28,5 до 3 кА. В са-
мых неблагоприятных условиях 3 кА) напряжение на статоре дви-
гателя в процессе пуска не падает ниже 0,85 Д аже при таких широ-
ких пределах изменения параметров питающей сети время пуска ГЦН
увеличивается не более чем на 6,5 %.
Большую роль в облегчении операции пуска как ГЦН, так и других
потребностей СН играет установка КАГ-24 в цепи генераторов 800 и
1000 МВт и генераторных выключателей ВВГ-20М в цепи укрупненных
блоков с генераторами 500 МВт. Помимо исключения операций перехода
с РТСН на ТСН пуск при этом осуществяется от рабочих ТСН, включен-
ных в мощную питающую сеть и имеющих токопроводы от трансфор-
маторов до секции СН 6,3 кВ длиной не более 100 м.
В большей степени на длительность пуска ГЦН влияют его режимы:
время пуска на холодной воде на 10 % больше времени пуска на горячей
воде, а время пуска последнего из четырех ГЦН на 15 % больше времени
пуска первого ГЦН из-за наличия противотока.
Для сравнения в аналогичных условиях были проведены расчеты пус-
ка ГЦН с односкоростным электродвигателем ВА3215/109-6 (см.
табл. 2.13) мощностью 8000 кВт. За счет увеличения мощности и крат-
ности электромагнитного момента, в особенности в диапазоне от 0 до
750 об/мин, время пуска сократилось в среднем на 33 % и составило
16 с при пуске четвертого ГЦН на холодной воде. Это достигнуто за счет
повышенных кратностей пускового тока на всей стадии пуска. Напря-
жение статора двигателя при этом снизилось; его наименьшее значение
составило 0,76Urb н. С учетом двух последних обстоятельств и уверенно-
го пуска двухскоростных ГЦН их применение на блоках ВВЭР-1000
является прогрессивным решением.
Существенным резервом сокращения длительности пуска и в особен-
ности улучшения условий самозапуска является то, что по данным ис-
пытаний [34] кратности электромагнитных моментов двигателей ГЦН
превышают каталожные (расчетные) значения на 10—20 %, тогда как
кратность пускового тока остается практически неизменной:
ВДА173/99-5 ВА3215/109-6
ki.............7,1/7,1 7,7/8,1
кп.............1,22/1,4 1,36/1,64
кы.............2,9/3,2 3,0/3,4
Аналогичные соотношения можно ожидать и для двухскоростного
электродвигателя.
120
Рис 2.22. Начальное напряжение на секции
СН 6,3 кВ блока ВВЭР-1000 при пуске од-
носкоростного ГЦН и запущенной осталь-
ной нагрузке СН в зависимости от мощ-
ности КЗ в точке подключения ТСН и
его номинальной мощности (6^ = 11%)
Разработанные двухскоростные
двигатели ГЦН предназначены для
вновь вводимых блоков ВВЭР-1000
[35], находящиеся же в эксплуата-
ции оборудованы односкоростными
ГЦН мощностью 8000 кВт, причем
на некоторых блоках применены ра-
бочие ТСН мощностью 40 МВ • А,
В этом случае условия пуска односкоростных ГЦН получаются весьма
неблагоприятными из-за низкого напряжения на секциях СН 6,3 кВ
(рис. 2.22) и затягивания длительности процесса до 20—27 с. При этом
не обеспечивается выполнение требования завода-изготовителя электро-
двигателя как по уровню напряжения при пуске, так и по его длитель-
ности [34]. Помимо этого создаются условия для срабатывания первой
ступени защиты минимального напряжения как на секции 6,3 кВ пускае-
мого ГЦН, так и на соответствующих секциях 0,4 кВ с уставкой по на-
пряжению 0,7 номинального. Расчеты также показали, что ни изменение
ответвления РПН перед пуском, ни даже его форсировка не дают су-
щественного эффекта по повышению напряжения в процессе пуска.
Поэтому пуск ГЦН в подобных условиях нужно выполнять или от
РТСН, имеющих мощность 63 МВ • А, или объединить на параллельную
работу на время пуска расщепленные обмотки рабочего трансформато-
ра СН мощностью 40 МВ - А с помощью перемычки с выключателем.
В этом случае уровень напряжения повышается до 0,78—0,8 номиналь-
ного значения с соответствующим уменьшением времени пуска до
15—17 с. Эффект от объединения расщепленных обмоток в трансфор-
маторе 40 МВ • А оказывается эквивалентным переходу на трансформа-
тор мощностью 63 МВ А, но возникает опасение повреждения обору-
дования нерасчетным током КЗ при его возникновении в момент пус-
ка ГЦН.
Сравнительно большая продолжительность пуска ГЦН объясняется
их значительной инерционной постоянной, даже при больших избыточ-
ных моментах. Это отчетливо видно из выражения для времени пуска
агрегата, полученного из дифференциального уравнения движения (2.2) ;
^пуск~
^1* ^2*
-f + . . . +-
^из51*(б)----------------------------^изб2*(б)-^избп*(б)
(2-57)
121
где Дл2+, Д«п* — приращение частоты вращения, в пределах ко-
торого избыточный момент Мизб х *(б) ’“^Изб2*(б) ’ " »^изби*(б) (2’49)
можно считать неизменным.
Расчеты по (2.57) затруднены из-за сложности определения электро-
магнитного момента (2.48), зависящего как от скольжения [см. табл. 2.4
и формулы (2 40), (2.42)]. так и от напряжения [см. формулы (2.27)-
(2.29)].
Расчеты упрощаются, если использовать среднее значение напряжения
в процессе-пуска, определенное один раз по (2.27) —(2.29) или взятое
непосредственно из рис. 2.22.
Из (2.57) видны рассмотренные ранее способы облегчения операции
пуска и сокращения его длительности — увеличение избыточного момен-
та. Оно может быть достигнуто повышением напряжения при пуске,
что требует уменьшения сопротивления элементов системы электроснаб-
жения и увеличивает токи КЗ, применением двигателей с повышенными
кратностями электромагнитного момента, рациональным выбором
коэффициента загрузки в номинальном режиме, уменьшением момента
трогания из остановленного состояния. Последнее может быть дос-
тигнуто исключением противотока при поочередном пуске ГЦН, напри-
мер при одновременном запуске всех четырех ГЦН, включенных на
разные секции СН, или оборудованием ГЦН обратными клапанами,
как на реакторах РЬМК. Как уже отмечалось, уменьшение времени пус-
ка не является самоцелью, важно учитывать и кратность тока во время
переходного процесса.
Если не только напряжение, но и частота тока отличаются от номи-
нального, механические характеристики асинхронного двигателя приоб-
ретают более сложный характер, чем определяемый формулой (2.48).
В этих условиях кратности максимального и пускового моментов и
частота вращения могут быть определены из выражений:
^м*~^м*кат ~~i ; ^п* = ^п*кат 7Г ’ W* = X(1—s)>
4 Л|с
где £м.кат, &п.кат — каталожные значения кратностей максимального
и пускового моментов.
Следует учитывать, что индукция -на участках магнитопровода дви-
гателя и питающего трансформатора подчиняется зависимости
U
вкТ- .
Поэтому при частотном регулировании, а также и при совместном выбе-
ге турбогенератора с механизмами СН и при частотном пуске нагрузки
необходимо согласованное изменение напряжения и частоты. Из формул
122
для и кп* видно, что выигрыш в электромагнитном моменте можно
реализовать лишь при больших скольжениях, т.е. в начале пуска.
Более подробно особенности работы электродвигателей в условиях
напряжения и частоты, отличных от номинальных, будут рассмотрены
в гл. 3 и 4.
Формула (2.57) представляет видоизмененный вариант метода после-
довательных интервалов (2.53) для расчета электромеханического пе-
реходного процесса. Поэтому все сказанное в § 2.4 в отношении расче-
та самозапуска может быть использовано и для расчета пуска ГЦН
(рис. 2.21) с тем отличием, что начальное скольжение запускаемого ГЦН
равно единице (з = 1), из-за чего отпадает необходимость в расчете выбе-
га по (2.5), (2.23)-(2.25).
Глава 3
СТУПЕНЧАТЫЙ И ЧАСТОТНЫЙ ПУСК АСИНХРОННОЙ НАГРУЗКИ
ОТ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРА
3.1. Расчетная схема автономной системы надежного
питания при ступенчатом пуске нагрузки
К системам аварийного расхолаживания АЭС-предъявляются высо-
кие требования® отношении надежности и эффективности срабатыва-
ния для всех ее элементов, что может быть реализовано лишь при нали-
чии автономных источников питания нагрузок второй группы, обес-
печивающих высокое качество электроэнергии всех электроприемников
как в пусковых, так и в установившихся режимах.
Электрическая часть этих систем представляет собой сложный авто-
номный комплекс (см. рис. 1.1) с автоматическим пуском аварийных
источников и включением нагрузки ступенями или методами частот-
ного пуска [2]. ^Дизель-генераторы систем надежного питания в нор-
мальном режиме АЭС не работают и не могут использоваться для иных
целей, кроме аварийного питания, например для выработки пиковои
мощности. Поэтому автономные источники не должны иметь излишних
запасов по установленной мощности генераторов и первичных двига-
телей. Последнее обстоятельство создает определенные трудности с
обеспечением требуемого качества электроэнергии при запуске и приеме
нагрузки и требует предварительных расчетов и проведения испытаний.
В соответствии с [2], в аварийных режимах, связанных с появлением
технологического импульса, характеризующего режим ’’большой” или
’Тиалой” течи в пределах зоны герметизации первого контура, при кото-
рых подаются импульсы на аварийную защиту реактора, либо при раз-
рыве паропровода второго контура, а также при обесточивании к сек-
циям надежного питания, после их автоматического отделения от секций
нормальной эксплуатации, автоматически подключаются дизель-генера-
123
торы или другие аварийные источники с такими же свойствами, как
у резервной дизельной электростанции [37]. В настоящее время сущест-
вует тенденция осуществлять расхолаживание реактора и локализацию
аварии при срабатывании технологических защит, не сопровождающихся
обесточиванием, через трансформаторы СН от сети энергосистемы,
т.е. без выделения секций надежного питания и подключения к ним
дизель-генераторов.
На блоках РБМК существует тенденция искусственного обесточива-
ния секций надежного питания при МПА, что приводит к автоматичес-
кому запуску дизель-генераторов систем безопасности и их последую-
щему нагружению.
Под обесточиванием понимается исчезновение напряжения соответст-
вующей секции надежного питания [2]. Формирование сигнала ’’обесто-
чивание” производится от защиты минимального напряжения и проис-
ходит при снижении напряжения на секции надежного питания 6,3 кВ
до 25 % номинального значения и ниже. При этом пусковые органы
обоих комплектов защиты минимального напряжения с выдержкой
времени не более 1,5 с действуют на отключение обоих выключателей
на соответствующей перемычке между секцией надежного питания и
секцией нормальной эксплуатации 6,3 кВ (см. рис. 2.6). Одновременно
в схему автоматики ступенчатого пуска дизель-генератора подается ко-
манда на его запуск Последующее подключение дизель-генератора к
секции надежного питания производится с контролем отключенного
положения хотя бы одного из" выключателей перемычки. Выдержка
времени 1,5 с превышает время АВР как блочной секции 6,3 кВ нормаль-
ной эксплуатации, так и секции надежного питания нормальной эксплуа-
тации. Тем самым обеспечивается возможность восстановления питания
при кратковременных его перерывах от сети энергосистемы, без исполь-
зования не только включения, но даже и запуска дизель-генераторов.
Из рис. 2.8 и данных расчета самозапуска (см. § 2.4) следует, что да-
же с учетом остаточного напряжения обесточенных электродвигателей
достижение уставки 25 % номинального происходит достаточно быстро —
через 1,0—1,5 с с момента отключения выключателя рабочего ввода сек-
ции СН 6,3 кВ при условии, что действует запрет на срабатывание АВР
или отсутствует напряжение в цепи питания РТСН (см. рис. 2.1, 2.2).
Если же нарушение нормального электроснабжения СН происходит
вследствие отключения выключателя блока на вь сшей стороне (В12
на рис. 2.1) из-за срабатывания аварийной защиты реактора и закрытия
СРК турбины, но при отсутствии повреждений в электрической части
блока, то выключатели рабочих вводов (В6, В7) могут остаться вклю-
ченными. При этом будет происходить совместный выбег турбогенера-
тора с нагрузкой СН и уставка срабатывания АВР по напряжению (25 %),
как и уставка формирования сигнала ’’обесточивание СН” (25 %), бу-
дет достигнута лишь через несколько минут с начала аварийного режи-
ма. До этого момента команды на отделение секции СН надежного пи-
124
тания от секции нормальной эксплуатации не последует, и дизель-генера-
тор автоматически не запустится.
В этом режиме нагрузка как секций СН нормальной эксплуатации,
так и секций надежного питания будет питаться от выбегающего тур-
боагрегата с постепенно понижающимися напряжением и частотой. Что
касается ГЦН и других механизмов СН нормальной эксплуатации, то
в таком сравнительно редко встречающемся режиме допустимо их
электроснабжение от выбегающего генератора даже при наличии напря-
жения в цепи РТСН, переход на который может быть осуществлен пер-
соналом и вручную без срабатывания АВР.
Для ускорения формирования в этом случае сигнала ’’Обесточивание”
дополнительно к уставке по напряжению можно добавить канал по час-
тоте, так как нагрузку секций надежного питания лучше питать от ис-
точника с номинальным напряжением и частотой, т.е. от дизель-гене-
ратора.
Основные требования к дизельным электростанциям систем надежно-
го электроснабжения АЭС сформулированы в [2, 37].'
Мощность дизель-генератора одного канала системы безопасности
АЭС должна обеспечивать запуск и работу механизмов этого канала
при любых проектных аварийных режимах энергоблока. Например,
при наличии трех систем безопасности (см. рис. 1.1) состав механизмов,
подключенных к одной секции надежного питания, и мощность каждо-
го дизель-генератора, включенного на данную секцию, должны обеспе-
чивать аварийное расхолаживание реактора при любом проектном виде
аварии, т.е. мощность каждого дизель-генератора рассчитывается на
100 % нагрузки одной системы безопасности.
Здание резервной дизель-электрической станции (РДЭС) должно
быть рассчитано на все возможнь е воздействия, возникающие в резуль-
тате проектных аварий, и на местные природные условия. РДЭС должна
быть рассчитана на работу без постоянного присутствия обслуживаю-
щего персонала. В состав сооружений РДЭС входят: помещения, в
которых размещены дизель-генераторы и вспомогательное оборудо-
вание, промежуточный подъемный склад топлива и коммуникации меж-
ду РДЭС и складом Дизель-генераторы, обеспечивающие один канал
ситемы безопасности, должны устанавливаться в изолированной ячейке
и оборудоваться автономными системами топлива, смазки, охлаждаю-
щей воды, пускового воздуха, управления, защиты и сигнализации.
Объединение цепей и коммуникаций дизель-генераторов, принадле-
жащих к разным каналам, не допускается.
Для поддержания дизель-генераторов в состоянии постоянной готов-
ности к пуску допускается оборудовать их системами подогрева воды
внутреннего контура и смазки. Агрегаты должны быть автоматизиро-
ваны не ниже третьей степени и иметь время необслуживаемой работы
не менее 240 ч.
125
Система автоматического регулирования частоты должна обеспечи-
вать устойчивую работу дизель-генератора по статической характеристи-
ке во всем диапазоне изменения нагрузки (от холостого хода до номи-
нальной) со статизмом (3 ± 0,2) %. Регулирование статизма должно
обеспечиваться в пределах от 0 до 4%. При работе дизель-генератора
параллельно с другим аналогичным агрегатом или с сетью устанавли-
вается статизм характеристики (4 ± 0,2 %).
— Дизель-генераторы должны находиться в состоянии постоянной го-
товности к автоматическому или дистанционному пуску. Время пуска
от подачи команды до готовности принятия нагрузки диктуется техно-
логическим процессом АЭС и не должно превышать 15 с. Емкости сжа-
того воздуха должны обеспечивать не менее четырех последовательных
пусков дизеля без пополнения пусковых баллонов при температуре в
машинном зале +20 ° С. Пополнение емкостей должно предусматривать-
ся от автономных компрессоров.
Дизель-генератор должен допускать запуск и последующую работу
без снабжения технической водой в течение не менее 90 с с момента
пуска.
В ненагруженном состоянии дизель-генератор должен обеспечивать
запуск асинхронного короткозамкнутого двигателя с кратностью пус-
кового тока до 7 и мощностью не менее 30 % номинальной мощности
агрегата. Набор нагрузки осуществляется ступенями, количество кото-
рых должно быть минимальным.
При подключении нагрузки система автоматического регулирования
возбуждения (АРВ) не должна допускать снижения напряжения более
чем на 20 % в течение 2 с. Допускается снижение напряжения в преде-
лах 40 % номинального в течение 0,1 с.
Увеличение напряжения сверх номинального при работе АРВ и форси-
ровки, связанной с подключением нагрузки, не должно превышать 10 %
номинального. В статическом режиме напряжение генератора должно
поддерживаться с точностью ± 1 %.
Характеристика генератора и системы его возбуждения должны обес-
печивать надежное его возбуждение при достижении частоты вращения
95—100% номинальной, причем напряжение генератора должно достичь
номинального значения не позднее выхода на номинальную частоту
вращения.
Генератор должен иметь характеристику, обеспечивающую длитель-
ную устойчивую параллельную работу как между генераторами одной
серии, так и с сетью неограниченной мощности. Последний режим исполь-
зуется в целях проверки дизель-генератора под нагрузкой при нормаль-
ной работе блока. В этом режиме внезапное отключение выключателя
рабочего ввода трансформатора СН вызывает резкое увеличение нагруз-
ки на дизель-генератор. Тем не менее такой режим ввиду его малой
вероятности не представляет опасности для генератора, так как и гене-
ратор, и все элементы системы возбуждения рассчитываются на воздейст-
126
вие токов двух- и трехфазного КЗ в течение 5 с. После отключения КЗ
система АРВ обеспечивает достижение номинального напряжения с точ-
ностью ± 1 % за время не более 1,5 с.
Система возбуждения дизель-генератора выполняется по независи-
мой схеме или по схеме самовозбуждения с АРВ сильного действия.
Для вновь проектируемых генераторов возбуждения осуществляется
от полупроводниковых статических преобразователей со 100%-ным
резервом по преобразователю, системе управления и АРВ с использова-
нием двух способов гашения поля и кратностью форсировки возбужде-
ния не менее 2,5.
Для питания цепей управления, защиты, сигнализации и регулиро-
вания для каждого агрегата дизель-электрической станции (ДЭС) пре-
дусматривается автономная аккумуляторная батарея напряжением 24
или 220 В.
При запуске в режиме обесточивания АЭС, а также при аварийной
остановке дизель-генератор не должен требовать источников перемен-
ного тока для электроснабжения СН.
Предусматривается дистанционный пуск и остановка дизель-генера-
тора с блочного и резервного щитов управления по независимому от
системы автоматического пуска каналу, а также и с местного щита
управления ДЭС.
Должна быть обеспечена возможность включения дизель-генератора
под нагрузку не менее 30 % номинальной не реже одного раза в месяц
при работе реактора на мощности и на параллельную работу с сетью энер-
госистемы на полную нагрузку методом ручной точной синхронизации
при проведении пуско-наладочных и ежегодных регламентных работ.
При нахождении ДЭС в режиме ’’ожидание’’питание механизмов ее СН
должно обеспечиваться от секций надежного питания ДЭС через транс-
форматор СН ДЭС. При этом исчезновение переменного тока на период
запуска дизель-генератора не должно приводить к потере ДЭС своих
функций.
Плановый вывод в ремонт дизель-генераторов или другого оборудова-
ния, приводящий к потере ячейки ДЭС своих функций, должен преду-
сматриваться в период планово-предупредительного ремонта энерго-
блока.
Срок службы дизель-генераторов устанавливают 30 лет. Коэффициент
оперативной готовности для существующих агрегатов должен быть не
менее 0,99 за 1000 ч, а для вновь проектируемых — не ниже 0,999 за
1000 ч.
Особенностью дизеля как первичного двигателя является то, что как
кратковременные его перегрузки, так и допустимые ступени увеличения
нагрузки строго регламентированы. Это не позволяет включить всю
предусмотренную нагрузку в одну ступень, хотя электрическое обору-
дование позволяет это сделать.
127
.Рис. 3.1. Расчетная схема автономной системы надежного питания с произвольным
числом электродвигателей на каждой ступени напряжения (6,3 и 0,4 кВ) и произ-
вольным числом трансформаторов надежного питания 6,3/0,4 кВ
Особенно большие трудности с определением нагрузки на дизель
возникают при пу<;ке мощных двигателей. Определение так называемой
пусковой мощности может дать погрешность, с одной стороны, в сторо-
ну увеличения из-за неучета снижения напряжения при пуске, с другой
стороны, возможно и уменьшение пусковой мощности из-за увеличения
потерь при пуске по сравнению с номинальным режимом. В свою оче-
редь, как напряжение, так и потери в асинхронных двигателях зависят
от скольжения и параметров генератора и системы его возбуждения.
Так, увеличение кртности форсировки возбуждения или мощности ге-
нератора по отношению к мощности дизеля, способствуя повышению
качества напряжения и сокращению длительности пуска, одновременно
увеличивает кратковременную перегрузку первичного двигателя при
пуске и прохождении двигателями критического скольжения.
Возникает также задача оптимизации состава очередей нагрузки и
промежутков времени между ними; требуется получить надежную
гарантию успешного запуска всех ступеней нагружения с соблюдением
допустимых значений понижения напряжения с учетом их длительности.
Все это подтверждает необходимость тщательного расчета режимных па-
раметров автономных систем электроснабжения в переходных про-
цессах.
Схема замещения для расчета переходных процессов при ступенча-
том пуске представлена на рис. 3.1. Дизель-генератор или иной авто-
номный источник связан с секцией надежного питания потребителей
128
второй группы напряжением 1\ через сопротивление линии связи ZCB.
Результирующий коэффициент трансформации между шинами с напря-
жением UT и Ui равен кт1. Для дизель-генератора ZCB представляет со-
противление присоединительного кабеля, а А.'т1 = 1. В более общем слу-
чае ZCB моделирует повысительный трансформатор, линию и пускоре-
зервный трансформатор СН.
К секции с напряжением С\ подключено произвольное число асинх-
ронных электродвигателей первой ступени и трансформаторов надеж-
ного питания сопротивлением ZT/ с коэффициентом трансформации Лт/.
К любой из секций второй ступени напряжения также может быть под-
ключено произвольное число электродвигателей. К любой из секций
может быть подключена недвигательная нагрузка, здмещаемая шунтами
постоянной проводимостиУНг1, Унг2» ••• »уИгл- Учтено наличие присоеди-
нительных кабелей сопротивлением ZK между каждым из электродви-
гателей и соответствующей секцией.
Включение двигателей первой и второй ступеней напряжения и недви-
гательной нагрузки производится в определенной очередности в соот-
ветствии с графиком ступенчатого пуска.
3.2. Расчет процесса ступенчатого пуска асинхронной
нагрузки с использованием универсальных
характеристик асинхронных электродвигателей
Методика расчета электромеханических переходных процессов при
ступенчатом пуске с использованием ЭВМ создана в ЛГТУ. В ее основе —
математическое описание первичного двигателя и генератора с их регу-
ляторами, трансформаторов, элементов питающей и распределительной
сети в соответствии с рис. 3.1, асинхронных и синхронных двигателей и
механизмов СН, устройств программного управления очередями нагруз-
ки [19, 29, 38, 39].
На основе разработанной программы проведены многочисленные
расчеты пуска от дизель-генераторов нагрузки СН АЭС с реакторами
разных типов, выполнено сопоставление, подтвердившее допустимость
расчета подобных процессов. Особенно эффективно применение точных
методов расчета с использованием ЭВМ в проектной практике при вы-
боре схем, источников питания, очередности включения нагрузки, обос-
новании требований к параметрам генератора, системы его возбуждения.
На основе точной методики [19] удалось выявить факторы, оказы-
вающие наиболее существенное влияние на процессы пуска асинхрон-
ных [38] и синхронных [39] электродвигателей от источников соизме-
римой мощности, обосновать систему допущений и создать инженерную
методику расчета [29], основанную на приближенном численном реше-
нии минимально необходимого числа дифференциальных уравнений ме-
129
годом последовательных интервалов с использованием обобщенных
характеристик асинхронных двигателей (см. § 2.4).
Приведем описание этой методики, пригодной для решения практи-
ческих задач при ограниченном числе электродвигателей и расчетных
режимов. Овладение ею является необходимой ступенью и на пути к
точным методам расчета с использованием ЭВМ.
Начнем с математического моделирования элементов автономной
системы, представленной на рис. 3.1.
- В упрощенной модели дизель-генератора допустимо не учитывать
[19] изменение его частоты вращения в процессе ступенчатого набора
нагрузки, насыщение стали генератора и его демпферную систему.
Асинхронные двигатели можно представлять по статической схеме за-
мещения с параметрами, зависящими от скольжения.
При принятых допущениях система дифференциальных уравнений
состоит из уравнения движения для каждого из электродвигателей
(2.1) и уравнения (3.8) для обмотки возбуждения генератора. Для
асинхронных электродвигателей и механизмов СН используется мате-
матическая модель, описанная в § 2.4 — формулы (2.4), (2.6), (2.53),
(2.48), (2.50) - (2.52), (2.37), (2.42), (2.38) - (2.41), табл. 2.4 и
рис. 2 13.
В схеме на рис. 3.1 за базисные величины рационально выбрать номи-
нальные параметры генератора
SQ~Sr.H', С/б.осц-Цг.н'^ ^б.осн 4.н “
Z6.OCH = ^.нЛг.н- (3.1)
В этом случае последняя формула (2.42) для базисного напряжения
Uqi на / -й секции будет иметь вид
% = (3 2)
Значение С7б/ подставляется в предпоследнюю формулу (2.42) для
fee при приведении проводимостей двигателей к базисным условиям.
Сопротивления элементов схемы на рис. 3.1, выраженные в относи-
тельных единицах при номинальных условиях (генератор, трансформа-
торы надежного питания), приводятся к базисным условиям по фор-
мулам
х*(б) Х*(н)
(3-3)
130
•S'r.H I UH V
г*(б) -Г*(и) \~U6l / ’
(3-4)
где SH, t7H — номинальные мощность и напряжение элемента расчетной
схемы.
Для трансформаторов надежного питания
Г*(н) = “а =
(3.5)
где — напряжение КЗ; ЛРК 3 — потери КЗ.
Для трансформаторов надежного питания под С7Н понимается или
номинальное напряжение обмотки низшего напряжения при , опреде-
ляемого из (3.2), или напряжение ответвления обмотки высшего напря-
жения-(7ОТВ, но тогда
uei =и1М1кх.
Сопротивления элементов схемы (кабели, шинопроводы, реакторы)
приводятся к базисным условиям по формулам
5 б 5б
х.(6) =х~^‘ '.(6)=r --Т <3-6>
U6l UGl
Параметры шунтов при известных активной (Рнг) и реактивной
(С?нг) мощностях недвигательной нагрузки можно определить по фор-
мулам
^нг / ^б/ \ _^нг
£нг*(б) ” ~’ ^нг*(б) “ 7
•>Г.Н \ VHr.H ' ’Г.Н
ц>/
(3.7)
где t/нг.н — номинальное напряжение не двигательной нагрузки .
Дифференциальное уравнение переходных процессов в обмотке
возбуждения генератора имеет вид
dt
1 do
(3-8)
где Eq — переходная ЭДС синхронной машины, численно равная в отно-
сительных единицах А.А. Горенва потокосцеплению обмотки возбуж-
131
дения; TdQ — постоянная времени обмотки возбуждения при разомк-
нутой обмотке статора; Ef — напряжение обмотки возбуждения; Eq —
ЭДС, индуктируемая в обмотке статора токами обмотки возбуждения
при синхронной частоте вращения ротора.
При использовании метода последовательных интервалов уравнение
(3.8) принимает вид
&Eqi~ rdQ Eqi)
I (3-9>
Eq (z + 1) ~ ^qi + ^Eqv
>
где индекс i, как и в (2.53), обозначает номер расчетного интервала.
Для решения системы уравнений (2.53), (3.9) необходимо привести
все величины к базисным условиям, рассчитать исходный установивший-
ся режим перед пуском соответствующей очереди, определить началь-
ные значения скольжении работающих и запускаемых электродвигателей
и ЭДС Eq, определить ограничения и уставки в системе АРВ, определить
неизвестные, входящие в правые части уравнений для &ski, &Eq, и задав-
шись интервалом определить приращения скольжений As^z и ЭДС
^Eqi-
Определим напряжения на обмотке возбуждения. Учтем, что в сис-
темах надежного питания АЭС пуск каждой очереди начинается при
установившемся значении Ef, а при включении очереди и до достижения
запускаемыми двигателями критического скольжения, как правило,
работает форсировка возбуждения. В этом случае можно не использовать
при описании АРВ дифференциальные уравнения и считать, что процессы
нарастания и уменьшения Ef идут по экспоненциальному закону с пос-
тоянной времени возбудителя Гв, а изменение величины Ef ограничено
пределами 0 <Еу max- Таким образом, при пуске/-Й очереди, если
U? > £4Раб, то Ef = £ууст/ , если Ц. < t/cpa6> то
Ef ^fmax (fynax ^/уст/) exp
(3.10)
По мере пуска двигателей /-й очереди UT повышается, при UT > UbO3iip
Ef - Efyст (/ + 1 > + (£утек - Efуст (/ + 1)) ехр
(з.и)
где С/сраб, ^возвр — уставки срабатывания и возврата форсировки воз-
буждения генератора; £утах— максимальное напряжение возбуждения
при форсировке; £ууст/ , Ef уст(/ +1) — установившееся напряжение
132
на обмотке возбуждения перед запуском /-й, (/ + 1)-й очереди; при
пуске первой очереди £ууст1 = £у-х х; t — время, отсчитываемое с мо-
мента срабатывания или возврата форсировки возбуждения; 1утвк —
значение Ef в момент достижения Ur £7Возвр, обычно £утек ~ Efmax-
Для определения начального значения переходной ЭДС Е^ в (3.8)
и величин Efm&x, Ef усу , Efyct(j + 1) необходимо рассчитать устано-
вившиеся режимы генератора после запуска каждой из очередей и при
номинальной нагрузке. Учитывая, что в установившемся режиме вы-
раженные в относительных единицах ЭДС Eq и напряжение возбужде-
ния численно совпадают [см. уравнение (3.8)], можно записать
£/уст/ Eqj>' ^/уст(/+1) Eqj+\ >
(3.12)
•^/max *ф^н,
(3.13)
где Eqj, Eqn — значение ЭДС, индуктируемой в обмотке статора током
возбуждения, для установившегося режима перед запуском /-й очереди
и для номинального режима генератора; кф — кратность форсировки
возбуждения генератора. При пуске первой очереди генератор работает
вхолостую, поэтому
£<7 ~ Ед ~ Eq = £уусТ1 ~ ^уст/^б’ (3-14)
Рассмотрим порядок расчета исходного режима генератора и наг-
рузки.
1. По (2.42) с использованием выражений (2.38), (2.39) или непо-
средственно из графических зависимостей, построенных по данным
табл. 2.4, вычисляют текущие значения проводимостей запущенных
двигателей, считая их скольжения рабочими, определяемыми по (2.7).
2. Вычисляют эквивалентные проводимости АД с учетом сопротив-
ления присоединительного кабеля [индексы *(б) для сокращения запи-
си опущены]:
<7ДВ
^дв +
ДВ + f к) 2 + (Хдв + Хк)
^дв “
Одв + ^к)2 + (Хдв + Хк)
^ДВ _ ^ДВ
<цв “ — » ХДВ - —
^ДВ ^’дв
(3.15)
(3.16)
133
(3.17)
3. Определяют эквивалентные проводимости трансформаторов надеж-
ного питания относительно шин Ux:
гт + >э2
" 2 2 ’
(ГТ + ГЭ2) + (ХТ + *э2)
& _ хт + хэ2
(^т + Гэ2) + (*т + *32)
где
2<7дв + <7нг2
Гэ2 =________к______________________________
(L (Удв + <7нг2)2 + (^Ядв + ЙНГ2)2
к к
L Вдв + Йнг2
х = ____________(к) № ЭТ2_________________
ФСдв + <7нг2)2 + (?ч^да+ 6нг2)
Л (л)
В (3.18) ив последующем X означает суммирование по запущенным
к
двигателям.
4. Вычисляют активную и реактивную проводимости эквивалентной
нагрузки, подключенной к шинам :
> (3-18)
п
- S 6ДВ j + <7НГ j + Z GT;
к 1
п
В\ — 22?дв1 +^нг1
Л 1
(3-19)
Расчеты по пп. 1—4 выполняются не только при определении исход-
ного режима генератора, но и при расчете переходного процесса на каж-
дом шаге.
5. Вычисляют проводимости нагрузки на дизель-генератор (источ-
ник) относительно шин с напряжением UT:
гсв + г 1
Осв+ п)2 + (Лев + *1)2
*СВ + *1
(rCB + г 1 ) 2 + (Хсв+Х1)2
(3.20)
134
Рис. 3.2. Векторная диаграмма установив-
шегося режима синхронного генератора
в осях d, q, жестко связанных с его ро-
тором
где
_ G1 ______В1
Г1 G2i +В1’ Xl Gi+Bi
(3.21;
6. Из рис. 3.2, где изображена век-
торная диаграмма синхронного гене-
ратора в исходном установившемся
режиме, определяют угол сдвига
между током и напряжением у?нг:
W = arctg (B/G).
(3.22)
7. Определяют относительное значение реактивной составляющей
тока генератора (в долях номинального реактивного тока) и напряжение
на выводах генератора, поддерживаемое АРВ:
\/g2 + В2' Ur sin </7нг
(3.23)
Ц = (1-аД/р),
откуда
v
1 + ^ст х/*7 + В sin <^нг
иб sin<pnH
(3.24)
где о - статизм APB; UycT — уставка АРВ — напряжение, поддерживае-
мое АРВ на холостом ходу.
135
8. В соответствии с рис. 3.2 находят ЭДС за попер чной реактивностью
Eq и внутренний угол 5ВН:
ДЦ.= (Gr + Bx^Uf-, (3.25)
dUr = (Gxq-Br)UT\ (3.26)
eq = V(Ur + Ai/r)2 + (Wr)2'; (3.27)
6cr SBH = arctg . (3.28)
UT + Дс/Г
9. Определяют полный ток генератора и, используя рис. 3.2, его со-
ставляющую по оси d, затем ЭДС, индуктируемую в обмотке статора
током возбуждения, и переходную ЭДС:
1 = y/G2 +В2' Ur; (3.29)
Zj — — Z sin (£>вн + ^Рнг) j (3.30)
Eq -Eq -Id(Xd -xq); (3.31)
Eq = Eq+Id(xd -x'd). (3.32)
Значение Eq из (3.32) является начальным в (3.8), (3.9). Расчет
по (3.15)- (3.32) необходимо выполнить для холостого хода генератора,
его номинального режима и нагрузки, соответствующей запуску каждой
очереди. Начальные скольжения электродвигателей в (2.53) очевидны:
для запускаемых двигателей s = 1, для запущенных — определяются
по (2.7).
Для численного интегрирования уравнений (2.53), (3.9) необходи-
мо определить напряжения в узлах расчетной схемы на рис. 3.1.
Перейдем к определению напряжений и токов в переходном процессе.
Для снижения порядка системы алгебраических уравнений и определе-
ния на каждом шаге расчета напряжений на шинах первой (СД) и вто-
рой (t/2, ... , Un) ступеней каждого из ТИП используем описанный в
[19, 20] способ замещения реальных электродвигателей или не двигатель-
ной нагрузки с присоединительными кабелями и ТИП, эквивалентными
шунтами с параметрами, определяемыми формулами (3.19). При этом
d, q, составляющие Ult определяются из (3.33) второго порядка. Далее
можно найти напряжения на шинах второй ступени и каждого из элект-
родвигателей и тем самым определить по (2.53) изменение скольжения
каждого из электродвигателей.
136
Таким образом, при известных параметрах генератора (xrf, xQ),
сопротивлениях связи его с шинами (гсв, хсв), проводимостях
Bit определяемых формулами (3.19) с учетом зависимостей (3.15) —
(3.18) и ЭДС Eq, расчет электрического режима в схеме на рис. 3.1
выполняется в следующем порядке (в приводимых формулах символы
приведения к базисным условиям опущены).
1. Определяют составляющие d, q и модуль напряжения^ первой
ступени:
ai + «12^1 - 0;
а2 1 Ц/1 + «22^1 -Eq\
1 + (Xq +xCB)Bi + (г +rCB)G1;
а1 2 ~ (Xq +XCB)Gi — (Г + ГСв)Д1 \
в21 =- (xd +XCB)G1 + (Г + Гсв)^1;
«2 2 = 1 + <x'd +XCB)£j + (Г +rcB)GlJ
(3.33)
Д-«1 1«22 — «1 2«2 1 \ --a12^q\ ^2~all^q', (3.34)
д’ 4ql д? ^4 + Uqi’
(3.35)
2. Определяют ток генератора и напряжение на его выводах^
^d ~ GiUdi — ВiUqi; Iq ~ GiUqi +BlUdl ')
Gdr — Udi +XcIq ^fc^Id',
Gqr ~ Uqi — XCbId
UT = x/^r +^2r-
(3.36)
(3.37)
3. Определяют токи через каждый из трансформаторов надежного пи-
тания и напряжения на каждой секции второй ступени:
Zj GT Ud i Вх Uq ; IqT GT Uq j + B? Ud j j
Ud2 ~ Udi ~ ~ >
(3.38)
Ug2 Uqi +XiIdr —
137
^2 = Ud2+U2q2,
(3.39)
где GT, Вт определяются по (3.17) с учетом (3 18), (3.16), (3.15);
хт> гт - по формулам (3.5) ,(3 3), (3.4).
4. Вычисляют токи двигателей и напряжения на их выводах:
Л/ дв ~ <?дв^1 (2) — ^дв^?1 (2) »
>
Л?ДВ = ^дв6^1(2) +^дв^1(2)>
где6дв,2?дв определяются по (3.15), (3.16);
^/дв ^d\ (2) ^кЛ/дв ^"кЛ/дВ ,
^дв “ Uq 1(2) +лтсЛ/дв — 'к^/ДВ’
4ib ~>/^dKB + ^ДВ’
(3-40)
(3-41)
гдех гк определяются по (3.6).
После определения напряжения статора двигателей можно найти по
(2.48) их электромагнитные моменты Мощность на валу первичного
двигателя (дизеля) вычисляют по формуле
перв
(3-42)
где активная проводимость G определяется по (3.20) ; -Рпот — мощность,
расходуемая на покрытие потерь в запускаемых двигателях.
На основании изложенного расчет электромеханических переходных
процессов при ступенчатом пуске асинхронной нагрузки от автономного
генератора предлагается вести в следующем порядке.
1. Задают исходные данные по генератору и АРВ (STMtPTM, cos</>r н,
^4.н’ ^г.н> %d> Xq> %d> G ^ф> ^уст> ^рвб ^озвр> ^bJ > связи гене-
ратора с секцией надежного питания первой ступени (rCB, хсв, кл), по
каждому из трансформаторов надежного питания (5т , ДРК 3, ик, UOCH,
Ц>тв, &т)» по электродвигателям и механизмам СН (Рдв.н, C^b.h» cos <рн,
*7н, sH, kn, kM, ki, Tj , k3Tp, Мт, Мм, Мкл, пм, n^, px, p2), по присоеди-
нительным кабелям (rK, xK), по недвигательной нагрузке на каждой
из ступеней напряжения (Рнг, QnT, L/Hr н), по составу очередей нагрузки.
2. Определяют параметры. элементов расчетной схемы на рис. 3.1,
не заданные в исходных данных., параметры всех элементов приводятся
к базисным условиям. К числу таких недостающих параметров относят-
138
ся сопротивления трансформаторов надежного питания,
вычисляемые по формуле (3.5), проводимости запущенных двигателей,
определяемые по (2.42), (2.36), (2.39), (2.7) с использованием дан-
ных табл. 2.4.
С учетом выбора базисных величин (3.1) сопротивления генератора
не пересчитываются, проводимости двигателей приводятся по (2.42),
проводимости не двигательной нагрузки по (3.7), сопротивления транс-
форматоров по (3.3), (3.4) и сопротивления кабелей по (3.6). Инер-
ционные постоянные двигателей приводятся к базисным условиям
по (2.6).
3. Производится расчет исходного режима генератора и определение
начальных значений Eq, £ууст у перед запуском каждой очереди и при
номинальной загрузке, что дает возможность определить Ьутах- Началь-
ные значения скольжений для запущенных электродвигателей опреде-
ляются по (2.7), для запускаемых s - 1.
4. Рассчитывают процесс движения роторов электродвигателей при
запуске очереди методом последовательных интервалов (2.53).
При правильно выбранном составе очередей запуска двигатели, за-
пущенные в предыдущих очередях, не опрокидываются. Это дает осно-
вание для упрощения расчетов использовать (2.53) только для двигате-
лей запускаемой очереди, а для запущенных считать скольжение неиз-
менным, равным рабочему (2.7) . Для таких двигателей и проводимости
также считаются неизменными, равными определенным в п. 2. При
этом напряжения в расчетной схеме определяются с некоторым завы-
шением, а время пуска очереди оказывается преуменьшенным. Опыт
расчетов показал, что при неучете торможения ранее запущенных дви-
гателей при пуске следующей очереди погрешность в определении напря-
жения генератора и времени пуска не превышает 4 %.
Сокращение вычислительных затрат происходит и при неучете сопро-
тивления присоединительных кабелей, что вполне допустимо на напря-
жении 6 кВ.
На каждом шаге ДГ,- принимается следующая последовательность
вычислений:
а) по известным значениям скольжения двигателей по (2.40) или
(2.38) вычисляют , а по (2.41) или (2.39) fcfTeK*(H) i значения
^е*(н) и ^7тек*(н) МОГУТ быть определены и непосредственно из гра-
фиков, построенных для каждого двигателя по данным табл. 2.4. Далее
по (2.42) определяют проводимости всех включенных двигателей;
б) проводимости бдВ, Ддв вычисляют по (3.15), (3.16); 6Т, 2?т по
(3.17), (3.18); G^Br по (3.19) ;
в) по (3.20) —(3.30) выполняют расчет электрического режима,
значение Eq вычисляют по формуле, следующей из зависимости (3.32):
£<?= Eq -Id(xd-*d),
139
Таблица 3.1. Исходные данные электродвигателей и механизмов СН и
Механизм Оче- редь Марка элект- родвигателя t Лтв-Н’ кВт ^дв.н> кВ cos
Эквивалентная нагруз- ка трансформатора на- дежного питания (ТНП) I ЭКВ 04 1000 0,38 0,89
Насос технической воды охлаждения аппарата (НА) II АВ-17-39-15 1250 6,0 0,8
Насос охлаждения неава- рийной половины реак- тора (НОНН) III 2АЗМ-800/6000 800 6,0 0,91
Насос охлаждения аварий- ной половины реактора (НОАП) IV 2АЗМ-800/6000 800 6,0 0,91
Насос охлаждения аварий- ной половины реактора (НОАП) V 2АЗМ-800/6000 800 6,0 0,957
Насос спринклерно-охла- дительной системы (НСОС) VI А-113-4М 250 6,0 0,89
Насос контура охлажде- ния каналов СУЗ (НС) VII А-113-4М 250 6,0 0,89
Насос гидроиспытаний (НГИ) VIII А-113-4М 250 6,0 0,89
Трансформатор надеж- ного питания вентиля- ции (ТНПВ) IX* ЭКВ 04 1000 0,38 0,89
Насос расхолаживания реактора (HP) X* 2АЗМ-500/6000 500 6,0 0,92
*ТНПВ включается вручную после отключения НОАП; HP - Для всех механизмов - 2, р2 = 1. вручную после на
их распределение по очередям пуска
Vh SH ( 54* ' я и ^згр Ми Мел им ^кл
0,9 0,013 1,0 2,0 5,5 1,0 0,6 0,15 0,04 1,0 0,15 0,987
0,941 0,013 0,8 2,2 5,7 1,5 0,88 0,25 0,03 1,0 0,2 0,987
0,957 0,01 1,1 ♦ 1,9 5,2 1,6 0,9 0,24 0,022 0,35 0,33 0,8
0,957 0,01 1,1 1,9 5,2 1,6 0,9 0,24 0,022 0,35 0,33 0,8
0,957 0,01 1,1 1,9 5,2 1,6 0,9 0,24 0,022 0,35 0,33 0,8
0,92 0,013 1,3 2,5 5,8 1,5 0,96 0,25 0,03 1,0 0,15 0,987
0,92 0,013 1,3 2,5 5,8 1,5 0,88 0,25 0,03 1,0 0,15 0,987
0,92 0,013 1,3 2,5 5,8 1,6 0,8 0,24 0,022 0,35 0,33 0,8
0,9 0,013 1,0 2,0 5,5 4,0 0,6 0,12 0,04 1,0 0,15 0,98
0,955 0,006 1,2 2,1 6,0 1,6 0,9 0,2 0,03 1,0 0,15 0,98
чала расхолаживания. Для механизмов ТИП и ТНПВ гк = 0,004 Ом, хк = 0,0015 Ом.
причем значение Eq считается известным, определяемым из (3.9) на пре-
дыдущем шаге;
г) по (2.48) вычисляют электромагнитный момент , а по
(2.50) —(2.52) момент сопротивления для каждого из механиз-
мов СН;
д) по (3.10), (3.11) определяют значение срабатывание и воз-
раст форсировки возбуждения осуществляют по значению напряжения
статора генератора UT (3.37) ;
е) по (2.53), (3.9) определяют значения si + р Е' + х в начале сле-
дующего интервала.
Вычисления по пп. а—е повторяют до достижения всеми двигателями
критического скольжения, после чего можно считать переходный про-
цесс успешно завершившимся и в дальнейшем принимать скольжения
запустившихся двигателей равными рабочему (2.7).
Та б л и ц а 3. 2. Коэффициенты аппроксимационных выражений для электро
Механизм ^м/^п Группа двигателя М0,6 *70,6 */м SM
ТНП ТНПВ 2.0 3 1,04 5,06 3,19 0,0496
НА 2,75 2 0,928 5,36 3,192 0,055
НОНП НОАП 1,73 3 1,144 4,784 3,016 0,0351
НСОС, НС, НГИ, HP 1,92 3 1,35 5,34 3,36 0,0623
142
Опыт расчетов показал, что допустимым интервалом времени являет-
ся Aff = O,l ^0,2с. После срабатывания форсировки возбуждения и ее
проявления, заключающегося в прекращении резкого нарастания напря-
жения статора генератора, расчетный интервал можно увеличить, а при
подходе какого-либо двигателя к критическому скольжению снова
уменьшить.
Покажем применение разработанной методики на примере расчета
переходных процессов при ступенчатом пуске нагрузки надежного пи-
тания блока РБМК-1000 [1] от дизель-генератора,
Исходные данные электродвигателей и механизмов СН, их распределе-
ние по очередям пуска при максимальной проектной аварии приведены
в табл. 3.1.
Исходные данные по остальным элементам схемы на рис. 3.1 сле-
дующие:
1) генератор: 5Г.Н = 6875 кВ • А; Рт н = 5500 кВт; cos = 0,8;
t/r.H = 6,3 кВ; ргн = 0,97; xd = 0,976; xq = 0,56; x'd = 0,207; г = 0,025 Ом;
кф ~ 1,8; о = 0,04; (7уст = 6,3 кВ; TdQ - 3,13 с; Тв = 0,5 с;
2) связь ДЭС с РУСН 6 кВ: гсв = хсв = 0, &Т1 = 1;
3) трансформаторы надежного питания (ТНП) и ТНП вентиляции:
5Т.Н = 1000 кВ • А; 0,055; АРКЗ = 11,2 кВт; Госн=6,ЗкВ; (/отв =
= 6,3 кВ; кт2 = 6,3/0,4;
4) недвигательная нагрузка отсутствует.
Произведем расчет ступеней автоматического нагружения I — VIII
(табл. 3.1). Наибольшее внимание сосредоточим на пуске второй очере-
ди, считая первую ступень уже запущенной. Расчетная схема задачи
в соответствии с табл. 3.1 приведена на рис. 3.3.
Как и при расчете самозапуска, подготовительный этап состоит в
определении группы асинхронных двигателей на основе табл. 2.4 и за-
полнении на ее основе граф ki()t6, к;м в табл. 3.2. В зту таблицу
магнитного момента и тока двигателей
а Ь С а 3 d кб TJ*(б)
0,0975 0,907 12,37 1,195 0,1945 2,791 0,179 0,145
0,397 1,374 13,27 1,444 0,169 2,594 0,213 0,273
0,0975 0,633 11,42 1,126 0,186 2,61 0,134 0,168
0,0936 0,835 12,51 1,258 0,201 2,654 0,0436 0,545 .
143
заносим также определенные по (2.39) —(2.41) значения коэффициен-
тов а, Ь, с, a, 0,d.
Приведем формулы для расчета электромагнитных моментов и
кратностей токов эквивалентного двигателя 0,4 кВ нагрузки ТНП
(ЭКВ 0,4), двигателей НА, НОНН, НОАП, используя данные табл. 3.2.
1. Двигатель ЭКВ 0,4:
При sM <8<1
Л/е*(н) = 1(1 +0,0975(1 -8) +0,907 ехр(12,37(0,0496 - s)));
5,5
^1ТвК»(н) ————— 1,195
1 + 0,1945 (In (1/s)
При 0 < 8 < 8М
* ' 8/0,04964 + 0,04964/8
/сгтек+н = 56,23s + 0,399(1 - ехр(-з2/0,0 1332)).
2. Двигатель НА:
при sM < s < 1
^♦(н) = °,8(i+0,397(1-s) + 1,374 ехр(13,27 (0,055 -s)));
к = 5,7 .
1+о,169 (InaM)1-444 ’
при 0 < 8 < 8М
4 4
;
8/0,0553 + 0,0553/s
(/ 2 \ \
1 - exp I - -------) ) .
\ 0,000177 / /
3. Двигатели НОНП, НОАП:
при 8м < s < 1
7Ие*(н) = 1,1 (1 + 0,0975(1 -8) + 0,633 ехр(11,42(0,0351 -s)));
к1 = ..5,2 , _ .
heK‘<"> 1 +0.186(ln(lW)*-1M ’
144
при 0 <s <sM
J - j v^w JJ X
0,0351 s
/ / V2 \ \
^1тек*<и> ~ 74,369s + 0,406 I 1 - exp ( —----------1 | .
!I W \ г у Q 00()1 j j
Далее выполняем расчет параметров сети и приведение величин к базис-
ным условиям.
В соответствии с (3.1) выбираем S6 - 6,875 MB - A; U6 = 6,3 кВ; =
= А8-7?- = о,63 кА; Z6 = 6,32/6,875 = 5,773 Ом.
уЗ 6,3
По (3.3) —(3.5) определяем параметры трансформатора 6/0,4 кВ:
*^2- = о,0112; uD = Vo,O552 - 0,0122' = 0,05385;
1000 ' р
гж»(б) = °>0112 — ~ (— Г = °’0077;
**<б) 1,0 \ 6,3 /
*Г.(6) =0,05385 Щ5 ( ||
2
= 03702.
Приводим к базисным условиям сопротивление присоединительного
кабеля двигателя ЭКВ 0,4 по (3.2), (3.6) :
' =0,004 -^52- = 0,172;
^.(б)= 0,0015 = 0,064.
По (2.42) вычисляем коэффициенты приведения к базисным усло-
виям проводимостей двигателей кб и также заносим в табл. 3.2. По
(2.6), (2 7) приводим инерционные постоянные агрегатов СН 7}
(табл. 3.1) к базисным условиям и заносим полученные значения в
табл. 3.2.
Проводим расчет режима генератора при номинальной нагрузке
для определения Е^тйК.
145
В номинальном режиме к шинам 1 подключена нагрузкаР- 5500 кВт;
Q - 5500 • 0,75 = 4125 кВ - А. Тогда в соответствии с (3.22), (3.7)
имеем:
/ Ц'н \ / 6 3 \ 2
G= q = cos^ —= о,8 I = 0,882;
нг гн \ (лнг н / ’ \ 6,0 /
/ Urn \ / А 3 \ 2
В = Z> = Sin </>„ ( ——- = 0,6 44 = 0,661;
^нг.н/ I 6’°/
</>„-= arctg = 36,85° = 36°50'57”.
нг 6 0,882
По (3.24)-(3.32) имеем:
UT = --------1——-°-----------------------= 0,958;
V0.8822 + 0,6612' sin 36,85°
1 + 0,04 1 -----------------------
0,6
= 0,661 • 0,56 • 0,958 = 0,355;
8Ur = 0,882 • 0,56 • 0,958 = 0,473;
Eq = 4(0,958 + 0,355)2 + 0,4732 ’= 1,396;
^вн = arctg
0,473
0,958 + 0,355
19,81°;
Td= -V 0,8822 + 0,6612 ’ 0,958 sin (36,85 + 19,81) = -0,882;
Eq„ = 1,396 + 0,882(0,976 - 0,56) = 1,763;
^max = 1,8-1,763 = 3,17.
Рассчитываем установившийся режим генератора после запуска пер-
вой ступени, перед пуском второй. Рабочее скольжение запущенного
двигателя ЭКВ 0,4:
«р = ^згр sH = О»6 • 0,0133 = 0,00798.
Тогда по формулам аппроксимации для s < sM имеем
0,00798 + 0,0496
0,0496 0,00798
= 0,627;
146
= 56,23'0’00798 + 0,399
1 — exp
-O.OO7982 \ 1
0,000177 / J
= 0,569.
По (2.42) вычисляем проводимости включенного двигателя ЭКВ 0,4:
<7*(б) = 0,627-0,1791 =0,112;
= J 1-^69\ 2 _ о,6272 - 0,1791 = 0,0224.
\/ \ 0,89 /
По (3.15), (3.16) вычисляем проводимость двигателя ЭКВ 0,4 с
учетом сопротивления присоединительного кабеля:
ДВ
0,112
0,1122 + 0.02242
= 8,585;
ДВ
0,0224
0,1122 + 0,02242
= 1,717;
8,585 + 0,172
G
ДВ (8,585+ 0,172) 2 + (1,717 + 0,064)2
-0,1097;
п - 1,717 + 0,064
-------------------- _ 0,0223.
(8,585 + 0,172)2 + (1,717 +0,064)
По (3.18) определяем эквивалентные сопротивления ТИП относительно
шин t/j:
2(7ДВ = 0,1097; 25дв = 0,0223; <?нг2 = *нг2 = 0;
г =---------9з1°Л7-----= 8,757;
0Д0972 + 0,02232
0,0223 _ ,
Хэ2---------2-------Г ~
0,1097 + 0,0223
Заметим, что поскольку на шинах находится всего один двигатель,
очевидно, гэ2 = 8,585 + 0,172 = 8,757; хэ2 = 1,717 + 0,064= 1,78.По (3.17)
вычисляем эквивалентные проводимости ТИП:
G =£’9°L7 t BJ 57------------------------- = од078;
Т (0,0077 + 8,75 7) 2 + (0,37 + 1,78) 2
147
д
___________0,37 + 1,78
(0,0077 + 8,757) 2 + (0,37 + 1,78) 2
= 0,0268.
Дальше применяем формулы (3.19) —(3.21). Очевидно,
Cl = <7Т; Bi = ВТ; G = GT = 0,1078; В = Дт = 0,0268
Рассчитаем режим генератора по (3.22) - (3.32):
0,0268
<£нг arctg ------—— = 13,96 ;
нг 0,1078
CJ. =-------------------1 -----------------------= 0,998;
1 + 0 04 v°’10782 + 0,02682 sin 13,96°
0,6
диг = 0,0268 • 0,998 0,56 = 0,015;
MJr = 0,1078 - 0,56 • 0,998 = 0,0602;
Eq = 7(0,998+ 0,015) 2 +0,06022 = 1,0148;
£ - 0,602 О
бвн ~ arctg------------------= 3,4 ;
0,998 + 0,015
Id = - \/0,10782 + 0.02682' • 0,998 sin(3,4° +13,96°) = -0,0331;
Eq = 1,0148 + 0,0331 (0,976 - 0,56) = 1,0286;
Eq = 1,0286 - 0,0331 (0,976 - 0,207) « 1,003;
%ст2= h0286.
Аналогично рассчитываем установившийся режим после пуска вто-
рой ступени (перед пуском третьей). Рабочее скольжение НА
sp = 0,88 • 0,0133 = 0,0117;
4,4
^е*(н) ~ '———————
0,0177 ( 0,0553
0,0553 0,0177
0,891;
148
= 46,964.0,0117 + [1~exp(- oooJm'j2]1 °’869;
g.(6) = 0,891 • 0,213 = 0,189;
Ь.(б) = 0,213 2 — 0.8912 =' 0,1327.
Эквивалентные проводимости трансформатора 6/0,4 кВ берем из пре-
дыдущего установившегося режима после пуска первой ступени:
=0,189+0,1078 = 0,297; Вг =0,133+0,0268 = 0,1598;
G = Gt= 0,197; В = ВХ = 0,1598.
Далее по (3.22) —(3.32) рассчитываем установившийся режим генерато-
ра после пуска второй ступени:
. 0,1598 _ оса1о
<^иг = arctg- 28,31 ;
Ц,=----------------------1__------------------= 0,989;
t + 04 Уо,2972 + 0,1598^ Sin 28,31°
0.6
ДЦ- = 0,1598 • 0,56 • 0,989 = 0,089;
8Ur = 0,297 • 0,56 • 0,989 = 0,164;
Eq = V (0,989 + 0,089)2 + 0,1642' = 1,09;
я 0,164 o „
BH “ arctg 0,989+ 0,089 8,65 ’
Zd= - Vo,2972 + 0Д 5982'-0,989 sin(28,31 + 8,65) = -0,199;
Eq = 1,09 т 0,2(0,976 - 0,56) = 1,173;
Eq = 1,173 - 0,2(0,976 - 0,207) = 1,019;
Е/уст3 = 1,173.
Аналогичные расчеты проводятся и для других очередей нагрузки,
включая предпоследнюю, причем перед запуском нагрузки ТНПВ и HP
нужно учесть отключение одного насоса НО АП (табл. 3.1, 3.2).
149
Наконец, рассчитываем методом последовательных интервалов пуск
нагрузки второй ступени — насоса НА Порядок расчета изложен в
§ 3 2 и начинается с п. 4 — с использования (2.53). Начальные значения
скольжения двигателей ЭКВ 0,4 и НА равны соответственно 0,0078 и
1,0; начальное значение £^= 1,003. Результаты расчета, выполненного
с шагом 0,2 с, приведены в табл. 3.3. Результаты округлены до
трех значащих цифр после запятой. По результатам расчета пуска каждой
из ступеней построены графики — рис. 3.4 (пунктир).
Совпадение с приведенными на том же рисунке результатами расче-
та по точной методике, основанной на использовании дифференциаль-
ных уравнений Парка—Горева [19, 38] (сплошные линии), вполне удов-
летворительны. На рис. 3.4 показана также мощность нагрузки на ди-
зель-генератор в процессе пуска очередей. При номинальной частоте
вращейия эта величина численно равна в относительных единицах элек-
тромагнитному моменту генератора и определяется по (3.42), аналогич-
ной (2.48) с использованием эквивалентной активной проводимости
нагрузки G [см. (3.20)]. Как и следовало ожидать, наибольшего значе-
ния в каждой очереди эта величина достигает при прохождении двига-
телями критического скольжения. Ни в один из промежутков времени
даже кратковременно нагрузка на первичный двигатель не превышает
номинальную. При пуске двух первых очередей имеет место кратко-
временное несоблюдение норм по качеству напряжения, но тем не менее
пуск оказывается успешным.
Расчеты показали [38, 39], что при одновременном запуске несколь-
ких электродвигателей в одной ступени они проходят критическое
скольжение не одновременно. Это является следствием различия в инер-
ционных постоянных агрегатов СН, в кратностях пусковых и максималь-
ных моментов, в характере зависимости момента сопротивления от
частоты вращения, в коэффициенте загрузки. Тем самым уменьшается
кратковременная нагрузка на генератор и первичный двигатель по срав-
нению с одновременным завершением пуска близких по своим парамет-
рам агрегатов СН или одной и той же суммарной мощности. Последнее
обстоятельство можно использовать для сокращения числа очередей
пуска нагрузки надежного питания. Необходимым условием успешности
такого пуска является увеличение кратности форсировки возбуждения;
при £ф > 2,5 можно запустить в одну ступень асинхронные двигатели
равной с генератором номинальной мощности.
С ростом кратности форсировки нагрузка на генератор возрастает,
но продолжительность перегрузки во время прохождения двигателями
критического скольжения уменьшается. В результате снижение частоты
вращения дизель-генератора из-за перегрузки может оказаться даже
меньшим, чем при меньшей кратности форсировки.
Пуск одиночного двигателя соизмеримой с автономным источником
мощности, происходит тяжелее чем нескольких двигателей равной сум-
150
о
t I
Таблица 3-3. Результаты расчета пуска нагрузки от дизель-генератора методом интервалов
Параметр режима Время Г, с
I I I
t I <
I. I I
еч m
0,771 0,681 0,699 0,715 0,747 1,194
0,773 0,885 0,703 0,719 0,751 1,208
Продолжение табл. 3.3
Рис. 3.4. Переходный процесс при пуске первых четырех ступеней нагрузки в соот-
ветствии с табл. 3.1
марной мощности, как в части нагрузки на генератор и первичный
двигатель, так и в особенности при преодолении момента трогания.
Некоторые АЭС располагаются вблизи гидростанций, агрегаты кото-
рых при тяжелых системных авариях, связанных в том числе и с обес-
точиванием распределительных устройств АЭС, можно использовать для
резервирования дизель-генераторов и даже обеспечить с их помощью
функционирование большего числа систем, чем это нужно для аварийно-
го расхолаживания при обесточивании, вплоть до автономного пуска
блока.
Известно, что ГЦН с большой инерцией маховых масс должны обес-
печить переход на режим естественной циркуляции при аварийном обес-
точивании без явлений кризиса теплосъема [2]. В связи с ограничен-
ными данными по режиму естественной циркуляции и желанием создать
более благоприятные условия аварийного расхолаживания при обесто-
чивании АЭС очень важна возможность пуска и длительной работы
ГЦН, что осуществимо при использовании в качестве аварийных источ-
ников питания, помимо дизель-генераторов, еще и агрегатов близлежа-
щей ГЭС.
В [38] приведены результаты расчета и натурных испытаний ступен-
чатого пуска от гидрогенератора мощностю 52 МВ - А через ВЛ НО кВ
длиной 70 км и пускорезервный трансформатор мощностью 63 МВ • А
двух ГЦН блока РБМК-1000 (табл. 2.13). Время пуска составило от
153
14 до 17 с при минимальном напряжении на секциях СН 6,3 кВ от 0,68
до 0,65 номинального. Для сравнения, время пуска ГЦН по нормаль-
ной схеме электроснабжения составило 12 с при наименьшем напряже-
нии 0,8 номинального. Это говорит о допустимости применения высоко-
маневренных агрегатов ГЭС, в особенности при наличии нескольких гид-
роагрегатов, для электроснабжения в аварийных условиях даже‘элект-
ро двигателей с такими тяжелыми условиями пуска, как ГЦН.
Разработанная методика, так же как и более точная, описанная в
[19, 38], позволяет рассчитать и упомянутый в § 3.1 аварийный режим,
когда после включения дизель-генератора на параллельную работу с
энергосистемой через трансформатор СН происходит аварийное отклю-
чение его рабочего ввода и на дизель-генератор оказывается включенной
нагрузка как секции надежного питания 6,3 кВ, так и связанной с ней
перемычкой с двумя выключателями (см. рис. 1.1,2.6) секции 6,3 кВ нор-
мальной эксплуатации. Поскольку нагрузка секции 6,3 кВ нормальной экс-
плуатации в несколько раз больше мощности дизель-генератора, даже в
начальный момент эквивалентная проводимость нагрузки относительно
шин с напряжением UT резко увеличится (3.20), что вызовет лавинооб-
разное снижение напряжения [см. (3.33)— (3.37) ]. Благодаря этому
эффекту дизель-генератор в какой-то степени предохранит себя от
чрезмерной перегрузки (3.42).
Действительно, начальное значение Е' в (3.33) определяется нагруз-
кой дизель-генератора до отключения рабочего ввода (0,3—1,0Рг н),
и, несмотря на действие форсировки возбуждения (3.10), при большой
проводимости двигательной нагрузки (3.20) даже при рабочем скольже-
нии (2.7) имеет место значительное понижение напряжения. В даль-
нейшем, по мере увеличения скольжения двигателей, их проводимость
возрастает еще сильнее по мере приближения к критическому скольже-
нию, что вызывает лавинообразное снижение напряжения, пока дизель-
генератор не отключится от электрических или технологических защит.
Таким образом, расчет методом интервалов позволяет определить
токи, напряжения и электромагнитные моменты от возникновения опас-
ного режима вплоть до его устранения.
Расчет 'показал, что рассматриваемый режим не представляет опас-
ности ни для первичного двигателя, ни тем более для электрообо-
рудования. Система параметрически защищает себя от недопустимых
перегрузок благодаря размагничивающему действию реакции якоря и
снижению напряжения, несмотря на действие форсировки возбуждения. •
После затухания сверхпереходных токов и связанных с ними динами-
ческих моментов на валу кратковременная перегрузка первичного
двигателя не превышает 50 %. Таким образом, данный режим вызывает
меньшие возмущения, чем трехфазное КЗ на выводах генератора, на
что последний рассчитан.
154
3.3. Определение мощности дизель-генераторов
систем надежного питания
Мощность дизель-генератора при ступенчатом пуске асинхронной
нагрузки выбирают по мощности, потребляемой электродвигателями
(^потрг) и возрастающей с пуском очередной ступени. Должно выпол-
няться условие
у Р Р
потр/ ^НДГ’
(3.43)
где ист — число ступеней пуска; Р* — номинальная нагрузка дизель-
генератора.
Значение Рпотр определяется по мощности на валу насосного агре-
гата Рнас с учетом КПД электродвигателя г]н или по номинальной мощ-
ности двигателя н, его коэффициенту загрузки и КПД:
Р
потр
^°нас _ ^дв.н ^згр
‘Пн
^нас *нас^нас
^нас ^ср п
Z ^нас 1
^нас
(3.44)
(3-45)
где Дгнас — повышение энтальпии в насосе; ^нас — производительность
насоса; Дрнас — дифференциальный напор насоса; гср — средний удель-
ный объем перекачиваемого теплоносителя на входе в насос при сред-
нем давлении, равном полусумме давжений на всасывании и нагнетании.
По (3.43), (3.45) определяются мощности, потребляемые двигателя-
ми по завершении операции пуска соответствующей ступени. В то же
время в процессе пуска очереди, в особенности при прохождении отдель-
ными электродвигателями критического скольжения, нагрузка на ди-
зель-генератор может кратковременно увеличиться по сравнению с ус-
тановившимся режимом (см. рис. 3.4). Для дизель-генераторов сущест-
вуют заводские характеристики допустимых предельных нагрузок.
Определение нагрузки в процессе пуска асинхронных двигателей
представляет сложную и трудоемкую задачу [см. (342) и график для
.Рна рис. 3.4]. Пусковую мощность двигателя можно оценить на основе
мощности, потребляемой в установившемся номинальном режиме
155
Таблица 3. 4. Определение нагрузки на дизель-генератор при ступенчатом пуске
Оче- редь пуска Механизм р ДВ.Н’ кВт р •'нас* кВт р ‘потр’ кВт COS(4iyCK’ р пуск» кВт Установив- шаяся мощность ступени / = / ^потр/ > кВт Пусковая мощность /=/“1 * Z + 1 = i потр р + пуск/ ’ кВт
I Эквивалентная наг- рузка трансформатора надежного питания (ТНП) — — 660 0,26 1780 660 1780
11 Насос технической воды охлаждения аппа- рата (НА) 1250 1096 1170 0,22 2080 1830 2740
III Насос охлаждения неаварийной половины реактора (НОНП) 800 740 774 0,3 1430 2604 3260
IV Насос охлаждения аварийной половины реактора (НОАП) 800 740 774 0,3 1430 3378 4034
V Насос охлаждения аварийной половины реактора (НОАП) 800 74Л 774 0,3 1430 4152 4808
VI Насос сплинклерно-ох- ладительной системы (НСОС) 250 248 270 0,31 550 4422 4702
VII Насос контура охлаж- дения каналов СУЗ (НС) 250 240 261 0,31 550 4683 4972
VIII Насос гидроиспытаний (НГИ) 250 237 258 0,31 550 4941 5233
IX Пожарный насос (ПЖН) 250 204 222 0,31 550 5163 5491
X Трансформатор надеж- ного питания вентиля- ции и УПАК (ТНПВ) * — 600 0,26 1780 4989* 6169*
XI Насос расхолаживания реактора (HP) * 500 278 395 0,33 ИЗО 5384 6119
♦ТНПВ и HP включаются вручную после отключения одного из насосов НОАП.
(^дв.нАи) коэффициентов мощности номинального coS(£H, при пуске
cos <^nycR и кратности пускового тока к, :
Р
пуск
-Рдв.н cos 1пуск fy
7?н cos^H
(3.46)
Тогда пусковая мощность на каждой из ступеней пуска определяется
как сумма мощностей, потребляемых в установившемся режиме ранее
запущенными двигателями, и пусковой мощности двигателей, запускае-
мых в данной ступени. При этом должно выполняться условие
i=l-i
^потр/ +^пуск/
р
Х ДОП. Д-Г ’
(3.47)
где Рдоп д_г — нагрузка, допускаемая на дизель-генератор в переход-
ном процессе, как правило,Рдоп#д.г >Рн.д.г-
Значение cos определяется из формулы
cos с
^пуск
7?н cos <*п + 0,025*/)
(1 —
(3.48)
где к — кратность пускового момента.
В виде примера в табл. 3.4 приведено определение по (3.47) нагруз-
ки на дизель-генератор при ступенчатом пуске. Состав нагрузки анало-
гичен рассмотренному ранее (см. табл. 3.1). Можно сделать вывод о
допустимости применения дизель-генератора мощностью 5600 кВт.
Пусковая мощность, определяемая по (3.46), является величиной
условной, так как в процессе пуска напряжение снижается. Поэтому пос-
ле предварительного распределения нагрузки по ступеням пуска на
основе (3.47) и табл. 3.4 можно уточнить допустимую нагрузку на
дизель-генератор по методике (3.1) —(3 42), если сформулированы
требования по значению и времени отклонения частоты и напряже-
ния [37].
3.4. Частотный пуск асинхронной нагрузки
от дизель-генераторов
Нормы технологического проектирования АЭС [2] рекомендуют
осуществлять набор нагрузки дизель-генераторами ступенями или мето-
дом частотного пуска. Как показано в § 3.2, ступенчатый пуск характе-
ре
ризуется резкими колебаниями напряжения, тока, вращающих момен-
тов в системе автономный источник — асинхронные двигатели.
Как уже отмечалось, улучшение условий пуска асинхронных двига-
телей от генератора соизмеримой мощности может быть достигнуто
улучшением параметров генератора и электродвигателей, введением
запаса по мощности генератора, повышением коэффициентов загруз-
ки электродвигателей, применением быстродействующих систем воз-
буждения с высокой кратностью форсировки.
Все эти меры приводят к повышению кратности пусковых токов,
к увеличению динамических усилий на валах механизмов, а также могут
вызвать недопустимую перегрузку первичного двигателя.
Принципиально иным способом улучшаются условия работы авто-
номных систем электроснабжения при использовании частотного метода
запуска, расчетная схема которого приведена на рис. 3.5.
Частотный пуск асинхронной нагрузки от генератора, частота враще-
ния которого плавно повышается, представляет собой режим, обрат-
ный выбегу. Если регулировать напряжения генератора пропорциональ-
но частоте вращения и не создавать больших ускоряющих моментов на
валу, можно рассчитывать на плавный, без значительных пусковых токов
и падений напряжения на сопротивлениях питающей сети и генератора,
пуск нагрузки с мощностью, близкой или даже большей номиналь-
ной мощности генератора, что в условиях ступенчатого пуска невоз-
можно. Так, при испытаниях был осуществлен успешный частотный
пуск от дизель-генератора 15Д100 (Рн = 1600 кВт) группы из шести
асинхронных электродвигателей суммарной мощностью 2270 кВт при
*ЗГР = 0,61 [40].
На рис. 3.6 построены кривые, полученные при частотном запуске
циркуляционного насоса с электродвигателем АВ-16-41-12К (^двн~
= 1000 кВт; ^згр=0,95; Л7Т = О,15) от того же дизель-генератора воз-
бужденного в момент пуска от постороннего источника с током возбуж-
дения, составляющим 0,6 тока холостого хода. После прохождения по-
рога самовозбуждения происходит самостоятельный переход на штат-
ную систему возбуждения.
Асинхронный частотный пуск на-
чинается с подачи возбуждения от
постороннего источника на ротор
неподвижного генератора. Статор-
ные обмотки генератора и запуска-
емых двигателей электрически сое-
Рис. 3.5. Расчтеная схема частотного пуска
асинхронной нагрузки от дизель-генера-
тора
159
Рис. 3-6. Изменение частот вращения, токов и напряжений при частотном пуске от
дизель-генератора асинхронного двигателя соизмеримой мощности с кратностью
ослабления возбуждения в момент пуска по отношению к возбуждению XX, рав-
ной 0,6:
1 - частотный пуск, эксперимент (—); 2 - пуск на холостом ходу, экспери-
мент (- •-); 3 - расчет (-)
диняются через секцию СН надежного питания при неподвижных ро-
торах машин (см. рис. 3.5). Далее обычным путем запускается первич-
ный двигатель автономного генератора.
Если обеспечить достаточное начальное возбуждение и не создавать
больших ускоряющих моментов на валу первичного двигателя, то
роторы асинхронных двигателей с малым скольжением, значительно
меньшим критического, следуют за ротором ведущей машины. При
этом токи и электромагнитные моменты во всех двигателях и в гене-
раторе меньше номинальных, что благоприятно как для электрообору-
дования, так и для первичного двигателя (см. рис. 3.6).
При использовании в качестве первичного двигателя дизель-генера-
тора трогание и последующий разгон электродвигателей до начала вос-
пламенения рабочей смеси начинаются за счет энергии стартового устрой-
ства дизеля, вращающийся момент которого 7Ист преодолевает суммар-
ный тормозной момент сопротивления механизмов при нулевой час-
тоте вращения (см. рис. 3.6).
160
При подготовке к испытаниям были сделаны необходимые переклю-
чения в схеме автоматики дизель-генератора и РУ СН 6 кВ, позволяющие
включить АГП и выключатель дизель-генератора при остановленном
агрегате и включенном секционном выключателе 6 кВ, включать источ-
ник независимого возбуждения для генератора СГДС-15-74-8, посколь-
ку его рабочий возбудитель в начальной стадии частотного пуска не
развивает напряжения на генераторе, достаточного для преодоления
статических моментов сопротивления на валах ведомых электродви-
гателей, и делает частотный пуск неуспешным.
Источник независимого возбуждений — аккумуляторная батарея
стартерного типа — включался к обмотке возбуждения генератора
через разделительные диоды и контактор в момент подачи команды
на пуск агрегата пневматическим стартерным "устройством. Ток на-
чального возбуждения в первых экспериментах для предосторожности
устанавливался на неподвижном роторе близким к току при XX генера-
тора.
При испытаниях операции частотного пуска предшествовала пред-
пусковая прокачка топливом и маслом электронасосами постоянного
тока длительностью около 30 с (рис. 3.6) для достижения в масляной
системе давления 0,3 • 105 Па, которое разрешает открываться клапанам
пускового воздуха. При достижении частоты вращения устойчивого вос-
пламенения (зажигания) рабочей смеси (изаж = 45 т 80 об/мин) проис-
ходит быстрый разгон до устойчивой частоты вращения на XX (^ст =
~ 400 ± 20 об/мин). При п ~ 350 ± 25 об/мин отключаются электродви-
гатели предпусковой прокачки и прекращается подача стартового воз-
духа.
На участке разгона до зажигания топлива трогание ведомых электро-
двигателей происходит за счет стартового устройства, вращающий мо-
мент которого Л/старт преодолевает суммарный момент сопротивления
механизмов Мс. Участок разгона от нзаж до ИуСТ составляет около
4 с (см. рис. 3.6). Здесь же происходит постепенный переход на рабо-
чее возбуждение генератора с включенным АРВ и запирание источника
независимого возбуждения. Последующий разгон до синхронной частоты
вращения (750 об/мин) длится около 25 с, ток возбуждения под дейст-
вием АРВ быстро увеличивается, и рост напряжения в относительных
единицах превышает рост частоты вращения Отметим, что для успеш-
ного частотного пуска механизмов достаточно обеспечить после тро-
гания роторов двигателей рост напряжения, пропорциональный час-
тоте вращения.
Общее время разгона системы дизель-генератор—механизмы соста-
вило 30 с от момента подачи сжатого воздуха, что дало экономию вре-
мени, требуемого на весь процесс ступенчатого пуска, и, следователь-
но, ускорило готовность механизмов системы безопасности выпол-
нить свои защитные функции.
161
Процесс частотного пуска практически на всей стадии, за исключе-
нием небольшого начального участка, происходит почти при неизменном
токе, близком в относительных единицах к коэффициенту загрузки,
и при близком совпадении частот вращения двигателей и генератора,
отличающихся на величину скольжения роторов двигателей относитель-
но вектора питающего напряжения
^дв.отнг ~ (хдвг ~ ^)/(1 +
где $,$цв1- — скольжение роторов генератора и электродвигателей отно-
сительно синхронной оси.
Существенное отличие частотного пуска от ранее рассмотренных пе-
реходных процессов состоит в том, что он начинается при нулевой час-
тоте питающего' напряжения и поэтому нельзя пренебрегать активным
сопротивлением статорных цепей и ЭДС скольжения. Это обстоятельст-
во в сочетании с достаточно высоким порядком дифференциальных
уравнений не позволяет рассчитать частотный пуск упрощенными мето-
дами, как это сделано для ступенчатого пуска.
Уравнения переходных процессов частотного пуска асинхронной наг-
рузки в схеме на рис. 3.1 целесообразно записать в осях d, q, жестко
связанных с ротором питающего генератора, при пренебрежении транс-
форматорными ЭДС и учете ЭДС скольжения, активных сопротивлений и
быстропереходных процессов в демпферных контурах асинхронных
двигателей. Из-за трудностей, связанных с моделированием насыщения и
изменением параметров демпферных контуров в условиях изменения
частоты напряжения от нуля цо номинальной, целесообразно использо-
вать математическую, модель асинхронного двигателя с тремя эквива-
лентными демпферными контурами с постоянными параметрами в
каждой из осей d, q [19, 28, 40].
Поскольку пуск начинается при нулевой частоте, необходимо учи-
тывать ветвь намагничивания трансформаторов в схеме на рис. 3.5.
Система дифференциальных уравнений асинхронного частотного пус-
ка при записи уравнений переходных процессов в осях d, q, жестко
связанных с ротором питающего генератора, при пренебрежении транс-
форматорными ЭДС и неучете демпферных контуров генератора состоит
из уравнений движения системы и каждого из электродвигателей, урав-
нений переходных процессов в цепи возбуждения генератора, в авто-
матическом регуляторе возбуждения и в демпферных контурах асин-
хронных двигателей, уравнений для суммарного сигнала от гибкой ц
жесткой обратных связей регулятора скорости, движения штока гидрав-
лического исполнительного двигателя топливной рейки направляющего
аппарата:
ps= —L (Мперв-Л/е); (3.49)
162
8 Г
j. (^ropMi -^4дв/ )» (3.50)
V дв/
Р<= —L (£/-£•«) ; (3.51)
Tdo
pEf = J- (Efo+kuAU+kjI-Ef)-, (3.52)
^B
0 < Ef < ftmax.
если ft < ftB,TO kv = k,= 0 и Ef0= EqnycK (£„,„);
если Ux > UCB, то ky=P 0, kj -E 0 и E?Q = J;
P^rdpiBi ^Рдв/^дв/ + ws (5дв/ — s) ^rqp.Bi ’ (3.53)
V^rqpjai ~ ^sPp^i^dp,ai ~ (sдв1 “ s) ^rdnsi > (3.54)
Pi = 0p М1ИЦ+ j- 0Д.'ид - 0; (3.55)
Р^гид = V A (3.56)
Js
где 7Иперв, Me, Меяв}-, 7Иторм1- — моменты первичного двигателя, элект-
ромагнитные генератора и двигателей, тормозной механизмов; TJ}
TjaB i ~ инерционные постоянные генератора с первичным двигателем и
агрегатов двигатель — механизм; 7^0, Тв — постоянные времени обмот-
ки возбуждения и возбудителя; E^,Eq — переходная ЭДС и ЭДС, индук-
тируемая в фазах статора генератора; Ef — напряжение на кольцах
ротора; к у, kj — коэффициенты регулирования в каналах по откло-
нению напряжения и тока статора; Ц.в — напряжение начала устойчи-
вого самовозбуждения, при котором происходит переход с посторонне-
го источника на штатную систему возбуждения; ф Фгдяв! ~ пото'
косцепления эквивалентных демпферных контуров; £ддВ^, E^Bi —
ЭДС, индуктируемые в фазах статора токами демпферных контуров;
Рдвг ~ Декремент демпферного контура; — суммарный сигнал от жест-
163
кой (ЖОС) и гибкой (ГОС) обратных связей регулятора скорости;
/3, i — коэффициенты усиления по ГОС и ЖОС; Ту, Ts — времена изодро-
ма и исполнительного двигателя; Дгид, р — смещения штока исполни-
тельного двигателя и побуждающего золотника;
Р
Р
(3.57)
где rjo — сигнал от механизма изменения скорости вращения; ор —
остаточная неравномерность (статизм) регулятора скорости.
На величину р в случае дизель-генератора накладываются следующие
ограничения: р - 0 при 0 <и<изаж, где л^аж — частота вращения, отве-
чающая началу воспламенения рабочей смеси; — 1 < р < 1 при
изаж гДе ”уст — частота вращения, соответствующая началу
устойчивой работы на'XX; —1 Ср <рогр ПРИ и^иуст» гДе рОгр — огра-
ничение открытия побуждающего золотника на участке разгона до но-
минальной частоты вращения. При пуске от гидравлической или па-
ровой турбины исходя из принципа ее работы пзаж - иуст = 0.
Определение начальных значений интегрируемых переменных в урав-
нениях (3.49)-(3.54) не представляет труда, так как пуск начинается
при полностью заторможенных машинах и поэтому t = 0; s = -1;
~ rqp.nl ~ °’ ^ = 0’ ^гид = °-
Поскольку моделирование элементов электрической части ведется
по уравнениям Парка—Горева, скольжения и электромагнитные момен-
ты в двигательном режиме получаются отрицательными, в генератор-
ном — положительными.
Найдем ЭДС на кольцах ротора Е?, устанавливаемую от постороннего
источника перед частотным пуском. Обозначим через Qc
активную и реактивную мощность двигателей и зарядную мощность ли-
нии при номинальных напряжении и частоте. Тогда с учетом рис. 3.7
можно записать:
^Едв +
U
S = arctg
^*£дв хд
+
164
f„r = arctg
(3.58)
r - 2дв
d ~
cos^j, U
sin@ +fe);
Eq Eq ^d^d xq) •
С использованием значения Eq из последнего выражения находится
начальное значение Zy в уравнении (3.52) и значение ЭДС на кольцах
ротора при отключенном регуляторе 2у0: если «<Иравн, то Ef0 =Eqn-
если И>Иравн, ТО ErQ - ^разг ~ ^разг^р гДе ^>авн ~?/Xd —
частота вращения, при которой модули активного и индуктивного со-
противления становятся равными; £форс. £разг ~ кратности форсиров-
ки возбуждения в периоды начальной стадии пуска и, разгона до вклю-
чения АРВ (иг > Ц. в).
Рис. 3.7. Векторная диаграмма установившегося режима при номинальной частоте
и напряжении генератора и двигателей после успешного завершения частотного
пуска
165
В уравнении движения побуждающего золотника (3.57) уставка
т?о выбирается из условия обеспечения номинальной частоты вращения
всех электродвигателей при завершении пуска (при s = 0), и поэтому
~ ^^дв^перв.н’
Ограничение открытия золотника рогр должно быть таким, чтобы
обеспечивалась требуемая продолжительность операции пуска, и должно
зависеть главным образом от соотношения инерционных постоянных
ведущего и ведомых агрегатов и характера изменения их тормозных
моментов от частоты вращения:
= 7?о^ _ 3
когр V1 уст/’
готкр
гДе ^откр ~ допустимое время перемещения топливной рейки (направ-
ляющего аппарата) на величину, соответствующую повышению частоты
вращения при данной нагрузке от «уст до номинальной.
При подстановке в правую часть уравнения (3.49) момента ЛТдерв
в дизель-генераторах и газовых турбинах помимо составляющей, обус-
ловленной сгоранием топлива, учитывается вращающий момент стар-
товой системы ^старт, действующий до частоты вращения устойчивого
воспламенения рабочей смеси. На этом участке правые части дифферен-
циальных уравнений (3.55), (3.56),-описывающие этот процесс, должны
быть равны нулю.
В [40] приведены также выражения для определения других алгеб-
раических неизвестных, входящих в правые части дифференциальных
уравнений (3.49) —(3.54). Речь идет прежде всего о составляющих
напряжения на секции с двигателями (см. рис. 3.5). По значе-
ниям могут быть найдены токи во всех элементах схемы на
рис. 3.5, ЭДС в фазах статора двигателей и их электромагнитные момен-
ты. Так, при учете по одному эквивалентному демпферному контуру
в осях d, q имеем:;
/(г)
+ х • I •
s лдв» >
гг(г)
. = _____2_ _ х . /г>
<?дв/ 1 + s дв* dpjai ’
£(г)
dpfii
М
шедвг
= £.(г’./г> /<г>
а»В‘ ЙДВ1 <?ДВ/ уды
166
Таким образом, с учетом зависимостей (2.50) для тормозных момен-
тов механизмов и зависимостей параметров электродвигателей от сколь-
жения определены все неизвестные, входящие в правые части дифферен-
циальных уравнений (3.49) —(3.56), которые могут быть решены ме-
тодом численного интегрирования на ЭВМ.
Исследования показали, что при частотном пуске имеются две основ-
ные трудности: обеспечение трогания электродвигателей, в особенности
с большим начальным тормозным моментом и высокой инерцион-
ной постоянной, и сохранение устойчивости нагрузки при частотах вра-
щения, близких к номинальной.
Чтобы осуществить успешный частотный пуск при возбуждении от
постороннего источника без перехода на рабочее возбуждение, нужно
установить перед запуском напряжение на обмотке возбуждения £у,
равное ЭДС возбуждения Е [см. (3.58)] при номинальных напряже-
ниях и частоте и запущенных всех двигателях, участвующих в частот-
ном пуске. При использовании после порога самовозбуждения штатной
системы возбуждения с включенными АРВ и форсировкой начальное
возбуждение от постороннего источника может быть, как правило,
установлено небольшим — меньшим тока возбуждения генератора на
холостом ходу (см. рис. 3.6).
Нарушение устойчивости нагрузки в процессе частотного пуска можез
возникнуть при чрезмерном ослаблении начального возбуждения от
постороннего источника. Хотя первичный двигатель и достигает номи-
нальной частоты вращения, но напряжение статора (V ~ 0,2 номиналь-
ного значения) недостаточно для обычного ступенчатого пуска и не
обеспечивает перехода на рабочую систему возбуждения.
Следует отметить хорошую сходимость результатов расчета и натур-
ных испытаний: время пуска, токи, напряжения, частоты вращения сов-
падают с точностью до 10 %, что подтверждает достоверность принятой
математической модели.
В отдельных тяжелых случаях частотного пуска, т.е. при большом
начальном моменте трогания механизма Мт и высокой его инерционной
постоянной, может потребоваться кратковременное, на 1—2 с, установ-
ление потолочного значения напряжения на кольцах ротора до достиже-
ния частоты вращения «равн - т/xj и соответствующей ей частоты на-
пряжения, при которой модули активного и индуктивного сопротивле-
ний становятся равными. Это обеспечивает получение наибольшего
электромагнитного момента при трогании.
Таким образом, гарантией успешности частотного пуска является
установка соответствующего начального возбуждения от постороннего
источника [см. (3.58)]. При этом устойчивость нагрузки на всей ста-
дии пуска обеспечивается с большим запасом даже для современных ди-
зель-генераторов с временем пуска 15 с.
167
Вслед за частотным пуском группы механизмов может следовать
обычный ступенчатый пуск. Неуспешный пуск можно перевести в успеш-
ный ступенчатый отключением части электродвигателей.
Общее время частотного пуска механизмов, как видно из рис. 3.6,
не более чем на 10% превышает время пуска дизеля вхолостую, но сам
процесс становится более устойчивым, исключаются колебания частоты
вращения в режиме ускорения ротора агрегата (ср. штрихпунк тарные
и сплошные кривые для п, П]).
Кроме чисто ступенчатого или частотного пуска, можно применить
и их сочетание, позволяющее устранить недостатки ступенчатого пуска,
заключающиеся в необходимости деления нагрузки на ступени, и недос-
татки частотного пуска, заключающиеся в необходимости иметь источ-
ник независимого возбуждения и аккумуляторную батарею повышенной
емкости для быстрого включения нужного числа двигателей до подачи
команды на пуск дизеля.
Можно запустить дизель вхолостую, как при обычном ступенчатом
пуске, довести его до порога самовозбуждения с предварительно вклю-
ченным автоматом гашения поля и при частоте вращения устойчивой
работы на холостом ходу (« = 0,55 >-0,6) включить подлежащую запус-
ку нагрузку с интервалами, допустимыми для аккумуляторной ба-
тареи.
Поскольку частоты вращения, а значит, и частота питающего напря-
жения ниже номинальной, получается существенный выигрыш в значе-
нии электромагнитного момента (см. гл. 4), двигатели успешно запус-
тятся и достигнут частоты вращения, близкой к 0,55—0,6 без перегрузки
первичного двигателя, так как при таких частотах вращения мал тормоз-
ной момент механизмов. Далее успешный пуск в одну ступень перехо-
дит в частотный путем увеличения расхода энергоносителя первичного
двигателя.
Из сказанного следует, что частотный пуск нагрузки от дизель-гене-
раторов, агрегатов, нормально не работающих, позволяет облегчить и
ускорить операцию приема нагрузки, но система возбуждения дизель-
генератора должна быть оборудована устройством начального возбуж-
дения.
В § 2.6 отмечались трудности пуска электродвигателей ГЦН от аг-
регатов близлежащих ГЭС через воздушную линию протяженностью
несколько десятков километров на напряжении НО кВ. Время пуска
при этом по сравнению с пуском по нормальной схеме электроснаб-
жения возрастает в 1,5 раза и более, процесс проходит при пониженном
напряжении, требуется в обязательном порядке поочередное включение
ГЦН, что при нескольких энергоблоках не позволяет эффективно ввести
необходимое число ГЦН в работу по расхолаживанию реакторов. Эти
трудности могут быть преодолены при использовании частотного’мето-
да запуска нагрузки, главным образом ГЦН, от гидроагрегата. Такой
гидроагрегат можно держать в остановленном состоянии, с тем чтобы
168
сократить время на торможение при возникновении необходимости
в запуске ГЦН. Большим достоинством является возможность одно-
временного запуска нескольких ГЦН суммарной мощностью, близкой
к мощности гидроагрегата. Возможно применение и описанного выше
комбинированного метода запуска, не требующего обязательного тор-
можения гидроагрегата до полной остановки.
Глава 4
СОВМЕСТНЫЙ ВЫБЕГ ТУРБОГЕНЕРАТОРА
С ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯМИ МЕХАНИЗМОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
4.1. Понятие о механическом и тепловом выбеге
и пути его возникновения
Вне зависимости от использования энергии маховых масс турбоаг-
регата для аварийного расхолаживания реактора процессы механичес-
кого и теплового выбега турбогенераторов с механизмами СН могут
иметь место в практике эксплуатации.
Для целей расхолаживания энергия маховых масс турбоагрегата
используется прежде всего при применении в циркуляционном контуре
малоинерционных бессальниковых ГЦН. При применении ГЦН с боль-
шой инерцией маховых масс (см. табл. 2.13) актуальность их совмест-
ного выбега с турбогенераторами хотя :и уменьшается, но все равно
сохраняется, так как позволяет улучшить условия перехода на режим
естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре по сравне-
нию с индивидуальным инерционным выбегом одних ГЦН. Кроме того,
энергию выбега можно использовать для кратковременного привода
питательных электронасосов в целях экономии части баллонных систем
аварийного охлаждения реактора.
Необходимо отметить, что если не принять спциальных мер по исполь-
зованию энергии выбега, естественным путем в практике эксплуатации
этот режим возникает редко из-за действия автоматики, стремящейся
восстановить электроснабжение от сети энергосистемы.
Под механическим выбегом турбогенератора с механизмами СН
следует понимать продолжение выработки им электроэнергии с пос-
тепенным снижением частоты и напряжения при отсутствии связи с
энергосистемой после закрытия СРК турбины и прекращения работы
расширения отсеченного объема пара (см. кривые 1,2 на рис. 4.1).
Выработка электроэнергии происходит за счет кинетической энергии
вращающихся масс турбоагрегата и циркуляционных механизмов. Вне
зависимости от использования или неиспользования кинетической
энергии вращающихся масс турбоагрегата для целей расхолаживания
169
Рис. 4.1. Изменение частоты вращения выбегающей системы при внезапном отклю-
чении турбогенератора от сети:
1 - механический выбег из исходного двигательного режима турбогенера-
тора; 2, 3 - механический выбег из исходного генераторного режима со срабатыва-
нием и без срабатывания автомата безопасности турбины; 4 - переходный процесс
при сохранении блока в работе на нагрузку СН
при остановке энергоблока эта кинетическая энергия будет рассеяна и
превращена в различные виды потерь.
Под тепловым выбегом следует понимать продолжение выработки
турбоагрегатом электрической энергии после срабатывания аварийной
защиты реактора за счет пара, источником которого является энергия
остаточных тепловыделений в активной зоне (кривая 3 на рис. 4.1).
На участке теплового выбега (0 — t5) выработка электроэнергии проис-
ходит с. близкими к номинальным значениями частоты и напряжения,
но с постепенно уменьшающейся мощностью в соответствии с кривой
остаточных тепловыделений.
Процесс совместного выбега протекает по-разному при повреждениях
в технологической и электрической частях станции и энергосистемы.
При возмущениях в технологической части, сопровождающихся
аварийной остановкой реактора, как правило, нет необходимости в не-
медленном отключении блока турбогенератор — повысительный транс-
форматор от сети энергосистемы, за исключением случаев механичес-
ких повреждений в турбине. Здесь после закрытия СРК турбогенераторы
переходят в моторный (двигательный) режим, допустимый для боль-
170
шинства агрегатов в течение 2 мин. Как уже отмечалось в § 2.2, в этот
период питание СН обеспечивается от рабочих ТСН без каких-либо
возмущений для электродвигателей (см. рис. 2.1).
В любой момент моторный режим может внезапно прерваться из-за
отключения блока на высоком напряжении (В 12 на рис. 2.1).
На блоках ВВЭР с высокоинерционными ГЦН нет необходимости
в использовании энергии выбега для целей расхолаживания, и предпоч-
тение отдается восстановлению напряжения от РТСН при действии АВР.
С этой целью при совпадении закрытия СРК с отключением блочного
выключателя на высшем напряжении предусмотрено автоматическое
отключение выключателей рабочих вводов СН 6,3 кВ, благодаря чему
произойдет ускорение действия АВР. Если бы отключение выключате-
лей рабочих вводов в этом режиме не предусматривалось или по ка-
кой-то причине оно не произошло, то сигнал на срабатывание АВР не
сформировался бы. При этом начинается выбег по кривой 1 (рис 4.1)
от номинальной частоты вращения. До понижения напряжения выбегаю-
щего генератора до 0,25 номинального пусковой орган АВР по напряже-
нию не сработает. Ускорение действия может произойти в результате
отключения автомата гашения поля выбегающего генератора при дости-
жении определенной частоты вращения.
Если отключение блока от энергосистемы на высшем напряжении
произойдет до перехода турбогенератора в двигательный режим и не
будет сопровождаться закрытием СРК, то начинается тепловой выбег
по кривой 3. В момент ts последует закрытие СРК из-за исчерпания
пара остаточных тепловыделений или недопустимого снижения его дав-
ления, и тепловой выбег может перейти в механический по кривой 3,
если не произойдет отключение выключателей рабочих вводов.
Случай сохранения блока в работе на нагрузку СН при его отключении
на высшем напряжении, но без срабатывания защиты реактора и закры-
тия СРК рассматривался в § 2.2 и представлен кривой 4.
Выбег по кривой 2 с превышением частоты вращения в начале процес-
са выше уставки срабатывания автомата безопасности турбины («уст)
обычно возникает при резких возмущениях в электрической части
станции на высшем напряжении. В § 2.2 показано, что некоторые пов-
реждения в распределительных устройствах высшего напряжения, в осо-
бенности при их совпадении с ремонтом сборных шин или выключателей,
могут приводить к внезапным отключениям одного и даже нескольких
блоков. К аналогичным последствиям могут приводить и действия
противоаварийной автоматики.
Отключение блока со сбросом нагрузки до мощности СН является
очень сильным возмущением как для реактора, так и для турбины.
Так, для реакторов РБМК-1000 сброс нагрузки энергоблока до уровня
СН регламентом запрещен и приводит к срабатыванию его аварийной
защиты (АЗ). При срабатывании АЗ воздействие затем передается
на закрытие СРК турбины. Но даже если срабатывания АЗ не произой-
171
дет, система регулирования турбины, хотя и рассчитана на полный сброс
нагрузки, без превышения установки срабатывания автомата безопаснос-
ти, также в отдельных случаях может сработать с запаздыванием, доста-
точным для срабатывания автомата безопасности ^закрытия СРК.
На рис. 4.1 момент времени t\ соответствует началу закрытия ре-
гулирующих клапанов турбины при нормальной работе системы ее ре-
гулирования. В этом случае к моменту г4 будет достигнута номинальная
частота вращения и доступ пара в турбину вновь откроется, обеспечи-
вая тепловой выбег до момента t$ (кривая 3) или автономную работу
на нагрузке СН (кривая 4), если реактор не будет отключен.
При запаздывании в действии системы регулирования турбины авто-
мат безопасности сработает в момент t2, а в момент/3 прекратится
расширение ртсеченного объема пара и механический выбег с нагрузкой
СН будет продолжаться по кривой 2.
Из приведенного рассмотрения следует, что рассчитывать на исполь-
зование теплового выбега в режиме аварийного расхолаживания с обес-
точиванием не приходится, в особенности при максимальной проектной
аварии. В большинстве случаев, несмотря на наличие энергии остаточных
тепловыделений в реакторе, тепловой выбег прекращается или вообще
исключается из-за срабатывания СРК.
Использование механического выбега более вероятно и возможно при
условии, что отключение блока на высокой стороне не сопровождается
повреждениями в его электрической части, а генераторный выключатель
и выключатели рабочих вводов трансформатора СН остаются включен-
ными. Механический выбег — процесс достаточно длительный, исчисляе-
мый минутами (см. рис. 4.1). В любой момент он может быть прекращен
отключением выключателей рабочих вводов секций от трансформатора
СН. В этом случае при наличии напряжения в цепи резервного источни-
ка питание секций СН 6,3 кВ может быть восстановлено действием АВР.
Использование энергии маховых масс турбоагрегата при условии
сохранения устойчивости выбагающей системы и предотвращения опро-
кидывания участвующих в совместном выбеге асинхронных двигателей
эквивалентно увеличению инерционной постоянной этих насосных аг-
регатов без установки дополнительного маховика до значения
т 2 2
Z GD^ пс.хк
Р/ в ы б * (б) = - —— - , (4.1)
364 (“с.н + “пот'
где GD^, псхк — маховый момент инерции и синхронная частота враще-
ния для каждого из т участвующих в выбеге турбогенераторов и на-
сосных агрегатов; />пот, Рен ~ мощность потерь выбегающей системы
и потребляемая выбегающими насосными агрегатами в исходном режи-
ме при номинальной частоте вращения.
172
Например, при совместном выбеге двух турбоагрегатов укрупненно-
го блока 2 (К-500-65-3000 + ТВВ-500-2) с нагрузкой из шести ГЦН и
четырех ПЭН (см. табл. 2.5) получим
Т ~ 2'202 • 103 • 30002 + 6 • 15 • 103 • 10002 + 4-0,6 103 • 30002 _ 1ОП
/выб*(б) 364 (42,5 + 41) • Ю6 С’
тогда как при индивидуальном выбеге 7}ГцН*(н) с» ^/пэн*(н) ~
= 3 с. Видно, что Tj выб*(б) > Tj и получить увеличение инерцион-
ной постоянной до 120 с другими способами, кроме использования вы-
бега турбогенератора, не представляется возможным.
Формулу для частоты вращения выбегающей системы (по кривой 2
на рис. 4.1) можно получить из выражения (2.5) для скольжения вы-
бегающего электродвигателя, полагая момент всех видов потерь вен-
тиляторным, пренебрегая малым исходным скольжением (2.7) дви-
гателей в начале выбега и учитывая, что при принятой в (4.1) базис-
ной мощности (5б =Рс н + РЦОТ) значение Мс0£*(б), в (2.8) равно 1:
п = 1-5=1- ------------------;
увыб *(б)
"*ГГЦН ~ И*ГПЭН = n*t
Например, при t = 25 с, и*ГГцН = ”*гпэн = n*t = 1 “25/(120+ 25) =
= 0,83, т.е. и ГЦН, и даже ПЭН сохраняют производительную работу.
При индивидуальном инерционном выбеге агрегатов СН формулу
(2.5) можно упростить, полагая 5ИСХ = 0:
(н) + ^"згр
В этом случае даже при t = 10 с Л*?ГцН = 1 — (0,85 • 10)/(7,5 + 0,85 х
х 10) = 0,47; ппэн= 0,18. При этом ГЦН сохранит производительную
работу, а ПЭН как насос с противодавлением прекратит подачу еще
раньше, при «#,пэн = «кЛ " 0,81 (см. табл. 2.5).
Использование энергии выбега турбоагрегата получило распростра-
нение на некоторых блоках РБМК-1000 для подачи питательной воды в
аварийную половину реактора при МПА. Совместный выбег ПЭН с тур-
богенератором при надлежащем обосновании надежности может исполь-
зоваться вместо третьей группы баллонов САОР [1].
В качестве примера на рис. 4.2 показана схема укрупненного блока
с двумя турбогенераторами 500 МВт, нашедшая применение на напря-
жении 750 кВ. В цепи генераторов установлено два последовательно
173
Рис. 4.2 Схема укрупненного блока с двумя последовательно включенными выклю-
чателями в цепи генераторов ТВВ-500 для эффективного использования энергии
выбега
включенных выключателя. Выключатели ВЗ, В5 включаются при нормаль-
ной остановке блока и позволяют осуществлять питание потребителей
СН от рабочих ТСН без перехода на резервный источник. Выключатели
В2, В4 отключаются при аварийной остановке, позволяя использовать
энергию выбега турбогенераторов. Использовать энергию выбега можно
и без отключения В2, В4, отключив В1 блока на высшем напряжении,
но в этом случае турбогенераторы укрупненного блока выбегали бы
совместно, что может вызвать нежелательные перераспределения наг-
рузки между ними.
Можно так построить работу автоматики, что энергия выбега для при-
вода ПЭН, а заодно и других потребителей секций 6,3 кВ нормальной
эксплуатации будет использоваться независимо от наличия или отсутст-
вия напряжения в сети энергосистемы. При таком подходе при форми-
ровании сигнала МПА происходит срабатывание АЗ реактора и одновре-
менное отключение выключателей В1, В2, В4 и выключателей перемы-
чек к секциям 6,3 кВ надежного питания. Тем самым на этих секциях
устраивается искусственное обесточивание, происходит запуск дизель-
генераторов и их автоматическое ступенчатое нагружение (см. табл. 3.4).
Посадка СРК вслед за срабатыванием АЗ реактора не предусматри-
вается, и поэтому на первом этапе идет тепловой выбег с использова-
нием пара остаточных тепловыделений. Длительность теплового выбе-
га из-за истечения через разрыв при МПА может быть небольшой, и при
соответствующем снижении давления пара произойдет закрытие СРК
турбин. При этом (сигнал МПА, отключение В2, В4, закрытие СРК)
сформируется сигнал на использование механического выбега: подклю-
174
чение блока выбега в АРВ генератора, блокировка отключения ВЗ, В5
при закрытии СРК.
Таким образом, на втором этапе идет совместный механический
выбег турбогенератора с нагрузкой СН, включая ПЭН, ГЦН и другие
электродвигатели СН. При этом в целях упрощения автоматики в сов-
местном выбеге участвуют не только ПЭН, но и остальные электродви-
гатели, так как из-за большого запаса кинетической энергии турбоаг-
регатов влияние потребителей СН на длительность производительной
работы ПЭН мало, особенно при снижении давления при МПА.
После запуска дизель-генераторов и вступления в работу подсистемы
длительного расхолаживания необходимое количество охлаждающей
воды подается с помощью насосных агрегатов НОАП и НОНП (см.
табл. 3.4), и надобность в совместном выбеге турбогенераторов с ПЭН
отпадает.
Тем не менее совместный выбег турбогенератора с нагрузкой СН
продолжается. По достижении определенной частоты вращения, напри-
мер 2100 об/мин (35 Гц), происходит отключение автомата гашения
поля (АГП) генератора и создаются условия для срабатывания пуско-
вого органа АВР по напряжению (0,25 номинального). При наличии
напряжения в цепи резервного источника произойдет восстановление
напряжения на секциях СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации; при от-
сутствии напряжения — аварийное расхолаживание и локализация аварии
будут идти в условиях обесточивания, с использованием дизель-генера-
горов, аккумуляторных батарей и агрегатов бесперебойного питания.
Более предпочтительным является построение работы автоматики
при использовании энергии выбега только при обесточивании в сети
энергосистемы.
В этом случае при формировании сигнала МПА срабатывает АЗ реак-
тора, но одновременного отключения выключателей В1, В2, В4, как в
предыдущем случае, не происходит. Поскольку условий для немедлен-
ного закрытия СРК нет, блок плавно снижает выдачу мощности в энерго-
систему в соответствии с уменьшением энергии остаточных энерговы-
делений и переходит в моторный режим с питанием СН по нормальной
их схеме.
Одновременно с формированием сигнала МПА происходит запуск
дизель-генераторов, но их включения на секции надежного питания сра-
зу не происходит, так как напряжение еще не снизилось до 25 % но-
минального. Дизель-генераторы в течение некоторого времени целе-
сообразно оставить в работе на XX.
При соответствующем снижении давления пара произойдет закрытие
СРК и спустя примерно 2 мин — и автоматическое отключение выклю-
чателей ВЗ, В5. Благодаря этому создаются условия для питания потре-
бителей СН от энергосистемы через рабочие ТСН, включая и потреби-
телей надежного питания.
175
Рис. 4.3. Схема включения ГЦН с малыми маховыми массами блока ВВЭР-440 при
использовании вспомогательных генераторов СН Т-6-2 на одном валу с главными
турбогенераторами ТВВ-220-2
В любой момент, начиная с формирования сигнала МПА и срабатыва-
ния АЗ реактора, в сети энергосистемы может произойти обесточивание
или значительное ухудшение качества напряжения. Так, при понижении
напряжения в ОРУ высшего напряжения до 0,85 номинального автома-
тически отключаются (с выдержкой времени) выключатели В1, В2, В4
и выключатели перемычек к секциям надежного питания, как в пре-
дыдущем случае. Если к этому моменту времени вся или часть нагрузки
надежного питания уже была запущена от рабочего ТСН, эту нагрузку
придется отключить и после подключения дизель-генератора к секции
надежного питания повторно осуществить ступенчатый пуск.
При отключении Bl, В2, В4 (с запретом на отключение ВЗ, В5) режим
совместного выбега может происходить, как описано ранее, если к этому
моменту не успели отключиться выключатели ВЗ, В5. В последнем слу-
чае энергия выбега использована быть не может.
Сказанное о положительном влиянии выбегающего генератора на
поддержание частоты вращения насосных агрегатов с обычными или
увеличенными инерционными постоянными в еще большей степени
относится к малоинерционным (Тх ~ 1 с) бессальниковым ГЦН-310,
в которых установка добавочного маховика невозможна и использова-
ние инерции маховых масс турбоагрегата является наиболее рациональ-
ным способом осуществления аварийного расхолажийания (рис. 4.3).
176
Такая схема нашла применение на первом этапе сооружения энергобло-
ков ВВЭР-440 [41], до разработки ГЦН-317 с большой инерцией махо-
вых масс.
Помимо использования энергии выбега для электроснабжения мало-
инерционных ГЦН при обесточивании, в схеме на рис. 4.3 применено
питание четырех ГЦН из шести от вспомогательных синхронных генера-
торов (ВСГ) на одном валу с главными турбогенераторами (ТВВ-220-2).
В результате число независимых источников питания ГЦН увеличено до
трех (два ВСГ и рабочие ТСН, связанные с сетью энергосистемы), а пов-
реждения в сети энергосистемы не вызывают понижения напряжения на
секциях СН 6,3 кВ, питающихся от ВСГ.
В нормальном режиме секции СН 6,3 кВ ВСГ работают изолированно
от секций 6,3 кВ нормальной эксплуатации, получающих питание от
рабочих ТСН. Благодаря этому при наступлении аварийного обесточи-
вания на секциях 6,3 кВ нормальной эксплуатации возмущение не пе-
редается на секции 6,3 кВ ВСГ, от которых питается четыре ГЦН из
шести. Переход их в режим совместного выбега происходит незаметно
и проявляется лишь в медленном изменении частоты питающего напря-
жения. Для продления длительности совместного выбега ГЦН с ВСГ и
улучшения качества напряжения на блоках ВВЭР-440 применяется мно-
гоступенчатая форсировка возбуждения ВСГ путем шунтирования по
мере уменьшения частоты вращения не только сопротивления шунтового
реостата, но и оставшихся добавочных сопротивлений [41 ].
Таким образом, благодаря применению ВСГ даже при системных
авариях гарантируется участие в совместном выбеге не менее четырех
ГЦН из шести. В большинстве же случаев в выбеге участвуют все шесть
ГЦН.
Обеспечивая требуемое количество ГЦН на выбеге и независимость
их питающего напряжения от КЗ в сети энергосистемы, схема с ВСГ
обладает и существенными недостатками. На одном валопроводе появ-
ляется двойной комплект генераторов, возбудителей, контактных ко-
лец, при повреждении ВСГ может потребоваться отключение турбогене-
ратора блока. Кроме того, такая схема аварийного электроснабжения
ГЦН при обесточивании неприменима в сейсмоопасных районах. По
этим причинам, а также вследствие недостатков бессальниковых ГЦН
схема на рис. 4.3 нашла ограниченное применение, пока блоки АЭС
имели сравнительно небольшую мощность, а конструкции ГЦН с боль-
шой инерцией маховых масс (см. табл. 2.13) не были отработаны.
4.2. Расчет процесса совместного выбега турбогенератора
с механизмами собственных нужд
Приведенные в § 4.1 выражения для частоты вращения турбогенера-
тора выбегающей системы и агрегатов СН являются приближенными и
служат лишь для ориентировочной оценки располагаемого времени
177
выбега, так как принят одинаковый квадратичный характер зависи-
мости момента сопротивления от частоты вращения. Более точные ана-
литические выражения имеются в первом издании книги [1].
При -более строгом описании переходные процессы при совместном
механическом выбеге описываются дифференциальными уравнениями
движения роторов турбогенератора и механизмов СН после отключения
выключателя блока:
_<к = dt IP Р \ ^ JL ( турб _ пот । _ 1 м . (4 2) Tj \ 1 + S 1 + S 1 Tj изб >
ds D , № dt -гД (r+s + j: ) ^^с.я)>(4.3)
где $,зцв — скольжения роторов турбогенераторов и электродвигателей
СН относительно синхронной оси; ^турб — мощность турбины; Рпот —
мощность потерь выбегающей системы, включая и мощность Рдв, по-
требляемую от генератора выбегающими с ним совместно электродви-
гателями; Рсн — тормозная мощность агрегатов СН; Tj , Tj дв — инер-
ционные постоянные турбоагрегата и механизмов СН; 7Иизб,ЛГедв,7Ис „ —
моменты (избыточный выбегающей системы, электромагнитный двига-
теля и сопротивления механизма).
Форма записи уравнения (4.3) отличается от принятой в (2.1), так
как при рассмотрении процессов совместного выбега возможен как
двигательный, так и генераторный режим на различных участках с нача-
ла процесса. Как и при моделировании процессов самозапуска по урав-
нениям Парка—Горева [19, 24, 26], здесь принят положительный знак
электромагнитного момента и скольжения в генераторном режиме и
отрицательный знак — в двигательном.
Даже без учета быстропереходных процессов в статорных и роторных
контурах выражение для электромагнитной мощности и момента выбе-
гающих электродвигателей отличается от выражения (2.48) и зависит
не только от модуля напряжения статора и параметров двигателя, но и
от частоты напряжения выбегающей системы, определяемой скольже-
нием вектора напряжения статора относительно синхронной оси-
2
U PrV^Rii - S)
(1 +s)x [р* + а2 («дв _ s)2]
ДВ
где р — декремент роторного контура; х — синхронное индуктивное
178
сопротивление; и, д — коэффициенты рассеяния и электромагнитной
связи контуров.
Для численного интегрирования системы дифференциальных урав-
нений (4.2), (4.3) необходимо определить все неизвестные, входящие
в их правые части, что представляет достаточно сложную задачу, так как
необходимо учесть поведение различных систем возбуждения и их АРВ
при изменении частоты вращения и частоты напряжения в широких пре-
делах, учесть падение напряжения в трансформаторе СН, реакцию якоря
синхронных генераторов, быстропереходные процессы в статорных и
роторных цепях всех элементов. Учет быстропереходных процессов су-
ществен при колебаниях роторов, имеющих место при групповом выбеге
турбогенераторов одного реакторного блока В общем случае это тре-
бует моделирования всех элементов электрической части по полным
уравнениям Парка—Горева. Большую сложность представляет и мате-
матическое моделирование процессов в турбине после срабатывания
ее аварийной защиты с учетом расширения отсеченного объема пара.
Такое подробное моделирование процессов выбега выполнено в
[19, 27,41,42] и показано, какие допущения могут быть приняты в
каждом конкретном случае В частности, показано, что групповой вы-
бег объединенных и укрупненных блоков в большинстве случаев сопро-
вождается колебаниями роторов турбогенераторов и напряжений стато-
ра вне зависимости от соотношения исходных нагрузок машин, если дан-
ный режим начинается после отключения от системы и сопровождает-
ся срабатыванием автоматов безопасности турбин. Выбег после двига-
тельного режима турбогенераторов объединенного блока, возникающе-
го при закрытии стопорных клапанов турбин по импульсам от техноло-
гических защит, происходит без резких возмущений, как и при раз-
дельном выбеге машин
В самых неблагоприятных условиях нарушения устойчивости выбе
гающих турбогенераторов объединенного блока не происходит, статор-
ные токи взаимной нагрузки не превосходят 0,8 номинального и допол-
нительным торможением выбегающей системы за счет колебаний рото-
ров можно пренебречь. Поэтому объединение и укрупнение турбогене-
раторных блоков не является препятствием для использования энергии
выбега при расхолаживании, а сам процесс можно рассчитывать, заменяя
два турбоагрегата одним эквивалентным.
Показано и проверено в лабораторных и натурных условиях, что
при оборудовании турбогенераторов блоком выбега (U = или мно-
гоступенчатой форсировкой возбуждения, не позволяющей напряжению
генератора снижаться сильнее, чем по закону = и2,’4, электромагнит-
ная мощность асинхронных двигателей практически не отличается от
мощности, потребляемой насосными агрегатами [41,42]. Такое поло-
жение имеет место с начального момента кривой 1 на рис. 4.1 и с момен-
та г3 кривой 2. В этих условиях скольжения роторов электродвигателей
относительно ротора питающего их генератора ($дв - $) по абсолют-
179
ной величине меньше скольжения в номинальном режиме и имеют тен-
денцию к уменьшению по мере снижения частоты вращения выбегающей
системы.
Исключение составляет небольшой участок кривой 2 от 0 до t3 с рез-
ким ускорением турбогенератора, когда роторы высокоинерционных
ГЦН в своем движении отстают от ротора ведущей машины (ускоряю-
щегося турбогенератора), а их относительные скольжения кратковре-
менно увеличиваются до 6-8 %, благодаря чему возрастают (примерно
пропорционально кратностям км и kj) электромагнитные моменты и
токи двигателей. Двигатели механизмов с обычными значениями инер-
ционных постоянных {Tj дв < 3 с) прктически без запаздывания следуют
за ротором турбогенератора даже на участке срабатывания автомата
безопасности турбины. То, что устойчивость асинхронной нагрузки на
выбеге обеспечивается с большим запасом, видно из сравнения макси-
мального электромагнитного момента двигателя и момента сопротивле-
ния механизма чисто вентиляторного типа. При опрокидывании Л/, тах=
~ Мс и с использованием формул (4.4) ,(2.3) получим kM U2/n2 - кзгрп*,
откуда критическое напряжение
тг ' *ЗГР ”*
АГ
(4.5)
Принимая Лзгр - 1,0 и км~ 2, получаем UKp*< 0,71п2, тогда как при
наличии блока выбега (U = п*) напряжение всегда значительно выше
критического.
Благодаря тому что в совместном выбеге с турбогенератором обыч-
но участвует только часть нагрузки СН, а токи большинства выбегающих
электродвигателей меньше номинальных и имеют тенденцию к уменьше-
нию, так как а можно пренебречь падением напряже-
ния в трансформаторе СН и считать выраженные в относительных еди-
ницах напряжения двигателей и генератора совпадающими по абсолют-
ной величине [19, 41, 42].
Это позволяет значительно упростить математическое описание сов-
местного выбега турбогенератора с механизмами СН в диапазоне час-
тот вращения, где устойчивость двигательной нагрузки не нарушается,
ограничившись одним дифференциальным уравнением (4.2) выбегаю-
щей системы, и создать инженерную методику решения, основанную на
численном интегрировании этого уравнения методом последовательных
интервалов:
т
Л/ — /выб* А . л
, (4.6)
^изб/*
180
где Ди,* — изменение частоты вращения выбегающей системы на интер-
вале, в пределах которого избыточный момент системы можно считать
неизменным.
Инерционная постоянная выбегающей системы Tj изб и MH3&i приве-
дены к базисным условиям:
TJ изб*
т
= =
3645б
Р Р
м изб/ изб/ .
мизб I * =------------ =--------, (4.8)
8 Q (1 + s) ^бП
/Т,а 5б /=1/дв/
1с
1 * сх к
где Tj т а, Tj дв^ — собственные инерционные постоянные турбоагре-
гата и двигателя с механизмом СН; S — базисная мощность, за которую
удобно принять номинальную мощность выбегающих турбогенерато-
Р°вРг.н-
При выбеге главного турбогенератора его нагрузка после отключе-
ния на высшем напряжении выключателя блока не превышает 5 % и его
режим близок к XX возбужденной машины. Здесь можно пренебречь
реакцией якоря, падением напряжения в трансформаторе СН и считать,
что напряжение выбегающей системы, за исключением первых несколь-
ких секунд после резкого снижения мощности до уровня СН, подчи-
няется зависимости
Ц.= (1 + 0°, (4.9)
где a — показатель степени, зависящий от закона регулирования возбуж-
дения в процессе выбега.
Избыточная мощность выбегающей системы на каждом расчетном
интервале (индекс i опускаем) зависит от мощности турбины Ртурб,
тормозной мощности насосных агрегатов -PHacj, потерь на вентиля-
цию Рв, на трение Ртр, в сталиРСТ, на возбуждение ^возб и в медиРСи, а
также мощности Рпр, отбираемой через статический преобразователь
частоты:
Р
^изб “Лгурб ~ Р= х^нас/ ~РВ -^тр~^ст_^возб “Л:u'~^пP•
181
При определении мощности турбины в ходе переходного процесса
следует различать, какой режим является исходным. Если выбегу пред-
шествует двигательный режим турбогенератора (кривая/ на рис. 4.1),
то на всей стадии выбега Ртурб = 0.
При исходном генераторном режиме (кривая 2 на рис. 4.1) мощность
турбины определяется с учетом запаздывания в закрытии стопорного
клапана относительно момента отключения выключателя и с учетом
расширения отсеченного объема пара. Учитывая, что при отказе системы
регулирования турбины закон изменения расхода пара до срабатывания
стопорного клапана может быть самым различным, для исследования
устойчивости нагрузки СН важно воспроизвести крутизну переднего
фронта нарастания частоты вращения и ее максимальное значение. Это
выполняется при использовании следующих упрощенных выражений:
При t С ^Зап Лгурб ^турб 0 ’
При t > ^зап Лурб ~^турб О ®хр
* ^зап
Т
отс
(4.11)
где гзап — эквивалентное запаздывание в закрытии доступа пара по от-
ношению к моменту отключения блока; ^ypg — мощность турбины
в исходном режиме; Готс — постоянная времени, учитывающая расши-
рение отсеченного объема пара в турбине и время закрытия парозапор-
ных органов.
Выбирая значения Ртурб, /зап и Тотс, можно получить характерные
для конкретной турбины превышения номинальной частоты вращения
(забросы) при срабатывании аварийной защиты. Поскольку наибольшее
возмущение происходит при отключении выключателя в режиме номи-
нальной нагрузки турбогенератора, величину ^турб0 можно принять сле-
дующей :
^турб О ~?г.н + Лз + ^тр • 0-^2)
Мощность, потребляемую насосным агрегатом в процессе выбега,
можно определить по формуле
Рнас =Лв н^зго^я*> (4.13)
*
где Мс определяется из рис. 2.13 или на основании аппроксимационных
зависимостей (2.51).
182
Зависимости различных видов потерь от частоты вращения или от час-
тоты напряжения и его модуля определяются по данным заводов-изго-
товителей участвующего в выбеге оборудования:
р = /7>ТУРб + Рг ч 4. пТУР6 1,5 .
ТР ' тр.опО тр.опо)^ ^тр.уп О П ’
> ^(рГ + РТб + РТСМ
СТ Veto + \т0 + ГстО
U2
0,7
П
Р - Р П1 '
возб ^возб.х.х »•
Р / 7- Рнас1
РСи = £ j PCUO/ I —
\ иЪ Р , .
\ /=1 ДВ>Н/ /
(4 14)
(4-15)
(4-16)
(4-17)
(4-18)
Р
f__/cTO/)
где индексом ”0” обозначены потери в исходном установившемся
тур б
режиме на вентиляцию в турбине в беспаровом режиме Рв0 и. в гене-
тур б
раторе г , на трение в опорных подшипниках турбины Р оп0 и ге*
г турб
нератора оп0, в упорных подшипниках турбины 7^ >уп0, на возбуж-
г
дение в режиме холостого хода Люзб.х.х* в стали генератора Рст0, транс-
т.б т.е.н
форматоров блока Рст0 и собственных нужд 7^т0, в стали ^ст0/ и ме-
ди PcuoZ двигателей: ах — показатель степени, зависящий от закона
регулирования возбуждения на выбеге.
При использовании блока выбега обеспечивается поддержание тока
ротора генератора постоянным, близким к току возбуждения XX, с
точностью ± 5 % при снижении частоты вращения до 0,4 номинальной.
В этом случае напряжение генератора изменяется пропорционально часто-
те вращения [а = 1 в (4.9) ], а потери на возбуждение в процессе выбега
остаются постоянными [ах = 0 в (4.17)].
Из всех потерь выбегающей системы наибольшее влияние на измене-
ние частоты оказывают вентиляционные потери в турбине В практике
эксплуатации при повреждениях в турбине в целях ее быстрейшей оста-
новки применяют срыв вакуума в конденсаторе, сопровождающийся
183
увеличением вентиляционных потерь. Последние возрастают и в том
случае, если в состав выбегающей нагрузки не включены циркуляцион-
ные насосы. Для учета этих явлений предусмотрено изменение значе-
турб
ния/^о в (4.14) следующим образом:
турб турб
турб _ турб РвОк - РвОи (4.19)
ВО <вОн т 1 ’
турб „турб
р < Р ,
вО вОк
турб турб
где Р , Р — вентиляционные потери в конечном режиме с ухуд-
вОк в О н
шенным вакуумом и в начале выбега; Дг — промежуток времени, в
котором происходит увеличение потерь.
При наличии в составе выбегающей нагрузки насосов, работающих
на противодавление, прекращение их подачи происходит при частоте
вращения соответствующей закрытию обратного клапана, несмот-
ря на наличие большого запаса энергии в выбегающей системе. Для
преодоления этого недостатка электроснабжение подобных механиз-
мов, а также иных электроприемников, требующих стабильного по час-
тоте и модулю напряжения, можно осуществлять через статический пре-
образователь частоты, представляющий собой автономный инвертор,
питающийся от выпрямленного напряжения выбегающего генератора.
Для поддержания постоянства выходного напряжения преобразо-
вателя на выбеге выпрямитель должен включаться на шины СН через
повысительный трансформатор или непосредственно на генераторное
напряжение.
При этом, пока напряжение и частота на выходе преобразователя под-
держиваются номинальными, мощность, потребляемая подключенными
к нему механизмами, остается неизменной, а мощность, потребляемая
от выбегающей системы, может расти по мере уменьшения частоты —
за счет увеличения потерь в преобразователе. При исчерпании регулиро-
вочного диапазона преобразователя напряжение и частота на его выходе
начинают уменьшаться, что приводит к степенной зависимости мощности
механизмов от частоты выбегающей системы. В результате имеем:
а2
при n>nif Ргр = РпрОп ;
«2
при«<лгр Рпр-^пр0«
(4-20)
где /’про — мощность, потребляемая преобразователем в исходном ре-
184
жиме при номинальных частоте и напряжении выбегающей системы;
а2. — показатель степени, характеризующий увеличение потерь в преоб-
разователе при снижении частоты питающего напряжения; а2 = —0,07
соответствует увеличению потребляемой мощности в 1,05 раза при
снижении частоты вдвое; — граничная частота вращения, соответ-
ствующая исчерпанию регулировочного диапазона преобразователя, зави-
сящая от закона изменения напряжения от частоты вращения, коэффи-
циента трансформации выпрямительного преобразователя и схемы
выпрямления и инвертирования; вполне реально выполнить преобра-
зователь с лгр = 0,4 -г 0,5; а3 — показатель степени, характеризующий
зависимость потребляемой мощности от частоты после исчерпания регу-
лировочного диапазона.
Зная частоту вращения выбегающей системы и практически равные
ей частоты вращения электродвигателей, можно определить подачу
насосных агрегатов и таким образом связать процессы в электрической
части с технологическими параметрами. Для аппроксимации зависи-
симости подачи от частоты вращения можно предложить следующие
упрощенные зависимости:
для механизмов без противодавления
е.-”дв/"р; (4.21)
для механизмов, работающих на противодавление,
икл идв
и - и I >
кл Р '
(4.22)
где р3 — показатель степени, зависящей от противодавления и уставки
открытия обратного клапана насоса «кл; при расчете выбега можно
считать лдв = п, ир --= 1:
р3 = ------L—------------
(1пЛ£л/1п икл)- 1
(4-23)
При питании от выбегающего генератора электродвигателей насосов,
работающих на противодавление, возможны случаи, когда в процессе
выбега доля статического напора уменьшается вследствие работы паро-
сбросных устройств или из-за некомпенсируемой течи. Эти приводит к
изменению входящих в выражения для момента сопротивления (2.50)
и подачи (4.22) параметров , Рг>Рз и способствует увеличению
Длительности производительной работы таких насосов.
185
Одним из существенных вопросов, определяющих точность расчета
кривой выбега, т.е. зависимости « = /(?), является выбор допустимого
интервала изменения частоты вращения в (4.6). Проведенные вычисле-
ния с разными значениями | Ап-1, в пределах от 0,001 до 0,2, и срав-
нение со строгими методами исследования выбега [19,41,42] показали,
что при расчете выбега как из исходного двигательного режима (кри-
вая 1 на рис. 4.1), так и из генераторного (кривая 2) на нисходящем
участке после момента t3 вполне допустимо принять Ап^ = —0,02 во
всем диапазоне частот вращения.
При выбеге из исходного генераторного режима (кривая 2 на
рис. 4.1) начальный участок от п = 1,0 до максимального значения п сле-
дует рассчитывать при Ап = 0,01. Приближение к точке перегиба опреде-
ляется по уменьшению М* . и приближению его к нулю. Для исключе-
ния неопределенности, связанной с делением на нуль в (4.6), рекомен-
дуется после нахождения лтах соответствующего ему значения rmax
положить 7>турб = 0, найти соответствующее значение избыточного тор-
мозного момента ЛГизб, задаться допустимым на нисходящем участке
кривой 2 приращением Ani = —0,02, по (4.6) определить и продол-
жать дальнейший расчет, считая координаты ii. исходными.
Л х ГП а X ТП а Л.
4.3. Пример расчета совместного выбега
турбогенератора с механизмами собственных нужд
Покажем применение предлагаемой методики на примере совместно-
го выбега турбогенераторов укрупненного блока с нагрузкой из шести
ГЦН и четырех ПЭН. Параметры выбегающей системы (с двумя турбо-
агрегатами по 500 МВт) следующие;
Рг „ = 1000 МВт; 7) = 10 с; Z = 0,35 с;
tvd6 Г
roTC = l,8c; Tie =31,2 МВт; />в0 = 1,4 МВт;
Лр опо - 13 МВт; Лр.0„о = 1.0МВт; = 1,8 МВт;
Т б ТСН
4о = 1’6МВт; рсто - 0,85 МВт; Рст0 = 0,11 МВт;
Рвозб.х.х = 1,4 МВт; а =1,0; «1=0; Рпр,0 = 1 МВт;
игр=0,5; «2=0; «3 = 3.
186
Таблица 4. 1. Данные механизмов СН
Двигатель Рпн н » МВт 7н 7)дв , с ^згр Л/т
ГЦН 33 0,96 7,5 0,85 0,36
ПЭН 20 0,96 3,0 0,82 0,29
Двигатель Wm М кл 1Ир «м пкл пр
гцн 0,051 1,0 1,0 0,037 1,0 1,0
ПЭН 0,034 0,35 1,0 0,33 0,81 1,0
Двигатель Р1 Р2 Рз Рст0, МВт Т’сио ’МВт
ГЦН — — — 0,8 0,60
ПЭН 1,0 1,0 0,247 0,5 0,36
При 5б = 1000 МВ • А согласно (4.7) имеем
Г? Л = Ю + 7,5 + 3,0
/вы б 1000
20 =
1000
10,3 с.
Последовательность расчета и значения различных видов потерь при
некоторых характерных частотах вращения приведены в таб. 4.2.
Для иллюстрации использования формулы (4.6) при построении
кривой выбега п = f(t) и получаемых последовательных интервалов вре-
мени на начальных участках выбега приводятся следующие таблич-
ные данные (табл. 4.3, 4.4).
По предлагаемой методике с использованием (4.6), (4.10), (4.13), (2.51),
(4.21) — (4.23) можно рассчитать индивидуальный выбег насосных агрега-
тов при обесточивании, причем в качестве базисной мощности удобно при-
нять =Р .Приэтом = Тг >а (4.10) имеет вид Р а = -Р
б дв.к г •> выо /ттв/* v 7 изб нас/
При достаточно малом шаге Ди, - —0,02 получаются более точные резуль-
таты, чем с использованием формулы (2.50), где принята чисто квад-
ратичная зависимость момента сопротивления от частоты вращения.
На рис. 4.4 для рассматриваемого примера приведены зависимости
подачи насосных агрегатов от времени при их совместном выбеге с тур-
богенераторами (кривые 1,2,4,5) и индивидуальном (кривые 3,6),
за счет собственной инерции маховых масс. Так как рассматривается
случай оснащения турбогенераторов блоком выбега, то с учетом зави-
симости (4.21) кривые 1,2 одновременно характеризуют и характер из-
187
Таблица 4.2. Результаты расчета совместного выбега
Параметр Расчетная фор- мула Частота вращения, о.е.
1,0 1,1 0,8 0,6 0,4
Мощность турбины при исходном режиме,
МВт:
генераторном (4.11), (4.12) 1036,7 586 0 0 0
двигательном СРТурб = 0) — 0 — 0 0 0
Мощность механизмов СН, МВт:
ГЦН (4.13), (2.50) 28,05 37,3 14,5 6,3 2,09
ПЭН (4.13), (2.50) 16,4 24,2 4,44 1,32 0,27
Вентиляционные потери, МВт (4.14), (4.19) 32,6 43,4 16,7 7,04 2,09
Потери в опорных подшипниках, МВт (4.15) 2,3 2,53 1,84 1,38 0,92
Потери в опорных подшипниках, МВт (4-15) 1,8 2,08 1,29 0,84 0,46
Потери в стали, МВт (4.16) 3,86 4,37 2,89 1,99 1,17
Потери на возбуждение, МВт (4.17) 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Потери в меди, МВт (4.18) 0,68 1,05 0,2 0,07 0,02
Мощность статического преобразователя, МВт (4.20) 1,0 1,0 1,0 1,0 0,51
Избыточная мощность при исходном режиме, МВт: -8,93 -8,93
генераторном двигательном (4.10) (4.Ю) 948,6 -88,1 468,7 -44,26 -44,26 -21,34 -21,34
Избыточный момент при исходном режиме, о.е.: генератоном (4.8) 0,95 0,426 -0,055 -0,036 -0,022
двигательном (4.8) -0,088 — -0,055 -0,036 -0,022
Подача насосных агрегатов, о.е.: ГЦН (4.21) 1,0 1,1 0,8 0,6 0,4
ПЭН (4.22), (4.23) 1,0 1,11 0 0 0
Таблица 4.3. Начальный участок расчета выбега из генераторного режима
i 1 2 3 4 5 6 7
гц , о.е. 1,00 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05 1,06
А/* о.е. изб; 0,95 0,94 0,93 0,92 0,85 0,78 -
ДГ/, С 0,11 0,11 0,11 0,11 0,12 0,13 -
'р с 0, 0,11 0,22 0,33 0,44 0,56 0,69
Таблица 4. 4. Начальный участок расчета выбега из двигательного режима
i 1 2 3 4 5 6 7
«;•, о.е. 1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88
М ,-0,088 изб/ -0,084 -0,081 -0,077 -0,074 -0,071 -
о.е.
ДГ/,с 2,34 2,45 2,53 2,68 2,78 2,91 —
, с 0 2,34 4,79 7,32 10,00 12,78 15,70
менения частоты вращения выбегающей системы' п, и напряжения U при
выражении Q, п, U в относительных единицах.
При питании электродвигателей насосных агрегатов через статический
преобразователь, поддерживающий постоянство частоты и напряжения,
обеспечивается номинальная подача вне зависимости от противодавле-
ния в широком диапазоне изменения частоты вращения и напряжения
выбегающей системы.
Из сравнения кривых выбега при исходных генераторном (У) и дви-
гательном (2) режимах следует, что в первом случае располагаемое
время выбега возрастает почти на 20 с. За счет явления увеличения час-
тоты вращения при срабатывании автомата безопасности турбины воз-
растает средний уровень частоты вращения на начальном участке выбега,
что увеличивает располагаемое время производительной работы насос-
ных агрегатов с противодавлением (ср. кривые 4 и 5).
Из сравнения кривых 2 и 3 следует, что даже при оборудовании ГЦН
дополнительными маховыми массами подача насоса при совместном
выбеге с турбогенератором снижается гораздо медленнее, чем при ин--
дивидуальном выбеге с обесточиванием.
Из рис. 4.4 следует, что несмотря на наличие большого запаса кинети-
ческой энергии вращающейся системы и сохранение устойчивости асин-
хронной нагрузки, возникают трудности в обеспечении производитель-
ной работы питательных насосов, что объясняется видом их характерис-
190
Рис. 4.4. Изменение подачи насосных агре-
гатов при их индивидуальном и совмест-
ном с турбогенераторами выбеге:
1—3 — подача ГЦН при совместном
выбеге из исходного генераторного, дви-
гательного режима и при индивидуаль-
ном выбеге; 4-6 — то же для питательных
электронасосов
тик с достаточно высокой частотой закрытия обратного клапана (в рас-
смотренном примере Икл = 0,81). На рис. 4.4 срыв подачи ПЭН при со-
хранении постоянства давления в контуре многократной принудительной
циркуляции реактора происходит на 26—35-й секунде в зависимости от
исходного режима, когданапряжение и частота выбегающей системы еще
высоки (U - п = 0,82). При снижении давления в контуре в условиях
МПА время производительной работы ПЭН значительно увеличивается
и зависит от характера течи.
Увеличить время производительной работы таких насосов можно
за счет снижения противодавления в процессе выбега (при этом умень-
шается нкл), применения двухскоростных электродвигателей с переклю-
чением числа полюсов или автономных преобразователей частоты с под-
ключением к ним электродвигателей насосов с противодавлением. Прав-
да, в последнем случае резко возрастает торможение выбегающей сис-
темы, так как при постоянстве потребляемой мощности момент сопро-
тивления выбегающей системы будет возрастать по мере снижения п.
Как уже отмечалось, несколько увеличить время производительной
работы ПЭН можно и за счет исключения высоко инерционных ГЦН
из состава выбегающей нагрузки. В то же время при выбеге со сры-
вом вакуума в конденсаторах турбины из-за значительного увеличе-
ния вентиляционных потерь [см. (4.19)] длительность производитель-
ной работы ПЭН может уменьшиться.
Расчеты также показали, что с точки зрения продолжительности сов-
местного выбега и подачи насосных агрегатов их инерционные постоян-
ные являются параметрами несущественными по сравнению с турбоге-
нераторами, что видно из (4.7), устойчивость же асинхронной нагрузки
при малых инерционных постоянных электродвигателей увеличивается
[41,42].
Существенным с точки зрения расхолаживания АЭС является то об-
стоятельство, что включение ГЦН с большой инерцией маховых масс
191
р состав нагрузки, выбегающей совместно с турбогенератором, не пре-
пятствует естественному переходу ГЦН на индивидуальный выбег при
аварийном отключении рабочего ввода секции или при возникновении
короткого замыкания в процессе выбега.
В первом случае напряжения на обесточенной секции быстро (за 1,5—
2,5 с) затухает (см. рис. 2.8) и начинается индивидуальный выбег в соот-
ветствии со значениями инерционных постоянных агрегатов СН.
Во втором случае даже при непроходящем КЗ напряжение затухает
гораздо быстрее и происходит переход на индивидуальный выбег, как
при аварийном обесточивании. Если КЗ отключается средствами защи-
ты и самозапуск оказывается успешным, то совместный выбег восста-
навливается. При неуспешном самозапуске напряжение выбегающей
системы резко снижается, двигатели выбегают практически индиви-
дуально с небольшим электромагнитным моментом, обусловленным
остаточным напряжением и недостаточным для ускорения их роторов
до частоты вращения, близкой к частоте вращения ротора генератора.
В самом неблагоприятном из перечисленных случаев непроизводитель-
ные потери инерции маховых масс ГЦН не превышают 6 %, даже если
не учитывать дополнительное электроснабжение ГЦН от выбегающего
турбогенератора (до нарушения устойчивости).
Глава 5
ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ В СИСТЕМЕ СОБСТВЕННЫХ
НУЖД И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ВОЗГОРАНИЯ КАБЕЛЕЙ
5.1. Условия работы кабелей в системе собственных нужд
электростанций, причины их возможного возгорания
и способы его предотвращения
Как отмечено в [4], на некоторых электростанциях в последние го-
ды имели место случаи возгорания кабелей напряжением 6 и 0,4 кВ при
КЗ на присоединениях СН. Установлено, что в основном причинами воз-
горания кабелей явились многократные повторные включения присоеди-
нений СН оперативным персоналом после отключения их релейной защи-
той, а также неотключившиеся или затянувшиеся в отключении КЗ на
присоединениях СН. В этих случаях создаются условия для возгорания
кабелей, даже проверенных на термическую стойкость при расчетном
времени отключения повреждения.
Причиной неотключившегося КЗ (например, в точке К1 на рис. 2.1)
может явиться отказ защиты или выключателя (В1) поврежденного
присоединения СН при отсутствии или неэффективности дальнего резер-
вирования защитой ввода питания РУСН 6,3 кВ или при отсутствии уст-
ройств резервирования отказов выключателей (УРОВ).
192
Действительно, на присоединениях со сравнительно короткими ка-
бельными линиями (до 200 м) отказ в отключении В1 должен резерви-
роваться отключением В6 под действием защиты ввода. На присоединен
ниях же с трансформаторами СН 6,3/0,4 кВ или с протяженными кабель-
ными линиями отказы выключателей (В1) таких присоединений не ре-
зервируются защитами вводов питания РУСН 6,3 кВ из-за токоограни-
чивающего действия сопротивления трансформатора или кабеля. По-
добные отказы в отключении В1 должны ликвидироваться отключени-
ем выключателя ввода (Вб) под действием УРОВ.
Затягивание в отключении КЗ может произойти при отказе в от-
ключении выключателя присоединения (В1) при ликвидации повреж-
дения в точке К1 защитой ввода (отключение В6) с завышенной устав-
кой по времени (более 0,6 с),
Отказ или затягивание в отключении КЗ на присоединениях СН как
в сети 6,3 кВ, так и 0,4 кВ при большом количестве кабелей, проложен-
ных сосредоточенными потоками в кабельных туннелях и каналах, пред-
ставляет существенную пожарную опасность. При длительном существо-
вании аварийного режима, при котором изоляция поврежденного кабеля
успевает прогреться до температуры воспламенения, вероятность ее воз-
горания резко возрастает [15,43]. При этом может произойти взрыво-
опасное разрушение кабелей, в особенности кабелей с пластмассовой
изоляцией без металлической оболочки. В подобных случаях по всей
длине кабеля с током КЗ почти одновременно может возникнуть мно-
го очагов горения, и пожар может быстро распространиться на другие
помещения или установки, расположенные даже на значительном рас-
стоянии от места первоначального повреждения. Поскольку кабель мо-
жет гореть по всей своей длине, захватывая кабельный канал от места
КЗ до питающей-секции СИ, ликвидация и шраничение распространения
такого пожара огнестойкими перегородками и средствами пожароту-
шения затруднены.
Сказанное относится к общепромышленным кабелям (горючим),
которые в настоящее время применять на АЭС не разрешается. В систе-
мах основной технологии обязательному применению подлежат кабели,
не распространяющие горения, с индексом ”нг”.
С ростом мощности блоков потенциальная опасность возникновения
пожаров в кабелях возрастает, а их последствия становятся более тяже-
лыми. Это связано с применением в системе СН трансформаторов мощ-
ностью 63 МВ • А, с возрастанием токов КЗ и увеличением доли подпит-
ки от асинхронных двигателей (см. табл. 2.10), с увеличением длины
кабельных трасс, когда условия дальнего резервирования защитами вво-
дов отказов защит и выключателей присоединений ухудшаются.
В целях определения условий, при которых возможны возгорания
и разрушения кабелей, в 1983 г. были проведены стендовые испытания
на термическую стойкость к токам КЗ [15] кабелей с бумажной про-
питанной изоляцией марки ААШв 3 х 95 (ОЖ) — 6 (с алюминиевыми
однопроволочными жилами, в алюминиевой оболочке, в шланге из по-
193
ливинилхлоридного пластиката, сечением 3x95 мм2, на напряжение
6 кВ). В результате опытов установлено, что при нагревании токами
КЗ токоведущих жил кабеля до температуры выше 430° С происходят
многочисленные прорывы алюминиевой оболочки и разрушения заде-
лок с возгоранием изоляции в местах разрушения оболочки и заделок.
Отметим, что после выхода в свет номенклатуры кабельных изделий
с индексом ”нг” кабели марки ААШв на АЭС не применяются.
На основании результатов испытаний [15] и новых разработок в
области релейной защиты в системе СН [5] были выпущены противо-
аварийные циркуляры [4, 11], в которых предписывалось проведение
расчетной проверки температуры нагрева жил кабелей при КЗ, устанав-
ливались максимально допустимые температуры нагрева жил при экс-
плуатации и ужесточались требования к релейной защите в системе СН
в части допустимых времен отключения повреждений и обеспечения тре-
буемых коэффициентов чувствительности резервных защит.
В дальнейшем, в 1986—1987 гг. были проведены новые испытания,
но уже не только кабелей марки ААШв, но и других, применяющихся
в кабельных сетях СН электростанций. Ставилась задача эксперименталь-
ного определения температуры возгорания при воздействии сквозных
токов трехфазного КЗ базовых марок бронированных и небронирован-
ных силовых кабелей с однопроволочными и многопроволочными алю-
миниевыми жилами сечением 120 мм2 с бумажной пропитанной изоля-
цией в алюминиевой оболочке с защитными покровами типа Шв, БнлГ,
БлГ. Каждый из пяти различных образцов кабелей прокладывался по
поверхности испытательной площадки, образуя опытную линию с шестью
поворотами в горизонтальной плоскости и двумя — в вертикальной на
угол 90° С радиусом изгиба 1,0 м. Испытания проводились в режимах
применительно к трансформатору СН мощностью 40 МВ • А [15]. Раз-
личные образцы каждого типа кабелей нагревались токами КЗ до ко-
нечной температуры от 250 до 600° С, после чего проводились электри-
ческие и механические исследования состояния изоляции и делался вы-
вод о предельно допустимой температуре по условиям их возгорания.
Обобщенные результаты испытаний и характерные осциллограммы то-
ков при внезапном и повторном КЗ приведены в [15].
Результаты испытаний и разборки образцов кабелей позволяли
сделать важные выводы в отношении воздействия токов КЗ и связан-
ных с ними кратковременных повышений температуры жил на кабели
[15]. Установлено, что степень разрушения элементов кабеля зависит
от температуры нагрева жил, их конструкции и типа защитных покро-
вов. Так, при однократном нагреве жил до температуры 250° С у новых
кабелей наблюдается перераспределение пропитки и частичное осушение
внутренних слоев изоляции, в защитных же покровах существенных из-
менений не происходит. При нагреве жил выше 200° С наблюдается сни-
жение электрической прочности изоляции на 10—30%, причем степень
снижения у кабелей с однопроволочными жилами выше.
194
При температурах жилы от 250 до 300° С в защитном покрове типа
Шв поливинилхлоридная пленка приваривается к шлангу и имеется не-
значительное стекание битума, в защитном покрове типа БлГ часть кре-
пированных бумажных лент слипается и наблюдается частичное продав-
ливание битума через бронеленты, а в изоляции возрастает степень пе-
рераспределения пропиточного состава и осушения бумажных лент с
образованием складок на отдельных лентах и сквозных трещин на лен-
тах, прилегающих к однопроволочным жилам.
При температурах жилы от 300 до 400° С происходит стекание би-
тума в покровах типа Шв, сваривание поливинилхлоридных лент и вы-
давливание битума через бронеленты в покровах типа БнлГ и БлГ, осу-
шение изоляции, разрушение двух-трех лент у однопроволочных жил и
термическое старение бумажных лент у многопроволочных жил.
При температурах жилы более 400° С происходит продавливание би-
тума через зазоры лавсановой пленки и ее приклеивание к шлангу в
покровах типа Шв, стекание всех элементов защитного покрова, стека-
ние битума с верхних участков оболочки в покровах типа БнлГ и БлГ,
а также прорывы оболочки и разрушение изоляции.
Прорывы оболочек происходят в местах утонения оболочек у кабе-
лей, не имеющих бронепокрова, при температурах 380—450° С и у кабе-
лей с бронепокровом при 480—550°С. В местах прорыва бумажная изо-
ляция, как правило, разрушается. При нагреве жил до 500° С в местах
прорыва наблюдается выделение большого количества белого дыма и
пропитки без возгорания кабеля, что может быть объяснено принятой
методикой испытания без воздействия рабочего напряжения, а также
неполным разрешением изоляции в местах прорывов.
При нагреве кабелей с многопроволочными жилами до температу-
ры жилы более 400° С, а кабелей с однопроволочными жилами — более
500° С происходит разрушение концевых заделок и возгорание пропит-
ки в виде факела высотой до 3 м, при этом происходит отрыв концевых
заделок кабелей с однопроволочными жилами [15].
Результаты испытаний показали, что наиболее высокой пожароустой-
чивостью при сквозных токах КЗ в нерасчетных режимах обладают ка-
бели марки ААБнлГ (с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитан-
ной изоляцией, в алюминиевой оболочке, бронированный, с защитными
покровами под броней, не распространяющие горения, без наружного
покрова). Эти кабели выпускаются на напряжение 6,3 и 10,5 кВ и реко-
мендуются к применению при сооружении новых и реконструкции дей-
ствующих АЭС в системе СН.
При напряжениях 0,4 и 0,66 кВ в системе СН рекомендуется приме-
нять кабели марок АВВГнг и ВВГнг — не распространяющие горение, с
поливинилхлоридной изоляцией, с оболочкой из поливинилхлоридного
пластиката, без брони и наружного защитного покрова, с алюминиевыми
или медными жилами. Кабели марок ААБнгГ, АВВГнг, ВВГнг имеют ха-
рактеристики по нераспространению горения, удовлетворяющие между-
195
народным требованиям МЭК 332-3, кат. А, а кабели ААБнлГ считаются и
огнестойкими, удовлетворяющие требованиям МЭК 331,30 мин.
На основании результатов испытаний [15] определены максимально
допустимее температуры токоведущих жил кабелей с пропитанной бу-
мажной изоляцией напряжением 6—10 кВ в нерасчетных режимах по ус-
ловиям их возгорания: для кабелей без бронейокрова 350°С и для ка-
белей с бронепокровом 400° С.
Намечено проведение дополнительных испытаний кабелей с пропитан-
ной бумажной и пластмассовой изоляциями в целях определения темпе-
ратуры их возгорания при протекании сквозных токов КЗ, включая ка-
бели на напряжение 10,5 кВ сечением 150—240 мм2 при одновременном
воздействии тока КЗ и рабочего напряжения.
Для герметичных зон АЭС разработаны силовые и контрольные кабе-
ли, обеспечивающие нераспространение пламени [15]. Это силовые кабе-
ли марки ПВБВнг-1 и ПВВнг-6 с медными жилами, с изоляцией из вулка-
низированной композиции полиэтилена, в защитной оболочке из поли-
винилхлоридного пластиката пониженной горючести на напряжение 1 кВ
(бронированные) и 6 кВ (небронированные). Эти кабели удовлетворяют
требованиям МЭК 332-3 по нераспространению горения. Кабели на 1 кВ
выполнены с тремя и четырьмя жилами сечением от 10 до 185 мм2. Ка-
бели 6 кВ — одножильные, сечением 120 и 240 мм2. Эти кабели имеют
длительно допустимую температуру нагрева жил 90° С, а предельно до-
пустимую при КЗ по условиям термической стойкости — 250° С. В экс-
тремальных условиях кабели выдерживают повышение температуры в
помещении до 150° С и давления до 5.- 105 Па при воздействии парогазо-
вой смеси, водного раствора борной кислоты, гидразингидрата, едкого
кали, характерного при МПА [15].
Кабели потребителей систем безопасности АЭС, включая кабели уста-
новки автоматического пожаротушения указанных систем, должны быть
огнестойкими. До разработки огнестойких кабелей по полной номенкла-
туре допускается применение для систем безопасности АЭС кабелей, не
распространяющих горение, с индексом ”нг”.
В настоящее время проблема повышения негорючести кабелей и про-
водов — одна из актуальных как для электропромышленности, так и для
систем электроснабжения блочных электростанций. Разработан широкий
набор изоляционных материалов, не распространяющих горение, не вы-
деляющих при горении дымовых и агрессивных газов или выделяющих
их в небольшом количестве [16]. Работы по созданию негорючих изоля-
ционных материалов интенсивно проводятся как в нашей стране, так и
за рубежом и имеют три направления.
Первое направление характеризуется использованием негорючих чис-
тых полимеров, Второе направление использует специальные композици-
онные материалы с антипиренами, увеличивающими кислородный ин-
декс и снижающими их горючесть. Кислородный индекс в процентах оп-
ределяет минимальное количество кислорода в атмосфере, состоящей из
196
Рис. 5.1 Номограмма для проверки си-
ловых кабелей с алюминиевыми и мед-
ными жилами по условиям термичес-
кой стойкости и возгорания
смеси кислорода и азота, в кото-
рой материал способен гореть. Ка-
бели с изоляцией из материалов
с повышенным кислородным ин-
дексом обладают лучшей стойко-
стью к распространению пламени.
Так, если кислородный индекс
изоляционного материала кабелей
общего назначения составляет 18—
24, то для кабелей специального
назначения 30—40 [15].
Третье направление выдвигается
в настоящее время и характеризует-
ся внедрением композиционных материалов, не содержащих галогенов,
в целях обеспечения безопасной эксплуатации кабелей, не распространя-
ющих горение и не выделяющих токсичных и коррозионных газов.
На основании результатов испытания кабелей с бумажной пропитан-
ной изоляцией сквозными токами КЗ составлена монограмма [15],
приведенная на рис. 5.1 и предназначенная для выбора сечения кабелей
по условиям термической стойкости и их проверки по условиям возго-
рания при реальных режимах КЗ. По горизонтальной оси монограммы
отложены значения температуры токоведущей жилы до КЗ, а по оси
ординат — значения температуры жилы после воздействия импульса то-
ка КЗ. Семейство линий для коэффициента К дает возможность учесть
взаимосвязь между тепловым импульсом тока КЗ, сечением кабеля и
теплофизическими характеристиками материала жилы:
K = bB/S2,
(5.1)
где b = 45,65 мм2/(кА2 • с) — для алюминия; b = 19,58 мм2/(кА2 • с) —
для меди; В — импульс квадратичного тока КЗ, кА2 • с; S — сечение жи-
7
лы, мм .
Зная режим работы конкретной кабельной линии до КЗ цн и режим
КЗ (импульс В), можно по (5.1) определить значение /Си по точке пе-
ресечения вертикальной и наклонной линий найти значение конечной
температуры при КЗ. При режиме повторного КЗ за температуру до
повторного КЗ принимается температура жилы после первого КЗ.
Значение импульса квадратичного тока КЗ при участии в подпитке
точки КЗ асинхронных двигателей определяется по известным форму-
лам [3, 30]:
?откл
в = f z2 dt = В + В ;
' t п а’
B„ = 1lal„tOTm+0-5In.„0 Tn.,.m + Чкото'п.еиег ^э,: \ <Ь'2>
D - (J + J }2 T
a ' П.СИСТ п.дв07 a.cx’
^а.э.дв Льдв О + ^а.э.с Л1.сист
1 a-cx 1 4- r
-'п.двО 7 П. СИСТ '
где Bn, Ba — составляющие импульса квадратичного тока КЗ от периоди-
ческой и апериодической составляющих тока; /п.сист> Акдво ~ Действую-
щие значения периодической составляющей тока КЗ в начальный момент
времени от энергосистемы (трансформатора СН) и от двигателей соот-
ветствующей секции СН, Уд,? ^а.э.сисг> ^а.сх постоянные времени
затухания апериодических составляющих тока КЗ соответственно от эк-
вивалентного двигателя, энергосистемы и расчетная для всей схемы;
Ткадв — постоянная времени затухания периодической составляющей
тока КЗ от эквивалентного двигателя.
Для примера определим условия работы кабеля с сечением жилы
185 мм2, обтекаемого током трехфазного КЗ при питании от трансфор-
матора СН мощностью 63 МВ • А со следующими значениями токов:
Лесист = 23,3 кА; /1LZlB0 = 16,6 кА; 7П,Э,ДВ = 0,09 с; Та,э>дв = 0,053 с;
2а.эс = 0Л с> ^откл = 0,13; 0,6 с. При £Откл = 0,13 с имеем:
Вп = 23,32 • 0,13 + 0,5 • 16,62 - 0,09 + 2 • 23,3 • 16,6 • 0,09 = 152,6 кА2 - с;
Т
а.сх
0,053- 16,6 + 0,1 • 23,3
------------------------- 0,08 с;
39,9
В = 39,92 • 0,08 = 127,36 кА2 • с; В = 279,96 кА2 • с;
'45,65 279,96
К = ---------------=0,37.
1852
В соответствии с рис. 5.1 при vH = 63°С и К = 0,37 имеем vK = 195° С,
что допустимо по условиям термической стойкости.
При ГОТКл=0,6с; vH = 63°С; В = 535,1 кА2 с; К = 0,71 и ик =
= 345°С, т. е. и при действии не отсечки присоединения, а защиты ввода
предотвращается возгорание кабеля.
При повторном включении кабеля на короткое замыкание и /откл =
= 0,13 с имеем: пн = 195°С; В = 279,96 кА2 - с; К = 0,37; vK = 320°С,
т. е. и в этом случае возгорания произойти не должно, хотя термическая
стойкость нарушена и в дальнейшем можно ожидать ускоренного пробоя
такого кабеля.
Зависимости на рис. 5.1, формулы (5.1), (5.2) и данные примеры на-
глядно свидетельствуют, что при отказе защиты или выключателя присо-
198
единения наиболее действенным средством предотвращения возгорания
кабелей является наличие эффективного дальнего резервирования с вы-
сокочувствительной защитой на вводе к секции СН и сокращение вы-
держи времени отключения выключателей вводов [4—9].
5.2. Совершенствование дальнего резервирования
в сети 6,3 кВ собственных нужд
блочных электростанций
Для предотвращения возгораний в кабельной сети СН электростанций
при КЗ на присоединениях 6 и 0,4 кВ необходимо обеспечить отключение
выключателями вводов КЗ на присоединениях, не отключавшихся свои-
ми защитами и выключателями или затянувшихся более чем на 0,6 с.
Поэтому к релейной защите питающих вводов СН 6,3 и 0,4 кВ блочных
станций предъявляются жесткие требования [4, 15] осуществления даль-
него резервирования с временем t < 0,3 -г 0,6 с при КЗ в любой точке
защищаемой кабельной сети с обязательным сохранением селективности
установленных защит. При этом учитывается возможность отказов как
защиты поврежденных присоединений, так и их выключателей.
В настоящее время на блочных электростанциях с трансформаторами
СН мощностью 25—63 МВ • А в качестве релейной защиты питающих вво-
дов СН 6,3 кВ используются как дистанционные защиты (ДЗ), так и
максимальные токовые защиты с пуском напряжения (МТЗН) (см. рис.
2.2). В соответствии с [4] рекомендуется заменять на вводах питания
РУСН 6 кВ МТЗН на дистанционную защиту при необеспечении требуе-
мой чувствительности.
Как показано в [5], с ростом мощности ТСН происходит усложнение
защит питающих вводов СН 6,3 кВ. Это связано с необходимостью уве-
личения зоны резервирования этих защит (ДЗ, МТЗН или МТЗ) при от-
казе защит (токовая отсечка или дифференциальная) или выключателей
отходящих присоединений СН, так как с ростом мощности ТСН увеличи-
ваются и длины кабелей присоединений СН.
Под зоной резервирования защиты ввода понимается сопротивление
и соответствующая ей длина кабеля СН при трехфазном КЗ, в конце ко-
торого защита питающего ввода имеет коэффициент чувствительности
не менее 1,2 [4, 5]. Ко всем типам защит вводов предъявляются также
требования обеспечения коэффициента чувствительности не ниже 1,5
при двухфазном КЗ на секции СН 6,3 кВ и надежного несрабатывания
(отстройки) в режимах пуска и самозапуска двигательной нагрузки
защищаемой секции СН.
Произведем сравнение зон резервирования перечисленных защит
питающих вводов на примере блока с трансформатором СН мощностью
63 МВ • А вначале без учета сопротивлений питающей энергосистемы
при подключении электродвигателей одиночными кабелями и неучете
токов подпитки точки КЗ от электродвигателей.
199
Относительно последнего допущения следует отметить, что влияние
токов двигательной нагрузки секций СН 6,3 кВ на коэффициенты чувст-
вительности защит питающих вводов изменяется во времени. Как сле-
дует из рис. 2.1, 2.4, в начальный момент КЗ в кабеле присоединения
токи подпитки от электродвигателей исправных присоединений из-за
конечного значения сопротивления поврежденного кабеля от секции
до точки КЗ несколько уменьшают ток, протекающий через токовый
орган защиты ввода, и способствуют увеличению остаточного напряже-
ния на секции 6,3 кВ (при нулевой длине кабеля от точки КЗ до секции
ее напряжение было бы равно нулю независимо от токов подпитки).
Это приводит к некоторому уменьшению коэффициентов чувствитель-
ности МТЗ, МТЗН, ДЗ питающего ввода и даже к небольшой задержке
в срабатывании защит. Этот эффект проявляется тем сильнее, чем боль-
ше суммарная мощность двигательной нагрузки секции и чем больше
сопротивление (длиннее участок кабеля) от секции 6 кВ до точки КЗ.
Расчеты с учетом подпитки от двигателей показали [8], что при ра-
бочей загрузке ТСН мощностью 63 МВ • А при КЗ в конце зоны резер-
вирования максимальной токовой защиты с пуском по напряжению
остаточное напряжение на секции СН 6,3 кВ снижается до уставки сра-
батывания реле минимального напряжения С7усг = UB р не мгновенно,
а за 0,04 с, и до значения £/вр/ кч при кч = 1,2 — примерно за 0,11 с.
Аналогично для дистанционной защиты при КЗ Ь конце зоны ее резер-
вирования полное сопротивление, измеренное ДЗ, снижается до уставки
ее срабатывания Zt;3 примерно за 0,04 с, а до значения Zc3 /кч при кч =
= 1,2 — примерно за 0,08 с.
После затухания токов подпитки от двигателей имеет место обратная
картина: из-за наличия некоторого остаточного напряжеия на секции
СН 6,3 кВ двигатели начинают потреблять ток от питающей сети. Это
увеличивает ток через рабочий ввод, а значит, и через токовый орган
его защит и снижает напряжение на секции СН 6,3 кВ, тем самым уве-
личиваются коэффициенты чувствительности рассматриваемых защит.
Поскольку выдержки времени защит питающих вводов 6,3 кВ доста-
точно велики (A t = 0,,3 4- 0,6 с) и значительно превышают времена за-
тухания токов подпитки от двигателей [31 ], после затухания токов дви-
гателей нагрузка через рабочий ввод вновь возрастает. Поэтому учет дви-
гательной нагрузки несколько повышает коэффициенты чувствительно-
сти этих защит, что увеличивает соответствующие им зоны резервиро-
вания.
Более существенное влияние, чем на защиты ввода со сравнительно
большой выдержкой времени (A t - 0,3 4- 0,6 с), оказывают на поведе-
ние быстродействующих защит (отсечки) присоединений токи подпит-
ки от электродвигателей. Расчеты показали, что учет подпитки от элек-
тродвигателей увеличивает чувствительность токовой отсечки на началь-
ной стадии процесса на 20—30%. При этом влияние подпитки ограничи-
вается интервалом от 0 до 0,2 с, так что на защиты присоединений с
200
выдержками времени подпитка от электродвигателей практически
не влияет.
Ввиду того что КЗ в кабелях возможны и при остановленном энерго-
блоке, когда работает минимальное число двигателей, при расчете зон
резервирования влиянием двигателей придется пренебречь, чтобы не по-
лучить излишне оптимистичных границ зон и коэффициентов чувстви-
тельности.
Начнем с определения зоны резервирования дистанционной защиты
ввода. Зона надежного резервирования
Z = Z /к , (5.3)
ДИСГ ЦЗ' ч’
где кч - 1,2 — коэффициент чувствительности.
Сопротивление срабатывания защиты Zu3 отстраивается от сопротив-
ления хдв самозапускающихся электродвигателей:
аз ~ V Хдв ’
ЛВ
(5.4)
где кп — коэффициент надежности, принимается равным 0,85—0,9; кв —
коэффициент возврата, для реле КРС-2 не превышает 1,05—1,1 [4].
Выражение для сопротивления двигательной нагрузки можно полу-
чить из (2.37) для полной проводимости, которая при больших скольже-
ниях близка к реактивной проводимости:
Р S к. к У ДВ.Н ДВ.Н 1 ум и2 = ~™ , (5.5) S _ н П. 2—1,5) ‘ к. к ’ ’ i ум
где£ум — коэффициент уменьшения тока нагрузки при самозапуске
по отношению к току полностью заторможенных двигателей (см. рис.
2.14).
В соответствии с рекомендациями [4] дистанционная защита отстра-
ивается от сопротивления полностью заторможенных электродвигате-
лей, и тогда кум = 1,0.
В (5.5) для приближенной оценки зоны резервирования мощность
электродвигателей, участвующих в самозапуске, принята равной 1,2
мощности расщепленной обмотки для рабочего ТСН и 1,5 — для РТСН.
Различие в нагрузке связано с тем, что РТСН, в отличие от рабочего
ТСН, в условиях самозапуска электродвигателей может питать кроме
нагрузки одной секции РУСН 6,3 кВ еще и часть нагрузки СН другого
энергоблока при его пуске или остановке.
201
При подстановке выражений (5.4), (5.5) в (5.3) получим
к
Z = н Дв-Н_________________________ (5.6)
диет £
Зона резервирования обратно пропорциональна мощности ТСН* сте-
пени его загрузки и кратности пускового тока двигателей. Например,
зона резервирования защиты ввода при STH = 63 МВ • A; kj = 6,0; куМ =
= 1,0; кн = 0,85; кв = 1,1; кч - 1,2; Цде.н = 6 кВ равна
0,85 • 60002
Z = ------------------------------- = 0,1022 = 0,082 Ом.
дист 1,1 • 1,2 (1,2-1,5) 31,5 • 10 • 6 • 1
При использовании кабеля с алюминиевыми жилами сечением 150 мм2
(гуд = 0,206 мОм/м; гуд =0,218 мОм/м) длина зоны резервирования
от рабочего ТСН = 0,1022/0,218 = 469 м.
Дистанционная защита на вводах 6,3 кВ РТСН резервирует также и
повреждения на МРП 6,3 кВ. При выполнении их токопроводом с худ =
= 0,15 = 0,23 мОм/м получим
дз _ 0,082
рез.МРП Од5 _ О>23
= 546 = 356 м.
(5.7)
В соответствии с рис. 2.14 при Тп<п = 1,5 с имеем Лум = 0,75, и в со-
ответствии с (5.6) зона резервирования ДЗ возрастает на 33%, состав-
ляя 0,136—0,109 Ом. Таким образом, имеется возможность увеличить
уставку ДЗ (5.4) и тем самым — и зону резервирования.
Перейдем к рассмотрению зоны действия МТЗН питающих вводов.
В соответствии с [4] ток срабатывания защиты выбирается по усло-
вию отстройки от максимального тока нагрузки с учетом коэффици-
ента возврата
к
I =—«- I ,
Q3 к Н’
В
где /н — номинальный ток нагрузки ввода.
Коэффициент чувствительности токовых реле должен быть не менее
1,2 (кч >1,2) и определяться при минимальном токе трехфазного КЗ
^min в конце наиболее протяженного кабеля присоединений данной сек-
ции РУСИ 6,3 кВ
I <3>
к - т1П
4 7 с.3
(5.8)
202
/(3)
min
't3 + ^к + хвн + хТСМтах + лМРП^2
(5.9)
где Un — номинальное напряжение (6,3 кВ); rK)xK — активное и индук-
тивное сопротивления кабеля, Ом; хвн — сопротивление системы на сто-
роне высшего напряжения ТСН, приведенное к напряжению РУСН 6,3 кВ,
Ом; -^тентах — максимальное значение сопротивления питающего ТСН
в пределах регулирования РПН в условиях эксплуатации, Ом; хмрп —
индуктивное сопротивление шинопровода МРП, Ом.
Чувствительность токовых реле МТЗН обычно обеспечивается (5.8)
с большим запасом, так как у трансформатора СН мощностью 63 МВ • А
7Н = 2890 А,-а/(3) > 15 кА.
н ’ mm
В МТЗН напряжение срабатывания реле напряжения обратной после-
довательности принимается равным U2cp = 10 4- 12 В, Чувствительность
этого реле всегда достаточна и может не проверяться,
В результате зона действия МТЗН определяется уставкой реле напря-
жения прямой последовательности. Напряжение возврата минимального
реле напряжения защиты L'Bp выбирается по условию отстройки с коэф-
фициентом надежности кн = 1,1 4-1,2 минимального остаточного напря-
жения UOCI в режиме самозапуска, причем в [4] рекомендуется опре-
делять ^ocripin при полностью заторможенных электродвигателях:
£/вр= • (5.10)
Величина UOCI может быть определена по методике § 2.4 в соответ-
ствии с рис. 2.12, и для простейшей схемы на рис. 2.12, а при включении
ТСН на шины бесконечной мощности имеем:
7САМОЗ
(*ТСН + *дв+хМРп)
(5.И)
t/H
= -----------------, (5.12)
ост v САМОЗ да . - v 7
1 + тсн МРП
Хдв
где Хдв — см. (5.5).
Расчет остаточного напряжения выполняется при положении РПН пи-
тающего ТСН, соответствующем наибольшему значению U, и с учетом со-
противления МРП в цепи ТСН.
Резервирование защиты присоединений секции РУСН 6,3 кВ оценива-
ется по коэффициенту чувствительности минимального реле напряжения
203
I
при максимальном токе трехфазного КЗ в конце наиболее протяженных
кабелей присоединений. Коэффициент чувствительности
бвр
Т/3) z
max к
(5.13)
Для упрощения вычислений при определении 1 3^ пренебрегаем хК
по сравнению с гк (хк = 0) и считаем rK тогда формула (5.14)
примет вид
где/^3^ — максимальный ток трехфазного КЗ, определяемый аналогично
(5.9), но при хтсн min и хМрп = 0; zK — полное сопротивление кабеля,
равное у/ г* + х* ;
(5-14)
После преобразования получим
1 Fl 6 3 \ 2
/(3) =----J _ 1 3992 = 3,381/хгг„ = 3,381/0,1386 =
max v \-/Т/ ТСН
ХТСН v
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2. При кч <
<1,2 следует заменит^ МТЗН на дистанционную защиту.
Разрешая уравнение (5.13) относительно zK, можно найти зону ре-
зервного действия МТЗН питающего ввода аналогично тому, как это
было сделано для ДЗ:
= 24,39 кА.
Полученное значение Т^ах п°ДставЛяем в (5.15) для зоны резервирова-
ния:
Свр
Тк
ч max
(5.15)
1,349 1,349
ZTI =----- =-------=0,0553 Ом,
и АЗ) 24,39
1 max
Покажем применение формул (5.10) —(5.15) на примере, рассмотрен-
ном ранее для ДЗ.
По (5.5) находим сопротивление полностью заторможенных (А;ум =
= 1) двигателей
60002
х = -------------------------= (0,1587-0,127) Ом.
дв (1,2—1,5) • 31,5 • 10° • 6 • 1
Сопротивление трансформатора СН, полагаем Sg = 5тн/2 = 31,5 МВ ; А,
ЛТСН мк—- =0,11—-— = 0,1386 Ом. По (5.11), (5,12) находим:
5б 31,5
6,3
7/-'алд/ло ,—, 12,25 кА,
camuj (0,1386 + 0,1587)
С7осг ~ ' 12,25 • 0,1587 = 3,36 кВ, т. е. 56% номинального напряжения
двигателей = 6 кВ. В соответствии с (5.10) <7вр = 3,36/1,2 = 2,8 кВ.
Зона резервного действия согласно (5.15):
2,8
Z=---------—-------= 1,349//(3) .
U _, ’ 1 max
ч/З- 1,2/^7
v ’ max
или, что то же самое,
1,349
ZTJ= —--- х^и = 0,399 х™ = 0,399 • 0,1386 = 0,0553 Ом.
и 3,381 тсн тсн
Из формул и примера видно, что, как и в случае ДЗ, зона резервирова-
ния МТЗН уменьшается с увеличением мощности ТСН (хТСн снижается)
и увеличивается с уменьшением мощности самозапускающейся нагруз-
ки или при ее неполном затормаживании (хда растет). По сравнению с
ДЗ зона резервирования МТЗН в 1,85 раза меньше (Z^^fZjj = 0,1022/
0,0553 = 1,8) и охватывает кабельную линию с сечением токоведущей
жилы 150 мм2 длиной всего = 0,0553/0,218 = 254 м против
469 м у ДЗ.
Из приведенного примера видна недостаточная эффективность МТЗН
питающих вводов для резервирования отказов защит и выключателей
присоединений по сравнению с ДЗ. Понятны и рекомендации [4, 5] по
замене для мощных блоков МТЗН питающих вводов на ДЗ. В [6, 9]
анализируются и некоторые другие недостатки МТЗН питающих вво-
дов ТСН, проявляющиеся при КЗ в сети энергосистемы (см. § 5.3).
Остановимся также на эффективности применения МТЗН на выво-
дах обмоток низшего напряжения РТСН при повреждениях в цепи МРП
6,3 кВ. В этом случае S 5да = 1,5 (5TtH/2), хда = 0,127 Ом (при Лум =
204
= 1), Хтсн = 0,1386 Ом. Требуемое значение коэффициента чувствитель-
ности в (5.15) кч = 1,5 [5], если МТЗН является основной защитой
МРП и резервируется такой же защитой на стороне высшего напряже-
ния РТСН.
Ток самозапуска и остаточное напряжение определим при /МРП - 0,
так как при этом на измерительные трансформаторы напряжения МТЗН
подается минимальное остаточное напряжение:
^САМОЗ (0,1386 + 0,127)
Uoci = 13,7.0,127 = 3,01 кВ, что составляет 50% номинального
напряжения двигателей (самозапуск при таком напряжении заведомо
неуспешен). По (5.10) UBp = 3,01/1,2 = 2,508кВ; зона защиты при
кч = 1,5 равна:
2,508 ,
ZU = = °>967^ •
V? • 1,5
В отличие от кабеля, активным сопротивлением токопровода МРП
6,3 кВ можно пренебречь; полагаем также хМРП = Zcz. При этом фор-
мула (5.14) примет вид
/О) =
max
6,3
V~3 (*тСН +
2,673
6,3
- 0,967
v3
После преобразований получим ~ '-------------
хтсн
_ 2,673
ТСН
= 19 28 кА. Видно, что максимальный ток КЗ в конце зоны
0,1386 w АЧ
защиты меньше, чем при КЗ в кабельной линии (24,39 кА), что свя-
зано с необходимостью обеспечения разных коэффициентов чувстви-
тельности и разным проявлением токоограничивающего действия ак-
тивного сопротивления кабеля и индуктивного МРП.
Подставляя полученное значение 7^^. в (5*15), получаем Zv~ 0,967
19,28 =0,05 Ом. При = 0,15 4-0,23 мОм/м в зону защиты входит
ПOS • 10^
магистраль длиной /МРП = -333 + 217м, т.е. значительно
меньше, чем при ДЗ.
При применении МТЗН не всегда может быть защищена вся магист-
раль. Например, при четырех секциях МРП 6,3 кВ длиной 600 м, питаю-
щихся от двух РТСН мощностью по 63 МВ • А, в случае нахождения од-
ного из них в ремонте к другому оказывается присоединенной не по-
ловина, а вся магистраль. Поскольку рассмотренная в [5] установка
дополнительных измерительных трансформаторов напряжения с авто-
матическим переключением защиты с одного ИТН на другой усложня-
ет цепи защиты, более целесообразно применение дифференциальной
защиты МРП и резервной дистанционной защиты, что и реализовано на
современных блоках (см. рис. 2.7).
Перейдем к рассмотрению зоны действия МТЗ питающих вводов без
пуска по напряжению. Здесь резервирование защиты присоединений сек-
ции РУСН 6,3 кВ также оценивается по коэффициенту чувствительности
(5.8) при минимальном токе трехфазного КЗ (5.9) в конце наиболее
протяженных кабелей присоединений. Как и для ДЗ в случае МТЗ, пред-
полагается, что двухфазные КЗ в кабеле быстро, переходят в трехфаз-
ные и поэтому не учитываются. Коэффициент чувствительности должен
быть не менее 1,2. При меньшем значении кч необходимо предусмотреть
запуск УРОВ от защиты присоединений [4] или использовать рекомен-
дуемую в [6, 9] более чувствительную резервную защиту на дистанци-
онном принципе.
В отличие от МТЗН, уставка /сз тока срабатывания МТЗ должна вы-
бираться по условию ее отстройки от максимльного значения суммар-
ного тока участвующих в самозапуске электродвигателей, причем пол-
ностью заторможенных:
к
А;з ~~Г~ Азамоз ’ (5.16)
Кв
где кн — 1,2 — коэффициент надежности; &вр — коэффициент возврата
реле тока.
Возвращаясь к численному примеру, имеем для рабочих ТСН: 1С 3 =
1 2
= ^85 12,25 = 17,29 кА. Решаем совместно уравнения (5.8) и (5.9),
полагая 0, хвв — 0, — 0:
к I
Ч Q3
Разрешая последнее уравнение относительно гк, получаем зону резерви-
рования:
= 0,1077 Ом,
2 //О
~ хтсн = V ------- - 0,13862
u \ V3 - 1,2 • 17,29 /
(5.17)
т. е, зона резервирования МТЗ значительно превышает зону МТЗН и
207
206
/(2)
min
/(2)
min
близка к зоне резервирования ДЗ. Длина резервируемой кабельной ли-
нии при сечении токоведущей жилы 150 мм2 составляет
/Дг3 = 0,1077/0,218 = 494 м.
К МТЗ питающих вводов предъявляется дополнительное требование,
чтобы коэффициент чувствительности защиты при КЗ на шинах секции
СН 6,3 кВ, определяемый по минимальному значению тока двухфазного
КЗ, был не менее 1,5 [4]:
к =!<$ Ц ; (5.18)
ч .. mm' с.3 ’ 4 7
С/н
= 0,865 ——-------------------- (5.19)
3 <хвн + ХТСН + ХМРП )
В рассматриваемом примере при хвн = хМрП = 0 получим
6,3
= 0,865 ----------- =22,72 кА;
V? • 0,1386
22,72
&ч = 17 29 = Ви*но’ 410 тРебование иметь в этом режиме кч > 1,5
не выполняется. В то же время, если уставку срабатывания МТЗ (5.16)
определять по току самозапуска неполностью затормозившихся двигате-
лей (при 1п.п 1,5 е, ^ум — — 0,212 Ом, ^сдмоз ~ ^6,4 кА),
коэффициент чувствительности возрастает до кч = 1,55,
Как уже отмечалось (см. § 2.1 и рис. 2.6), МТЗ резервирует диффе-
ренциальную защиту на линиях от секций СН 6,3 кВ нормальной экс-
плуатации к секциям надежного питания. При наличии МТЗ для обес-
печения селективности выдержка времени на вводах рабочего и резер-
вного питания должна быть увеличена, что противоречит обеспечению
пожарной стойкости кабелей. Поэтому здесь для МТЗ применены умень-
шенные интервалы селективности без увеличения выдержки времени
защит вводов и с использованием системы блокировок, предложенных
в [4, 5] и описанных при рассмотрении рис. 2.6.
Из рассмотренного видны основные способы повышения надежности
сети СН 6,3 кВ и предотвращения возгорания кабелей. Сюда относится
недопустимость повторного включения электродвигателей после отклю-
чения их релейной защиты без устранения причин отключения, примене-
ние уменьшенных (до 0,3 с) интервалов селективности резервных за-
щит линий, питающих удаленные нагрузки, или применение блокировок
защиты рабочего ввода питания РУСН 6,3 кВ от защит указанных линий,
что позволяет не увеличивать выдержку времени на защите вводов ра-
бочего и резервного питания, введение запрета АВР питания РУСН 6,3 кВ
при отказе выключателя отходящей линии, установка УРОВ 6,3 кВ для
208
(CZ'F
трансформаторов CH 6,3/0,4 кВ и для отдельных присоединений СН
6,3 кВ с протяженными кабельными линиями, замена электромехани-
ческих реле времени ЭВ-100 и РВ-100 на полупроводниковые РВ-01 в
целях снижения ступени селективности, замена на вводах питания РУСН
6,3 кВ МТЗН на ДЗ в случае необеспечения требуемой чувствительности
[4].
Важное место в системе этих мер занимает расчет чувствительности
защит вводов питания РУСН 6,3 кВ при КЗ на шинах и в конце кабель-
ных линий [см. формулы (5.3)—(5.18)] или, что то же самое, опреде-
ление зон резервирования для ДЗ (5.6), МТЗН (5.15) и МТЗ (5.17).
Численные примеры, характеризующие результаты расчетов по (5.3) —
(5.19), носят в основном иллюстрированный характер (упрощенное
представление питающей системы и учет КЗ только за одиночными ка-
белями). Примеры показывают тенденцию изменения положения зон с
дальним резервированием в связи с повышением мощности трансфор-
маторов СН, степени их загрузки, совершенствованием защит питаю-
щих вводов. Необходим уточненный расчет коэффициентов чувстви-
тельности (зон резервирования) для каждого из присоединений СН с
учетом конкретных параметров питающей сети и нагрузки СН кон-
кретного энергоблока [8]. В этом отношении предварительно рассчи-
танные зоны резервирования защитами вводов питания [7, 30] могут
использоваться с уверенностью только в том случае, если конкретные
длины кабельных линий соответствующего сечения не находятся вблизи
границы зоны резервирования, а параметры питающей сети СН близки.
5.3. Расчет обеспечения дальнего резервирования
Защитами питающих вводов при коротком замыкании
в кабельной сети 6,3 кВ
Функции дальнего резервирования, выполняемые защитами вводов
питания, требуют необходимой чувствительности этих зашит к КЗ в кон-
це кабельных линий присоединений СН, поскольку неотключенное КЗ
на присоединении может вызвать возгорание кабеля и даже пожар ка-
бельных коммуникаций, что надолго выведет энергоблок из строя.
На рис. 5.2 приведены структурные схемы релейных защит вводов
питания секций СН 6,3 кВ при отсутствии реактирования секций СН
t>,3 кВ нормальной эксплуатации (д) и при его наличии (б). В обоих
случаях секция надежного питания отделена от основной секции пере-
мычкой с двумя выключателями; в цепи секционного реактора выклю-
чатели отсутствуют.
На рабочем и резервном вводах питания от трансформаторов СН
предусмотрена установка МТЗН или ДЗ. Реактированный участок сек-
ции защищается МТЗ, на перемычке и секции надежного питания уста-
навливается МТЗ и дифференциальная защита, действующая без вы-
держки времени при КЗ на перемычке. Селективность работы защит
209
РТСН
Рис. 5.2. Структурная схема релейных защит вводов питания секций СН 6,3 кВ
при отсутствии реактирования СНЭ (ф) и при наличии реактирования (б)
вводов питания обеспечивается выдержками времени и системой бло-
кировок.
Проверка чувствительности защит вводов питания при КЗ на присо-
единениях, регламентируемая [4] и проводимая по (5.3) —(5.19), весь-
ма трудоемка даже при небольшом числе присоединений и при упроще-
ниях для определения тока самозапуска и остаточного напряжения сек-
ций с использованием простейшей схемы замещения на рис. 2.12, а,
что подтверждается примерами § 5.2.
При использовании ЦВМ (при заданных коэффициенте чувствитель-
ности кч, схеме и нагрузке СН конкретного энергоблока) целесообраз-
но определить зоны резервирования рассматриваемых защит вводов
питания (ДЗ, МТЗН, МТЗ) для единичных кабелей стандартных сече-
ний с алюминиевыми и медными жилами и для кабельных линий к
мощным потребителям (ГЦН, ПЭН, ЦН, КН), составленных для не-
скольких параллельных кабелей (пучка). В таком случае для рассмат-
риваемого энергоблока проверка дальнего резервирования будет све-
дена к сопоставлению фактических длин кабельных линий присоеди-
нений с длинами зон резервирования.
Общие выражения для зон резервирования можно получить, исполь-
зуя формулы (5.3) —(5.16) и рассмотрев случай КЗ в кабельной линии,
составленной из п параллельных кабелей и подключенной к реактиро-
ванной секции СН 6,3 кВ. Расчетная схема представлена на рис. 5.3, где
хп = хвн + хтсн + хмрп ~ инДУктивное сопротивление цепи питания
СН; хвн, хтсн, хМРП — аналогичны обозначениям в (5.9), причем в
хвн включено и индуктивное сопротивление линии подключения транс-
форматора СН к главной схеме; хр — индуктивное сопротивление сек-
ционного реактора; ZK = гК + /лк — сопротивление кабеля; /* = 1/L —
относительное расстояние от секции СН до точки КЗ в долях длины зо-
ны резервирования L; при расчете длины зоны резервирования одиноч-
ного кабеля Z* = 1. Все величины в схеме на рис. 5.3 приводятся, как л
в примере § 5,2, к ступени напряжения на секции СН 6,3 кВ, а если рас-
чет выполняется не в именованных, а в относительных единицах, то и
к базисным условиям.
Определение токов КЗ и зон резервирования, как и в § 3.2, выпол-
нено с учетом как индуктивного, так и активного сопротивления ка-
белей. Тем самым учтено токоограничивающее действие активного со-
противления, превышающего индуктивное сопротивление для кабелей
с алюминиевыми жилами сечением 240 мм2 и менее. Для остальных
элементов расчетной схемы [питающей энергосистемы, линии подклю-
чения РТСН, трансформатора, магистралей (токопроводов) рабочего
и резервного питания, реактора] учтены только индуктивные сопро-
тивления, что является общепринятым допущением для сети 6,3 кВ
[3, 18,30]. При определении зон дальнего резервирования в качестве
расчетного принято трехфазное КЗ в кабеле, так как двухфазное КЗ
в кабеле, как правило, быстро переходит в трехфазное [4]. При сде-
211
Рис. 5.3. Расчетная схема для определения зон резервирования релейных защит
вводов питания
данном допущении не учитываются сравнительно редкие двухфазные
КЗ на зажимах двигателей, которые могут не перейти в трехфазные.
О допущении в отношении возможности неучета токов подпитки от
двигателей СН, в особенности при замыкании в кабелях остановлен-
ного энергоблока, уже говорилось в § 5.2.
С учетом сделанных допущений в схеме на рис. 5.3 эквивалентное
сопротивление кабельного пучка при трехфазном КЗ можно предста-
вить в виде [8]:
Z = г + fx -г EL + /х EL ;
э э 1 э уд 1 уд ’
1*п+1* (1 - л)
Е = -------------- ,
п
(5.20)
где Гуд, Худ — удельные сопротивления кабеля.
Очевидно, что для одиночного кабеля п- 1, Е = 1 nL =1.
Как уже отмечалось в § 5.2, резервирование защит присоединений
МТЗН оценивают по коэффициенту чувствительности (5.13) минималь-
ного реле напряжения при симметричном КЗ на присоединении (5.14),
212
так как чувствительность токового органа и устройства фильтр-ре-
ле напряжения обратной последовательности всегда достаточна [4].
С учетом рис, 5.3 и зависимости (5.20) формулы (5.13) и (5.14)
примут
вид:
бвр
к
ч
(5.21)
(5.22)
где — ток трехфазного КЗ при минимальном сопротивлении цепи
питания хп с учетом изменения иК трансформатора СН при регулиро-
вании напряжения; t/Bp — уставка напряжения возврата защиты, от-
строенная с коэффициентом надежности кК от остаточного напряже-
ния в сети 6,3 кВ при самозапуске (5.10). Зная параметры системы
электроснабжения, для каждого из присоединений с кабелем конкрет-
ной длины, сечением и числом в пучке по (5.10), (5.20) —(5.22) можно
определить значение коэффициента чувствительности кч.
Можно также получить выражение для расчета зоны резервирования
L в метрах при заданном значении кч. Для этого формулы (5.10), (5.20),
(5.22) подставляем в (5.21) и после преобразований получаем
L =
2 АС
(5.23)
где
А = (г2 + х2 )
v уд уд7
Сост
кн кч Un.
В 2худ
(5.24)
Здесь, в отличие от примера расчета в § 5.2, не приходится прини-
мать дополнительных допущений в части пренебрежения худ по срав-
нению с Гуд. При отсутствии секционного реактора следует положить
Яр - 0.
Резервирование МТЗ на вводе питания оценивается по коэффициен-
ту чувствительности (5.8) при КЗ на присоединении, где 1<3) опреде-
213
ляется по формуле, аналогичной (5.22), (5.9), но при максимальном
сопротивлении цепи питания хп. Уставка срабатывания защиты 1С З от-
страивается с коэффициентом надежности кн от максимального тока
в расчетном переходном режиме (5.16); для энергоблоков — от тока
самозапуска.
Подставив формулы (5.22), (5.16), (5.20) в (5.8), после преобра-
зований получим выражение для расчета зоны резервирования МТЗ так-
же в виде (5.23), но коэффициенты А, В, С приобретают значения:
Л=гуд + Ауд; 5 = 2хУД (*п+*р);
2
(5.25)
кв
кн кц ^САМОЗ
Формулы (5.20), (5.22), (5.16)', (5.8) можно решать и не в виде си-
стемы уравнений (5.23), (5.25), а применять их последовательно; при
этом будут получены значения кч защиты ввода при КЗ в конце кон-
кретных присоединений.
Резервирование ДЗ ввода релейных защит присоединений оценива-
ют по коэффициенту чувствительности при КЗ на присоединении кч =
= ZG3/ZJlHCT = Za3/ZK3 [см. (5.3)]. Уставка срабатывания дистанцион-
ной защиты ZG3 определяется зависимостью (5.4), причем ZK3 = —
модуль сопротивления, измеряемого дистанционной защитой при КЗ на
присоединении:
(5,26)
Z ~Z - \/г2 + (хэ + A'n)2'.
К.3 ДИСГ v Э v 3 P7
Подставив формулы (5.4), (5.20), (5.26) в (5.3) и выполнив преобра-
зования, получим ту же формулу (5.23) для расчета зоны резервирова-
ния, но коэффициенты А, В, С имеют вид:
А = г2 + х2 ; В = 2 xvn х ; )
УД УД ’ УД р ’ |
i ь- '7 .2
(5,27)
с=х2-
р \ кв кч
Дня определения коэффициентов чувствительности ДЗ ввода при
КЗ в конце конкретных присоединений формулы (5.20), (5.26), (5.4),
(5.3) применяются последовательно.
При отсутствии реактирования секций СН 6,3 кВ (рис. 5.2, а) в фор-
мулах (5.24), (5.25), (5.27) следует положить хр = 0.
Значения коэффициентов чувствительности, надежности и возврата
релев (5.21), (5.10), (5.8), (5.16), (5.3), (5.4), фигурирующие затем
в конечных выражениях (5.24), (5.25), (5.27) для зон резервирования,
следует принимать в соответствии с действующими нормативными до-
кументами [4].
214
Расчетная схема на рис. 53 и формулы (5.20) позволяют моделиро-
вать КЗ в любой точке кабельного пучка, задаваясь соответствующим
значением /*. Поскольку длина зоны резервирования L (5.23) зависит
от места КЗ, требуется определить минимальную зону резервирования
при возникновении повреждения в наиболее неблагоприятной точке пуч-
ка кабелей. Исследования на экстремумы функции (5.23) при и > 2,
проведенные в [8], показали, что наименьшая зона резервирования в
кабельном пучке получается при возникновении КЗ на относительном
расстоянии /* от питающей секции СН, равном
2 (л - 1) ’
(5.28)
При этом коэффициент Е в (5,23) приобретает значение
п
Е =---------,и>2. (5.29)
4 (п - 1)
Если обозначить зону резервирования для одиночного кабеля (п =
= 1,Е = 1) стандартного сечения через
-В + \/в2 - 4'А С
Л =------------------, (530)
2АС
то для кабельной линии, составленной из п одинаковых параллельных
кабелей, минимальная зона резервирования, в соответствии с (5.23),
(5.28), (5.29), (5.30), определяется по формуле
4 (п - 1)
1п = —------- Lt, п > 2. (5.31)
п
Например, для пучка из двух кабелей минимальная зона резервиро-
вания увеличивается вдвое по сравнению с. единичным кабелем того
же сечения (£2 = 2£>) и соответствует КЗ в самом конце кабеля, в
точке /* = 1; для пучка из трех кабелей = 2,66 при /* = 0,75; для
пучка из четырех кабелей = 3LX при/* = 0,66 и т.д.
Таким образом, специальных расчетов зон резервирования для ка-
бельных пучков можно не проводить и пользоваться формулой (5.30),
являющейся частным случаем формулы (5.23) при Е = 1 с последую-
щим переходом к формуле (5.31), поскольку зоны резервирования пуч-
ков из п кабелей кратны зоне резервирования для одиночного кабеля.
Из приведенных зависимостей следует, что длина зон резервирова-
ния существенно зависит от состава электроприемников СН, реактиро-
вания секций, построения сети питания секций СН, пределов регулиро-
вания РПН и связанного с этим изменения ик трансформаторов СН.
На зоны резервирования влияет и требуемая надежность резервирова-
215
ния, определяемая кч. Поэтому получение обобщенных характеристик
для определения зоны резервирования в виде диаграмм, графиков и
таблиц затруднено и для ррактического применения малоприемлемо.
Расчеты показали, что даже для одного энергоблока зоны резервиро-
вания для разных секций СН могут заметно различаться из-за различ-
ной длины экранированных токопроводов 6,3 кВ (магистралей) пита-
ния и различного состава нагрузки секций.
Получение зон резервирования для кабелей стандартных сечений
для всех секций СН с использоанием формул (5.30), (5.24) —(5.27),
(5.31) и применением ЦВМ не представляет труда, при условии, что
предварительно определены взаимосвязанные величины иОС1, ^самоз»
/дв (см. § 2.3 и рис. 2.12). Эти величины необходимо определять не
только для наиболее простого в расчетном отношении случая полно-
стью заторможенных двигателей, как это рекомендуется в [4], но и
для границы перехода неуспешного самозапуска в успешный как по
составу электроприемников, так и по длительности перерыва питания.
В первую очередь это актуально для мощных энергоблоков, где усло-
вия дальнего резервирования выполняются с трудом. Действительно,
использование для определения уставок ДЗ, МТЗН, МТЗ незаниженных
значений Z , UOCI и соответственно незавышенного значения /самоз
j lb
позволит заметно увеличить зоны резервирования и надежность даль-
него резервирования за счет повышения чувствительности защиты вво-
дов к удаленным КЗ в конце кабельных линий.
В самом деле, на мощных энергоблоках трансформаторы СН имеют
высокий коэффициент загрузки, а длины магистралей питания от ТСН
до секций СН могут достигать нескольких сот метров [26], Поэтому
самозапуск полностью заторможенных двигателей, когда UOCI = 0,5 -г
0,55 номинального напряжения двигателей, будет заведомо неуспеш-
ным, так как или произойдет ’’зависание” самозапускающихся двига-
телей на промежуточных частотах вращения, или длительность само-
запуска превысит допустимую, и блок будет аварийно остановлен тех-
нологическими защитами.
Поэтому на мощных энергоблоках настройка защит исходя из воз-
можности самозапуска полностью заторможенных двигателей заведо-
мо приводит к загрублению защит вводов и значительному уменьше-
нию зон дальнего резервирования. Величины UOCI, /самоз, -^дв Для пре-
дельных случаев успешного самозапуска целесообразно определять с
учетом предварительной загрузки ТСН от соседних энергоблоков и со-
четания возможных вариантов питания по программам расчета самоза-
пуска на ЦВМ [12—24, 26].
В качестве иллюстрации приведем результаты расчетов дальнего ре-
зервирования для сети СН 6,3 кВ энергоблока с двумя турбогенерато-
рами 800 МВт с использованием реактирования (хр = 0,14 Ом) в си-
стеме СН (см. рис. 5.2, б). Полная схема СН и состав нагрузки приве-
дены в работе [1] на рис. 2.3 и в табл. 2.3. Питание секций СН осущест-
216
/
вляется от расщепленных обмоток низшего напряжения рабочего или
РТСН мощностью 63 МВ • А по магистрали рабочего или резервного пи-
тания, длина которых 170 м. Мощность двигательной нагрузки 6 кВ до
секционного реактора составляет 13 МВт, мощность нагрузки за реак-
тором: 4,27 МВт — двигательная и 9 МВ • А — трансформаторы 6/0,4 кВ.
Расчеты остаточного напряжения на секции СН 6,3 кВ до реактора,
сопротивления нагрузки СН и тока самозапуска через реактор при пол-
ностью заторможенных двигателях дали: UOCI = 3260 В или 0,51 t/H;
= 0,224 Ом; /самоз = 4500 А. По сравнению с расчетным приме-
ром (5.10) —(5.15) § 5.2 (7дв = 0,1587 Ом, UOCI = 3,36 кВ) сопротив-
ление двигателя значительно выше, так как учтен реальный состав са-
мозапускающейся нагрузки с конкретными параметрами и реактиро-
вание, a Uocl ниже, так как учтено сопротивление питающей системы в
точке включения ТСН и реактирование.
В табл. 5.1 приведены зоны резервирования, обеспечиваемые защита-
ми вводов, рассчитанные по формулам (5.30), (5.24) —(5.27) для слу-
чаев отстройки защит вводов от режима самозапуска как полностью
заторможенной нагрузки (идв = 0), так и при перерыве питания на
границе успешности самозапуска и коэффициенте чувствительности
кч = 1 >,2 [4].
При расчете зон резервирования в соответствии с рекомендациями
[4] принято: для МТЗН кн = 1,2; для МТЗ кн = 1,2, кв = 0,8; для ДЗ
кн = 0,85, кв = 1,1. При рассмотрении данных табл. 5.1 следует также
учитывать, что к нереактированным секциям СН 6,3 кВ по условиям
термической стойкости не могут подключаться одиночные кабели се-
чение м менее 3x150 мм2.
Данные табл. 5.1 в сочетании с (5.3) наглядно показывают, что при-
менение кабельных пучков из двух кабелей и более с увеличением сум-
марного сечения по сравнению с требуемым из условий длительной
нормальной работы является эффективным средством увеличения
зоны резервирования и повышения термической стойкости. Тем не
менее такое решение неэкономично и в некоторых случаях просто
невозможно, так как подключение двух и более параллельных кабе-
лей может ограничиваться размерами коробок зажимов электродви-
гателей.
Поскольку на рассматриваемом энергоблоке длина кабельных линий
с алюминиевыми жилами сечением 150 и 185 мм2 присоединений к сек-
ции СН до реактора не превышает 300 м, МТЗН обеспечивает дальнее
резервирование при КЗ на присоединениях 6,3 кВ, и с этой точки зре-
ния, в соответствии с [4], ее замены более чувствительной ДЗ не требу-
ется.
Часть присоединений к секции СН за реактором имеет кабельные
линии с алюминиевыми жилами сечением 150 мм2 длиной 400—450 м.
Из табл. 5.1 видно, что МТЗ реактированной секции обеспечивает на-
дежное дальнее резервирование, так как эта защита отстроена от тока
217
Таблица 5.1. Зоны резервирования (м) защитами питающих вводов защит
кабелях стандартных сечении с алюминиевыми жилами
Сечение жил кабеля, МТЗН питающего ввода ДЗ питающего ввода
идв 0 ”дв > 0 ИДВ 0 Цдв > 0
Сост = 3260 В Со СТ - = 4280 В ZnB = 0,224 Ом Zbb = 0,305 Ом
мм2
Свр = 2720 В Свр ~ 3570 В Zc.3 = 0,172 Ом 1 ^с.з ~ 0,236 Ом
3 х 70 150 220 320 440
3 х 95 210 300 430 590
Зх 120 270 390 530 730
Зх 150 340 490 650 900
Зх 185 410 610 780 1080
Зх 240 530 790 970 1340
Примечание. Для кабельного пучка зоны резервирования определяются
самозапуска не всей нагрузки одной расщепленной обмотки, а только
от тока самозапуска нагрузки за реактором.
Для рассматриваемого энергоблока с использованием методики [19,
24, 26] при помощи ЦВМ был найден предельный по успешности режим
самозапуска от РТСН при ослабленной связи между ОРУ 330 и ПО кВ,
когда один из автотрансформаторов связи отключен. При подключении
РТСН к ОРУ 110 кВ граница успешности самозапуска получается при
перерыве питания Гп>п = 0,9 с. При этом начальное напряжение на сек-
ции СН 6,3 кВ до реактора составляет Uocl = 4280 В, на секции за реак-
тором UOCI = 3700 В, сопротивление частично затормозившейся нагруз-
ки СН /да = 0,305 Ом, ток самозапуска через реактор/САМ оз ~ 3860 А.
Эти данные занесены в табл. 5.1, из которой видно, что отстройка защит
вводов от предельного по успешности режима самозапуска (а не от ре-
жима самозапуска полностью заторможенных двигателей) позволяет
существенно увеличить зоны резервирования. При том же кч = 1,2 у
МТЗН зона резервирования увеличилась на 50%, у ДЗ — на 40%, у МТЗ —
на 30%.
Заметное увеличение зон резервирования благодаря предлагаемой
методике выбора уставок защит вводов особенно существенно для стан-
дартных схем СН без секционных реакторов (см. рис. 5.2), где защита
вводов питания обеспечивает дальнее резервирование отказов защит и
выключателей всех присоединений СН данной секции. Очевидно, что
при такой настройке защит вводов питания существенно увеличивает-
ся чувствительность этих защит к КЗ в конце сравнительно коротких
кабельных линий, которых большинство, вследствие чего надежность
дальнего резервирования повышается.
218
присоединений при КЗ в одиночных
МТЗ реактированной секции
Идв ~ 0 > 0
^САМОЗ ~ 4500 А /сАМОЗ = 3860 А
7с.з = 6350 А ^с.з “5450 А
580 820
740 1060
880 1270
1020 1490
1150 1700
1320 1980
по (5,31) с учетом данных табл. 5.1.
Отметим также, что установка
секционного реактора и, как след-
ствие, МТЗ для защиты реактиро-
ванной секции, с одной стороны,
улучшает дальнее резервирование
как при КЗ на присоединениях за
реактором, так и до него (ср. дан-
ные табл. 5.1 и примера § 5.2),
но, с другой, существенно ухуд-
шает условия самозапуска, делая
его ступенчатым. Вначале запуска-
ются двигатели, подключенные до
реактора, лишь после повышения
напряжения на секции за реакто-
ром начинается разгон двигателей
реактированной секции.. Поэтому
на большинстве энергоблоков
применяется схема СН без реак-
тирования (см. рис. 5.2, а).
Следует также отметить, что эффективное дальнее резервирование
с временем отключения выключателей вводов не выше 0,6 с при от-
казах защит или выключателей присоединений является действенным
средством предотвращения возгорания кабелей, но полностью пробле-
му обеспечения их термической стойкости не решает, поскольку по-
следняя не нарушается лишь при отключениях КЗ в кабельных лини-
ях за время не выше 0,12—0,17 с, т. е. только при срабатывании защи-
ты и выключателя поврежденного присоединения. Поврежденный ка-
бель, отключенный защитой ввода, должен подлежать замене по всей
длине для предотвращения развития аварии при последующей эксплу-
атации.
Наличие на питающих вводах к секциям СН 6,3 кВ и на вводах к МРП
защит, осуществляющих дальнее резервирование с Д t < 0,6 с при по-
вреждениях в кабельной сети и на токопроводах МРП и УРОВ на тран-
сформаторах 6/0,4 кВ и на линиях к удаленным нагрузкам, тем не
менее не исключает полностью возможности возгорания в кабельной
сети Можно представить ситуацию, когда при КЗ на одном из много-
численных присоединений 6,3 кВ произойдет отказ защиты или вы-
ключателя данного присоединения и одновременно откажет защита
ввода или его выключатель. Поскольку ДЗ на стороне высшего на-
пряжения трансформатора СН (см. рис. 2.2) не чувствительна при КЗ
в конце зоны резервирования кабелей (см. табл. 5.1), отключение бло-
ка совместно с рабочим ТСН или РТСН на стороне высшего напряже-
ния произойдет только после развития повреждения и перехода КЗ в
кабеле в КЗ на секции СН 6,3 кВ. Но даже если повреждение произой-
дет в начале кабеля присоединения и ДЗ на стороне высшего напряже-
219
ния ТСН окажется чувствительной к данному КЗ, отключение повреж-
дения при несрабатывании защит или выключателей присоединения и
ввода произойдет с выдержкой времени Af=l,O-s-l,15c. В обоих слу-
чаях, в соответствии с [15], возгорание кабельной линии неизбежно.
Для резервирования защиты вводов, а также в связи с тем, что даже
ДЗ вводов, отстроенная от режимов пуска и самозапуска электродвига-
телей питаемых ими секций СН 6,3 кВ, не реагирует на КЗ в конце про-
тяженных кабелей (табл. 5.1), дополнительно к ДЗ вводов предусмат-
ривается установка комплекта резервной высокочувствительной токо-
вой защиты этой секции (см. [9], рис. 2.2). Повышенная чувствитель-
ность резервной защиты к многофазным КЗ в сети 6,3 кВ обеспечивается
благодаря тому, что РЗ не отстраивается по току от режима самозапуска
при обесточивании в сети СН 6,3 кВ и от токов подпитки и последующе-
го самозапуска при повреждениях в сети высшего напряжения трансфор-
матора СН. Резервная защита отстраивается только от тока полностью
загруженной защищаемой секции при пуске от нее самого мощного дви-
гателя. Защита автоматически выводится из работы на время группово-
го пуска или самозапуска электродвигателей защищаемой секции СН и
срабатывает при многофазных КЗ в этой сети. Этим обеспечиваются не-
обходимые коэффициенты чувствительности при КЗ в кабельных лини-
ях даже к удаленным потребителям, на которых раньше приходилось
применять УРОВ из-за нечувствительности ДЗ вводов.
Как отмечалось при анализе табл. 5.1, для некоторых энергоблоков
МТЗН питающих вводов обеспечивает достаточную зону резервирова-
ния при КЗ на присоединениях СН и с этой точки зрения ее замена на
ДЗ не требуется. Уставки МТЗН выбираются из соображений отстройки
от токов и напряжений при самозапуске, возникающем при перерывах
питания и КЗ в сети СН 6,3 кВ. Между тем необходимо проанализиро-
вать работу защиты вводов также при КЗ, включая несимметричные,
на стороне высшего напряжения энергоблока (точка к3 на рис. 2.1)
или на стороне высшего напряжения РТСН. Такой анализ может быть
выполнен с использованием методики [19, 22] при моделировании
всех элементов системы электроснабжения по уравнениям Парка-
Горева или с использованием метода симметричных составляющих
[6,18].
Здесь, в отличие от самозапуска при возмущениях в сети СН 6,3 кВ,
нельзя пренебрегать токами от электродвигателей СН. В начальый мо-
мент КЗ на стороне высшего' напряжения электростанции электродви-
гатели СН всех работающих энергоблоков осуществляют подпитку
точки КЗ через рабочие (резервные) вводы ТСН, и после затухания
токов КЗ .от электродвигателей начинается потребление тока через
рабочие вводы от энергосистемы.
В соответствии с рекомендациями [4] и данными примера в § 5.2
МТЗН питающих вводов имеют следующие уставки: 1СЗ = 1,5 /н; U2c 3 =
= 0,12 <7Н; U^3 =0,43 Un > 1с.з 0,5 с, В [6] показано, что при таких
220
уставках МТЗН питающих вводов, как и МТЗН при применении ее в
качестве резервной защиты на стороне высшего напряжения ТСН, ока-
зывается отстроенной от несимметричных КЗ на стороне высшего на-
пряжения электростанций только по времени, причем отстройка по вре-
мени оказывается эффективной только в том случае, если повреждения
в сети высшего напряжения отключаются быстродействующими защи-
тами.
Поэтому при отказе быстродействующей защиты или выключателя
поврежденного присоединения на стороне высшего напряжения элект-
ростанции (В14 нЬ рис, 2.1) при близких несимметричных КЗ можно
ожидать излишней работу МТЗН. При этом произойдет полная потеря
питания СН от ТСН и РТСН всех энергоблоков данного ОРУ, так как
в соответствии с [11] при срабатывании защит вводов рабочего пита-
ния СН 6,3 кВ действие АВР блокируется (см. рис, 2.2). При этом не-
избежна аварийная остановка нескольких энергоблоков в условиях
обесточивания, что особенно нежелательно для АЭС.
В [6] отмечается, что вероятность такой излишней работы МТЗН
питающих вводов существенно повышается при требуемом для умень-
шения опасности возгорания кабелей СН снижении выдержки времени
защит питающих вводов СН до 0,3 с [4]. Поскольку дистанционные за-
щиты питающих вводов надежно отстроены от несимметричных КЗ на
стороне высшего напряжения электростанций [6], рекомендуется ско-
рейшая замена МТЗН питающих вводов на ДЗ вне зависимости от дли-
ны зоны резервирования МТЗН при КЗ на присоединениях 6,3 кВ. До
замены в сети СН действующих блочных станций МТЗН целесообразно
увеличить ток их срабатывания с /сз = 1,5 ZH до 1СЗ = (2,5 -г 4) /н.
5.4. Методика расчета токов короткого замыкания
на первой и второй ступенях
трансформации.системы собственных нужд
Знание токов КЗ в системе СН необходимо при проверке кабелей
на термическую стойкость и условия возгорания [см. (5.1), (5.2) и
рис. 5.1], при определении коэффициентов чувствительности защит
и зон резервирования защит вводов (см. § 5.2, 5.3), при рассмотрении
целесообразности перехода на напряжение 10,5/0,69 кВ (см. § 2.5).
При расчете токов КЗ на первой ступени трансформации (6,3 или
10,5 кВ) принимаются следующие допущения [3, 18, 30]: активные
сопротивления элементов расчетной схемы (см. рис. 5.3), прежде все-
го кабелей, учитываются в полных сопротивлениях в случае, если ак-
тивное сопротивление составляет более 10% индуктивного сопротив-
ления; сопротивления прямой и обратной последовательностей при-
нимаются одинаковыми; при продолжительном протекании токов КЗ
учитывается изменение активного сопротивления кабелей' подпитка
точки КЗ от асинхронных электродвигателей может учитываться как
221
Рис. 5.4 Результирующая расчетная схема при КЗ вблизи группы асинхронных
электродвигателей:
а - при КЗ на секции СН; б - при КЗ за сопротивлением секционного реакто-
ра или кабеля присоединения •
в виде обобщенной двигательной нагрузки секции, так и при выделе-
нии из ее состава отдельных мощных двигателей, прежде всего ГЦН;
не учитывается сдвиг по фазе между токами КЗ от отдельных источ-
ников питания, в том числе и от двигателей.
Порядок определения периодической составляющей тока КЗ в на-
чальный момент времени (/п0) состоит в составлении расчетной схемы
(см. рис. 5.3), в приведении элементов схемы к базисным условиям, в
преобразовании схемы к виду на рис. 5.4 и определении результирую-
щих сопротивлений и ЭДС от лучей системы и эквивалентного двигате-
ля. С использованием значения /п0 для схемы на рис. 5.4, а могут быть
определены: периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ в
произвольный момент времени, асимметрия отключаемого тока, удар-
ный ток. Для схемы на рис. 5.4, б изменение составляющих тока от
системы и двигателя оказывается связанным: с затуханием тока от дви-
гателя ток системы увеличивается, что приводит к еще большему умень-
шению подпитки от двигателя, к ее затуханию до нуля, после чего дви-
гатели начинают потреблять ток от системы благодаря наличию оста-
точного напряжения на секции СН 6,3 кВ при КЗ за сопротивлением
хк. Поэтому аналитически для схемы на рис. 5.4, б значения токов
можно определить только для начального момента времени, а для про-
извольного момента следует пользоваться методикой [19, 22—24, 26—
28] с представлением асинхронных двигателей по уравнениям Пар-
ка-Горева и учетом переходных процессов в их роторных контурах.
Сопротивления всех элементов схемы, ЭДС источников питания
(системы и двигателей), токи и сопротивления приводятся к одной
ступени трансформации, к базисному напряжению на l-й ступени тран-
222
сформации и могут быть выражены как в именованных, так и в отно-
сительных единицах. В § 5.2, 5.3 напряжения и сопротивления при оп-
ределении тока КЗ выражались в именованных единицах, что давало
большую наглядность при определении зоны резервирования, выража-
емой в омах. В настоящем параграфе для сети 6,3 и 10,5 кВ принята
система относительных единиц.
Как и при расчете самозапуска (см. § 2.4), за базисную основную
ступень трансформации рекомендуется принять секции СН 6,3 кВ. В
отличие от § 2.4, где за базисное напряжение принято номинальное на-
пряжение двигателей (#б.осн = Чов.н = 6,0 кВ), при расчете токов КЗ
за базисное целесообразно принять номинальное напряжение сети СН
(Цхосн = 6,3; 10,5 кВ). При этом базисное напряжение (С/б/) на Дру-
гих ступенях трансформации, например в точке подключения ТСН и
сети энергосистемы, будет определяться последней формулой (2.42).
Как и в § 2.3, за базисную мощность целесообразно принять номи-
нальную мощность ТСН (56=SXH). Тогда сопротивления элементов
схемы приводятся к‘ базисным условиям по ранее приведенным фор-
мулам: для магистралей резервного питания по (2.46); для трансфор-
матора СН с расщепленными обмотками по (2.47); для сопротивления
системы в точке подключения ТСН (рабочего и резервного) по (2.43).
Формулы для приведения сопротивлений линии питания РТСН (хл),
реактора (хр) и кабельной линии (гк,*к) аналогичны (2.46):
7 56
Лл*(б) ХУД*Л Г ,2 ’
5б
Хр*(б) Хр тг2 ’
V6/
_ ГУД ^б _ худ “$б
ГК*(б) ~ Tj2 ’ ХК * (б) “ ‘ 2 '•
(5.32)
Поскольку ТСН, реактор и кабельные линии 6,3 кВ находятся на ос-
новной ступени трансформации, для них U& = Сб.осн = 6,3 кВ, но при
этом для трансформатора СН в (2.47) под номинальным напряжением
UH следует понимать напряжение обмотки низшего напряжения.
Расчеты токов КЗ необходимы при различных вариантах электро-
снабжения: с питанием секций СН 6,3 кВ от рабочих или РТСН и свя-
занных с этим различными сопротивлениями трансформаторов, токо-
проводов вводов и МРП 6 3 кВ в схеме замещения; с различным со-
противлением энергосистемы в точке подключения ТСН; с различным
положением ответвления РПН и связанным с этим изменением ик тран-
сформатора СН. Изменение ик определяется по данным завода-изгото-
вителя и может изменяться в широких пределах: от 13,5 до 8,2%. Наи-
223
большее значение ик у большинства трансформаторов соответствует
минимальному напряжению ответвления обмотки высшего напряжения,
а наименьшее — наибольшему напряжению ответвления.
Поскольку при проверке чувствительности защит необходимы ми-
нимально возможные при эксплуатации значения токов КЗ, а при про-
верке электрооборудования на термическое и электродинамическое
действие токов КЗ — максимально возможные значения токов КЗ,
приходится проводить многовариантные расчеты для различных поло-
жений РПН. При этом параметры ик в (2.47), ^сисг*(б) в (2.45) и
в (2.42) оказываются взаимосвязанными и зависящими от (7ОТВ. По-
следнее, в свою очередь, зависит от напряжения С^ист в точке включе-
ния трансформатора СН или его линии питания, требуемого напряже-
ния на секции СН и падения напряжения в самом трансформаторе от
токов нагрузки секций. Таким образом, формула (2.48) дает значе-
ние ЭДС системы, приведенное к базисным условиям.
Сверхпереходные сопротивления и ЭДС двигателей, подпитывающих
точку КЗ, приводятся к базисным условиям по формулам:
X =х I 2 . (5 33)
дв*(б) *дв*(н) \ „*, I ’
•Эдв.н ' иб1
_ дв.н
дв*(б) “ £ДВ*(н) ’
где Хдв * и Е№ # (н) — сверхпереходные сопротивления и ЭДС двига-
теля в относительных единицах по отношению к номинальным значени-
ям (табл. 5.2).
Для двигателей первой ступени трансформации U& равно 6,3 или
10,5 кВ, а t/дв.н — соответственно 6,0 или 10 кВ. При необходимости
в цепи каждого двигателя, подпитывающего точку КЗ, может быть уч-
тено и сопротивление присоединительного кабеля [см. последнюю фор-
мулу (5.32)]. Подпитка от электродвигателей учитывается по конкрет-
ному составу нагрузки секции. Если состав нагрузки на секциях СН не-
известен, можно приближенно учесть подпитку от эквивалентного дви-
гателя нагрузки секции, приняв его мощность при питании от рабочего
ТСН с расщепленными обмотками 5’да>н = 1,2—’”, а при питании от
^т н
резервного = 1,5---------- и воспользовавшись теми же формулами
2
(5.33) и данными табл. 5.2.
Данные табл. 5.2 получены на основе обобщения [30, 31] результатов
расчета на ЭВМ тока подпитки точки КЗ асинхронными электродвигате-
лями применительно к нагрузке СН блоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000
по методике [19, 23] с моделированием всех элементов системы элек-
224
Т а б л и ц а 5.2. Эквивалентные параметры электродвигателей ГЦН и группы
двигателей секций СН 6,3 кВ блоков АЭС и ТЭС
Электродвигатель Рн, кВт к. i *дв*(н) £дв*(н)
ГЦН ВВЭР-1000 ВАЗ-215/109-6-АМ05 8000 7,7 0,15 0,96
ГЦН РБМК-1000 ВДА-ПЗ/99-2АУ4 5500 7,1 0,152 0,94
Эквивалентный блока ВВЭР-1000 HI 6,6 0,171 0,94
Эквивалентный блока РБМК-1000 LP 6,2 0,172 0,94
Эквивалентный блока ТЭС 2^- 6,1 0,173 0,91
Электродвигатель Гп.э.дв’ с г З.Э.ДВ с к УД.ДВ
ГЦН ВВЭР-1000 ВАЗ-215/109-6-АМ05 0,09 0,082 1,78
ГЦН РБМК-1000 ВДА-ПЗ/99-2АУ4 0,11 0,063 1,77
Эквивалентный блока ВВЭР-1000 0,1 0,067 1,77
Эквивалентный блока РБМК-1000 0,09 0,053 1,72
Эквивалентный блока ТЭС 0,07 0,04 1,65
гроснабжения по уравнениям Парка—Горева. Для решения этой задачи
был разработан метод разложения кривой полного тока КЗ от двигате-
ля на периодическую и апериодическую составляющие и определения
постоянных времени (Гп, Га), их затухания и ударного коэффициента
(Ауд). В [31] приводятся подробные данные по составу электродви-
гателей различных секций СН 6,3 кВ блоков АЭС и их эквивалентные
параметры, аналогичные приведенным в табл. 5.2. Электродвигатели
ГЦН выделены особо ввиду их большой мощности и отличия в пара-
метрах от аналогичных параметров, близких по мощности двигателей.
Из табл. 5.2 следует, что даже с учетом двигателей ГЦН ток подпитки
практически затухает за промежуток времени 0,2 с. Постоянные вре-
мени Тп, Та и значения /суд определены с учетом активного и индук-
тивного сопротивлений присоединительного кабеля.
При приведении расчетной схемы к двухлучевому виду (см. рис. 5.4)
источники энергии, осуществляющие подпитку точки КЗ черея транс-
форматор СН, выделяют в ветвь системы с результирующими сопро-
тивлением хсисг s * (б) и ЭДС Аснст s * (б) • Несмотря на питание рабоче-
го трансформатора СН непосредственно от генераторного токопровода,
-£сисг£*(б) принимается равной напряжению £7Сист*(б)> определенному
225
по (2.45) независимо от источника питания. Такое допущение справед-
ливо вследствие того, что КЗ в системе СН не сопровождаются пониже-
нием напряжения ни на шинах ОРУ в точке подключения РТСН, ни на
генераторе при питании от рабочего ТСН. Процесс КЗ в системе СН не
сопровождается работой АРВ генераторов и устройств форсировки воз-
буждения, и нет необходимости вводить в схему замещения их сверх-
переходные сопротивления и ЭДС.
Все электродвигатели секции, подпитывающие точку КЗ, за исклю-
чением двигателя поврежденного присоединения в схеме на рис. 5.4, б,
выделяют в ветвь эквивалентного двигателя с результирующими со-
противлением хда£*(б) и ЭДС £дв2*(б)
При необходимости двигатели ГЦН можно выделить в отдельную
ветвь. Тогда действующие значения периодических составляющих токов
трехфазного КЗ в начальный момент времени для каждой ветви в от-
дельности можно найти по формулам:
Л(3) _ Л(3) _ ^сист2*(б) J .
Н.СИСГО П.СИСГ „ б/’
хсист£*(б) к
7(3) =^двЕ*(б) I п.дво v б/’ (5.34)
ХдвЕ*(б) J
где Ze/ “ базисный ток на /-й ступени трансформации, определяемый
формулой (2.44), причем на секции СН 6,3 кВ Uqi = ^б.осн = 6,3 кВ.
Ток в месте КЗ
7(3)=/(3) + 7(з) (5 35)
пО п.сист п.двО
поскольку эквивалентный двигатель и система непосредственно подпи
тывают точку КЗ.
В сети СН 6,3 кВ кроме трехфазных возможны двухфазные КЗ и
двойные КЗ на землю. Последние возникают при сравнительно неболь-
ших расстояниях друг от друга, токи в фазах при этом практически
равны токам двухфазного КЗ. Поэтому из несимметричных в качест-
ве расчетного принимается двухфазное КЗ. Поскольку в рассматрива-
емой сети, в соответствии с принятыми допущениями, =*2£,ток
двухфазного КЗ
у(2) _ У^сист^б)_____________ J -
п.сисго . б/
х1сист2*(б) Л2сист£*(б)
/Т Г (5.36)
-0>865/сз)
- 61 ’ п.сист
*сист£* (б)
226
Полученные в [ 30, 31] обобщенные значения параметров периодичес-
кой и апериодической составляющих тока подпитки точки КЗ от элект-
родвигателей СН блоков АЭС (см. табл. 5.2) позволяет использовать
широко применяемую в проектной и эксплуатационной практике мето-
дику [3] для определения уточненных значений тока подпитки в схеме
на рис. 5,4, с в функции времени, что необходимо для проверки комму-
тационной аппаратуры системы СН на включающую и отключающую
способности и на стойкость аппаратуры к действию токов КЗ.
Периодическая составляющая тока КЗ от асинхронных двигате-
лей быстро затухает (табл. 5.2), ее значение спустя время t с момента
возникновения КЗ можно определить по упрощенному выражению
/ , = I ехр (-----------------
П.ДВ t П.ДВ0 Г I т
' 1 П.Э.ДВ
(5.37)
где — постоянная времени затухания периодической составляю-
щей тока КЗ отдельного двигателя или группы двигателей (см. табл.
5.2).
Ток в месте КЗ, считая подпитку от системы неизменной,
~ Л1.СИСТ + А1.ДВГ
(5.38)
Для определения апериодической составляющей тока для каждой
из ветвей находят эквивалентные постоянные времени Та;э да (табл.
5.2), Гадают [3]. При определении 7а<ЭС11СТ можно воспользоваться таб-
личными зависимостями в зависимости от мощности трансформатора
СН. Так, для трансформатора СН с расщепленными обмотками мощно-
стью £ьн, равной 40 и 63 МВ < А, 7^э.сист имеет значения 0,055 и 0,063 с
[3]. Если трансформатор СН связан с секциями СН 6,3 кВ через протя-
женный токопровод, Т^АСИС1 определяется по формуле
7а.э.сист " • (5-39)
Искомые значения апериодических токов
Zaf \сист/ + га.дв? ~ ехр I - —---------) +
I Т /
' а.э.сист '
+ ---------) • (5.40)
7 а.э.дв 7
Процентное содержание апериодического тока
7а£
/3 = ---------100%.
д/2 Int
(5-41)
227
Параметры Int, za/, (3 обычно рассчитывают для момента времени t,
равного сумме минимального времени действия защиты (^3rnin ~ 0,01 с)
и собственного времени отключения выключателя tC B: t - f3min + tC B.
Ударный ток КЗ определяется с использованием ударных коэффици-
ентов Луд>сисг, Лулдв Для ветвей системы и двигателей:
i =i +i = v/2 к I + JI. к I (5.42)
УД уд. сист уддв v уд.сист п. сист v уд.да п.да о ’ v '
/ 0,01 \
Л = 1+ехР---------------------> (5«43)
уд, сисл \ 71 I
2а<э,сист '
/ 0,01 \ / 0,01 \
kvn пв = ехР-----------+ I--------------• (5-44)
уддв \ Т I \ Т /
п.э.дв а.э.да
Значения ЛуД,сист, наряду с э.сист, приведены в [3J, значения ЛуД дд
приведены в [3] и в табл. 5.2.
При прохождении во время КЗ большого тока через кабель проис-
ходит его кратковременный нагрев (см. рис. 5.1) и увеличение актив-
ного сопротивления. Если активное сопротивление кабеля соизмеримо
с полным сопротивлением цепи КЗ, происходит снижение тока КЗ че-
рез поврежденный кабель, увеличение падения напряжения на нем и по-
вышение остаточного напряжения секции СН по сравнению с начальным
моментом повреждения. Это явление называется эффектом теплового
спада и должно учитываться при определении как максимально допус-
тимого времени отключения повреждения, так и в особенности при оп-
ределении уменьшения зоны резервирования защиты ввода при прохож-
дении тока КЗ через кабель в течение времени действия защиты ввода
(Д t = 0,3-г 0,6 с).
Эффект теплового спада тока трехфазного КЗ принято учитывать,
если rK/xS ОД где гк — активное сопротивление кабеля от выклю-
чателя присоединения до места повреждения, Ом; — суммарное ин-
дуктивное сопротивление цепи КЗ, Ом.
Так, при использовании трансформаторов СН мощностью S1H =
- 63 МВ А (хтсн = 0,1386 Ом — см. § 5.2) и одиночных кабелей типа
ААШВ сечением $к = 3 х 150 мм2 (гуд = 0,206 -М—-, худ = 0,074 ~—)
это условие начинает выполняться начиная с длин кабеля 145 м и выше,
т. е. для многих присоединений.
Учет теплового спада не может снизить требований ко времени от-
ключения повреждения из условий термической стойкости и возгора-
ния, так как КЗ может произойти в самом начале кабеля, когда этот
эффект не проявляется.
Наиболее сильно эффект теплового спада КЗ при увеличении актив-
ного сопротивления кабеля из-за увеличения температуры при кратко-
228
временном нагреве проявляется на зонах резервирования и коэффици-
ентах чувствительности защит вводов.
Активное сопротивление кабеля при конечной температуре можно
определить из выражения
1 + twK
г = г I ------------
к Уд к 1 + а ц0
(5.45)
где а — температурный коэффициент сопротивления жил кабеля, для
алюминия а = 0,004 1/с; v0 — расчетная температура окружающей
среды, для которой приведено удельное сопротивление, v0 = 20° С.
При допущениях, принятых в § 5.2, составляющая тока КЗ в по-
врежденном кабеле от системы может быть определена по (5.9) с под-
становкой гк из (5.45).
Сопротивление, измеряемое ДЗ ввода при КЗ за сопротивлением
кабеля, можно определить из следующей зависимости, где учитывает-
ся только продольная составляющая падения напряжения:
х2
U _ /О)_______тсн
, ф.н К.З /~5----я---->
V К ТСН
Z = -------------------
диет хтсн
7(3)
К.З
(5.46)
.2
ТСН
При этом коэффициент чувствительности ДЗ определяется из (5.3):
кч ~
Покажем применение зависимостей (5.4), (5.45), (5.9), (5.46) на
примере, уже рассматривавшемся в § 5.2. Определим коэффициенты
чувствительности ДЗ ввода при КЗ за кабелем типа ААШВ длиной 250 м
сечением 3x150 мм2 при трех значениях температуры токоведущих
жил: ин = 50°С (соответствует длительному рабочему режиму), vK1 =
= 200° С (предельно допустимая по условиям термической стойкости
и достигаемая примерно через 0,3 с с момента КЗ) и ик2 = 400° С (пре-
дельно допустимая по условиям возгорания, достигаемая примерно
через 0,6с с момента КЗ). По (5.45) при vK = ин = 50°С имеем гк =
= 0,206 • 0,25 ————- = 0,062 Ом, аналогичные значения при тем-
1 + 0,004 . 20 г
пературах 200 и 400 ° С составляют 0,086 и 0,1239 Ом.
По (5.9) находим при ик = ин = 50° С:
т(3) 6,3/ у/Т
I™ = . .... .==- = 3,64/0,1578 = 24 кА,
у 0,0622 + 0,13862
аналогичные значения № при температурах 200 и 400° С составляют
22,3 и 19,58 кА.
229
Сопротивление, измеряемое ДЗ ввода, в соответствии с (5,46) при
= vH
= 50° С
3,64 - 24 •
Z
диет
0Д3862
0,1578
= 0,034 Ом,
0,1386
24 • —-----
0,1578
аналогичное значение при vK 200 и 400° С составят 0,053 и 0,1107 Ом.
Поскольку сопротивление срабатывания защиты, в соответствии с
примером § 5.2, равно
Л О 85
Z =-» х =2^1. 0,1587 = 0,122 Ом,
с.3 к ДВ 1Д
коэффициенты чувствительности (5,3) ДЗ для трех рассматриваемых
значений температур кабеля составят:
jr = = з 50- jr = 9’122
ч1 0,034 ’ ’ 42 0,053
= 2,3;
0,1107
Приведенный пример наглядно показывает, что реле сопротивления
ДЗ ввода по мере увеличения температуры кабеля под действием тока
КЗ замеряет все большее сопротивление (рост в 3,25 раза), что сопро-
вождается значительным снижением коэффициента чувствительности
и уменьшением зон дальнего резервирования по сравнению с приведен-
ными в табл. 5-2. Поскольку при vK2 = 400° С кч = 1,1, т. е. меньше
1,2, ДЗ ввода с выдержкой времени, не препятствующей достижению
указанной конечной температуры, может отказать. При этом остается
надеяться только на срабатывание высокочувствительной токовой резер-
вной защиты [9], имеющей больи.?ую зону резервирования при длитель-
но допустимых температурах, а главное, гораздо более стабильную дли-
ну зоны при нагреве кабеля из-за сравнительно небольшого уменьше-
ния тока КЗ по сравнению с ростом сопротивления со стороны ввода
(в нашем примере всего в 1,22 раза против 3,25-кратного увеличения
Z). Поэтому скорейшее внедрение высокочувствительной резервной
защиты вводов [9] со стабильной зоной резервирования, мало зави-
сящей от длительности протекания тока КЗ по поврежденному кабе-
лю, является весьма своевременным и должно способствовать предот-
вращению возгорания кабелей при отказе защит или выключателей
присоединений.
Приведенный пример также показывает, что при расчете зон резер-
вирования и коэффициентов чувствительности защит вводов эффект
230
Рис. 5.5. Расчетная схема сети СН 0,4 кВ:
1 - система; 2 — линия питания ТСН;
3 - рабочий (резервный) ТСН; 4 - маги-
страль рабочего (резервного) питания
6 кВ; 5 - секционный реактор; 6 — ка-
бельная линия питания трансформатора
6/0,4 кВ; 7 — рабочий (резервный) тран-
сформатор 6/0,4 кВ; 8 — ИТТ и шино-
провод 0,4 кВ; 9 — автоматический вы-
ключатель трансформатора 6/0,4 кВ; 10 -
магистраль резервного питания 0,4 кВ;
11 - ИТТ и шинопровод 0,4 кВ; 12 -
автоматический выключатель ввода пи-
тания; 13 — секция 0,4 кВ; 14 - автома-
тические выключатели присоединений к
секции; 15 - ИТТ; 16 — кабельные линии
от секции 0,4 кВ; 17 - токоограничиваю-
щий реактор 0,4 кВ; 18 ~ сборки 0,4 кВ;
19 - автоматические выключатели при-
соединений; 20 — ИТТ; 21 — кабельные
линии от сборки 0,4 кВ; 22 - асинхрон-
ные электродвигатели 0,4 кВ
теплового спада, в особенности для
ДЗ и МТЗН, следует учитывать в за-
висимости от соотношения гк/х^ из-
за значительных выдержек времени
этих защит (Д t = 0,3 -г 0,6 с) и свя-
занного с этим увеличения темпера-
туры токоведущих жил кабелей до
нескольких сотен градусов.
Перейдем к определению токов
КЗ в сети СН 0,4 кВ (рис. 5.5).
Здесь точка К1 соответствует КЗ
в кабельной линии, питающейся не-
посредственно от секции СН 0,4 кВ;
К2, КЗ — в кабельной линии, питаю-
щейся соответственно от нереактированной и реактированной вторичной
сборки (сборки РТЗО); К4, К5 — на шинах нереактированной и реак-
тированной вторичной сборки; Кб — на шинах секции СН; К7, К8 —
На выводах обмоток низшего (0,4 кВ) и высшего (6,3 кВ) напряжения
трансформатора СН 6,3/0,4 кВ.
231
При расчете принимаются следующие допущения. Для элементов це-
пи питания на стороне 0,4 кВ и для питающей кабельной линии 6,3 кВ
учитываются как индуктивные, так и активные сопротивления; в осталь-
ных элементах на стороне 6 кВ учитываются только индуктивные со-
противления. Сопротивления элементов в схеме замещения (рис. 5.6)
выражены в омах и приведены к ступени напряжения 0,4 кВ. Активные
и индуктивные сопротивления в схемах замещения прямой и обратной
последовательностей принимаются одинаковыми, и поэтомух^ ~ хг^-
При КЗ на открытых участках сборок и секций 0,4 кВ учитывается ак-
тивное переходное сопротивление дуги (гд = 10-^-15 мОм), при КЗ в
кабеле гд = 0. Влияние асинхронных двигателей 0,38 кВ учитывается
методом эквивалентного двигателя, как и в сети 6,3 кВ.
Приведем формулы для приведения сопротивлений в схеме заме-
щения на рис. 5.6. Эквивалентное сопротивление системы в точке вклю-
чения рабочего или РТСН
„„ / 1 '2
сист СИ ст
*тр.ТСН*тр
(5-47)
где х^^., выраженное в омах по отношению к сети высшего напряжения,
может быть использовано из расчета токов'КЗ в сети СН 6,3 кВ или
рассчитано по формуле, аналогичной (2.43), но в именованных едини-
В-Н ^Ср.В-Н t'Cp.B-H тт
Цах: = ~ "7=;------- ’ гЛе о - среднеэксплуатаци-
си Ci / о т / о т ср-в-и
V * 2ПО V * 7ОТКЛ.Н
онное напряжение в точке включения ТСН; /п0, 7ОТКЛ.Н — действующее
значение периодической составляющей тока КЗ и номинальный ток отк-
лючения выключателя на тех же шинах; &тр,тсн’ ^тр — коэффициенты
трансформации ТСН первой и второй ступеней.
Сопротивление воздушной линии подключения РТСН к ОРУ резерв-
ного электроснабжения
хв.л ТСН ху//в.л
%>.ТСН4гр
(5.48)
Сопротивление ТСН
первой ступени с расщепленными обмотками
*тсн
ик.в-н
100
“К.Н1-Н2 \ / 1 \ 2
+ --------- I I ---I
200 1 \к
тр
U2
н-н.н
5
т.н
(5-49)
Если значение мК4Н1_н2 неизвестно,
х = 1,875 тсн 100 / 1 \2 \ к 1 и2 н-н.н S (5.50)
тр т.н
где Uh-h.h — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения,
232
Рис- 5.6. Схема замещения прямой последовательности для расчета токов КЗ в
сети СН 0,4 кВ
Сопротивление токопроводов (МРП 6,3 кВ) от выводов обмотки
ТСН до секции СН 6,3 кВ
хМРП-6
^удМРП^МРП
(5.51)
Сопротивление секционного реактора на первой ступени напряжения
/ 1 \
— . (5.53)
\ k I
Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии подклю-
чения трансформатора 6,3/0,4 кВ
_гуд^к / 1 \2 _худ/к
Гк п 'Лтп' Хк П
тр
Перечисленные сопротивления, включенные последовательно, состав-
ляют внешнее сопротивление ZBH = гвн + /хвн по отношению к тран-
сформатору 6,3/0,4 кВ:
Г - Г \ X = X _ +Х „тги + Х'ГГ'И + /С + х„ „ + х„- (5.54)
вн к’ вн сист в.лТСН ТСН МР11-6 р.с к
Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности
понизительного трансформатора 6,3/0,4 кВ определяются по каталож-
ным данным:
у _____н-н-н
1Т loo S* н
Л1,=
(5.55)
Начиная с ТСН 6,3/0,4 кВ у всех элементов схемы на рис. 5.5, 5.6,
помимо сопротивлений прямой (обратной) последовательности, не-
обходимо учитывать и сопротивления нулевой последовательности.
Сопротивления нулевой последовательности гОт, х0т для трансформа-
торов с соединением обмоток Д/у- равны сопротивлениям прямой
последовательности (5.55). Для трансформаторов у1 гОт и *от пре-
вышают сопротивления прямой последовательности в 5—10 раз и мо-
гут быть взяты из [44] или по заводским данным.
234
Значения удельных активных и индуктивных сопротивлений пря-
мой и нулевой последовательности кабелей различного исполнения
<Г1уЛк, *1уд.к> гОуд.к'хоуАк)> комплектных шинопроводов (г1уд4Ш1,
Л1удшп^оуАшп’ *оудшп) и сборных шин секций и сборок (г1уд.сб.ш,
х1удс&ш’ гоудсб.ш’ х0удсб.ш) также принимаются по каталожным
данным. Для всех перечисленных элементов активные и индуктивные
сопротивления нулевой последовательности значительно превышают
соответствующие значения для прямой последовательности, причем
для кабелей степень возрастания зависит от исполнения; трехжильный
или четырехжильный кабель, алюминиевая, свинцовая или непрово-
дящая оболочка. Кратность увеличения гОуд.к/г1уЛк и *оуд.к/х1уд.к
возрастает по мере перехода от кабелей с алюминиевой оболочкой к
кабелям со свинцовой и в особенности с непроводящей оболочкой,
причем в трехжильных кабелях этот эффект проявляется сильнее, чем
в четырехжильных. Сопротивления кабелей, шинопроводов и сборных
шин соответствующих последовательностей получаются путем умно-
жения их удельных сопротивлений на длины участков- 1К — кабеля
0,4 кВ к потребителю или вторичной сборке 0,4 кВ; /шп — шинопро-
вода от выводов ТСН 6,3/0,4 кВ до рассматриваемой секции или, в слу-
чае резервного ТСН, до МРП 0,4 кВ; /МРП — шинопровода МРП до рас-
сматриваемой секции; — сборных шин секции от ввода
рабочего (резервного) питания до рассматриваемого присоединения
или между соответствующими присоединениями.
В сети 0,4 кВ (рис. 5.5) имеются элементы, у которых активные
и соответственно индуктивные сопротивления прямой (обратной) и
нулевой последовательностей принимаются одинаковыми: токоограни-
чивающие реакторы, автоматические выключатели, измерительные
трансформаторы тока, контактные соединения.
Для реактора
• =_______Р* ' х — х
Р ,2 ’ Р р.кат
(5.56)
р.н
где Д Рр.н — потери при номинальном токе /р.н (на фазу); хр н — ката-
ложное значение сопротивления реактора, Ом.
Для автоматического выключателя (АВ)
ГАВ ~ грасц + Гконт ’ (5.57)
ХАВ = храсц’
гДе Граси, храсд — активное и индуктивное сопротивления катушки рас-
цепителя максимального тока, принимаемые по каталожным данным,
например [44]; гконт — суммарное сопротивление подвижных контак-
тов АВ и неподвижных контактов автомат — кабель, автомат — шино-
провод.
235
Для трансформаторов тока используются каталожные значения ак-
тивного (гитт) и индуктивного (лгитт) сопротивлений установленных
катушевдых ИТТ.
Помимо АВ учитывается также суммарное активное сопротивление
всех разъемных и неразъемных контактов fKOHi£.
С учетом сказанного формулы для расчета токов трех-, двух- и одно-
фазного КЗ (действующего значения периодической составляющей)
в схеме на рис. 5.5 от луча системы имеют следующий вид:
/(3) = ;
<riS +гд)2+
(5.58)
; (5.59)
х/Т и
/ ...........- СР ..................., ’ (5,60)
^(2riS + 'oS + Згд)2+ + xos)2
где Ucp = 400 В; гд =0,015 Ом при КЗ через переходное сопротивление
дуги, гд = 0 при металлическом КЗ; г0£, ~ суммарные,
активные и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последо-
вательностей относительно точки КЗ:
*вн + Г1т + Г1шп + Г1МРП + ^1сб.ш£ +
+ глГ + rHTTS + 'ixS + ГР + гконт2>
= хвн + *1т + Х1шп + *1МРП + *1сб.ш£ +
+ <4S+xhttS+*ikS+V
roS~ror+гошп + гомрп + ?осб.ш2 + r4L+rHTTS +
+ Г0к S + Гр + Гконт£ ’
> (5.61)
хот + хошп +хомрп +хосб.ш2 + хл2 +
xhttL + xokL +Хр>
где индекс S в правой части равенств означает суммирование по всем
участкам сборных шин секций и вторичных сборок, по всем автомати-
ческим выключателям, ИТТ, кабелям и контактным соединениям (иск-
236
лючая АВ); сопротивления без индекса 0 или 1 одинаковы для прямой
и нулевой последовательностей; при использовании рабочего ТСН 6,3/
0,4 кВ участок МРП отсутствует.
Из (5.47)-(5.61) видно, что определение токов КЗ в сети 0,4 кВ
связано с получением большого числа исходных данных не только ка-
таложного характера, но и конструктивно-компоновочного: длины то-
копроводов, МРП, сборных шин РУСН 0,4 кВ и сборок РТЗО (распре-
делитель трехфазный защищенного исполнения с односторонним об-
служиванием) , кабелей.
Сами расчеты являются многовариантными даже для одной точки
КЗ, так как существует по крайней мере четыре варианта питания: ис-
пользование рабочего ТСН или РТСН первой ступени и рабочего ТСН
или РТСН 6,3/0,4 кВ. Проверка чувствительности защит должна про-
изводиться при максимальных сопротивлениях внешней питающей
сети, в то время как проверка АВ по предельной коммутирующей
способности и кабелей 0,4 кВ на термическую стойкость [43] — при
минимальных сопротивлениях.
Составляющая ударного тока от системы может быть определена
из выражения
i = хПк /<3>
УД.СИСТ v УД.СИСТ п.сисг ’
к =1+ехр/-7ГГ1Х
уд. си ст Г I ----
(5.62)
Ток подпитки от двигателей точки КЗ на секции с учетом присоеди-
нительного кабеля
/(з)
И.ДВ0
У k у(з)
уд.дв п.дв о
(5.63)
*УД.ДВ
Т - хдв + *1к
со г
с дв
%= 2 irf,
Где 2Гда, *Дв — сверхпереходные ЭДС и сопротивление двигателя; г1к,
х1к — сопротивления присоединительного кабеля.
237
(5.64)
Тогда
AiO ~ ^п.сист + Асда о
5.5. Проверка чувствительности защит присоединений
и питающих вводов 0,4 кВ
В соответствии с [4] для каждого энергоблока необходимо на ста-
дии проектирования или эксплуатации (для ранее введенных) произ-
вести расчет чувствительности защит всех присоединений СН 0,4 кВ и
выявить те присоединения, на которых защита прямого действия АВ
не обеспечивает требуемой чувствительности. Для таких присоедине-
ний предусмотрена установка чувствительной защиты с выносными
реле и трансформаторами тока.
Кроме этого, для надежной работы электрической части станции не-
обходимо произвести расчеты по уточнению уставок защит всех тран-
сформаторов 6,3/0,4 кВ (см. рис. 2.4) и по проверке их чувствитель-
ности. Для предотвращения возгорания кабелей 0,4 кВ большое зна-
чение имеет осуществление эффективного резервирования отказов
защит и АВ присоединений некоторыми защитами трансформаторов
СН 6,3/0,4 кВ (ТЗНП, МТЗ вводов, РЗ вводов).
Все эти проверки чувствительности требуют проведения большого
числа однотипных расчетов токов КЗ по (5.47) —(5.64), а также расче-
та пусковых токов электродвигателей и токов самозапуска в схеме
на рис. 5.5. Наиболее целесообразный путь решения — использование
вычислительной техники с сосредоточением в программе расчета и
банка данных по параметрам элементов системы электроснабжения.
Как уже упоминалось, чувствительность защит (отсечек) присоеди-
нений должна проверяться при минимальном значении тока КЗ в кон-
це кабеля данного присоединения (точки KI, К2, КЗ на рис. 5.5), при-
чем при питании от РТСН 6,3/0,4 кВ обязателен учет сопротивления
магистрали резервного питания 0,4 кВ.
При отсутствии выносной защиты от замыканий на землю чувстви-
тельность защиты (отсечки АВ присоединения), включенной на фазные
токи, проверяется только при однофазных КЗ (5.60). Поскольку вре-
мя срабатывания отсечки селективных АВ составляет tc о = 0,1 -г 0,25 с,
а токи КЗ от двигателей 0,38 кВ затухают гораздо быстрее, чем от дви-
гателей 6 кВ, при проверке чувствительности защит присоединений
0,4 кВ допустимо учитывать только составляющую (5.6) тока КЗ от
системы. Неучет затухающего тока подпитки от двигателей приводит
к небольшому преуменьшению кч в момент срабатывания отсечки.
Однофазное КЗ взято в качестве расчетного ввиду того, что ток одно-
фазного КЗ (5.60) всегда меньше тока трехфазного КЗ (5.58), так
как сопротивление нулевой последовательности цепи КЗ существен-
но превышает сопротивление прямой (обратной) последовательности
238
(5.61), особенно при питающем трансформаторе 6,3/0,4 кВ со схемой
соединений Y /У- .
С учетом сказанного чувствительность ТО оценивается по выражению
/О)
jt0) = acnun> (5.65)
3
Ток срабатывания защиты от междуфазных КЗ должен быть отстроен
от пусковых токов электродвигателей или от максимального тока на-
грузки с коэффициентом надежности кн - 2 для электромагнитных
расцепителей (отсечек) АВ и с кн = 1,5 для вцдосной защиты с реле
РТ-40, действующей на независимый расцепитель:
I = к I , (5.66)
аз н max’ 4 7
где /щах — пусковой ток электродвигателя или максимальный ток на-
грузки присоединения.
Коэффициент чувствительности к^ должен быть не менее 1,3 [4].
При наличие выносной защиты от однофазных КЗ [с трансформато-
ром тока нулевой последовательности (ТИП)] чувствительность так-
же проверяется по (5.65), но коэффициент чувствительности должен
быть не менее 1,5. Более высокая чувствительность этой защиты по
сравнению с защитой, включенной на фазные токи, обеспечивается
благодаря тому, что ее требуется отстраивать не от полных значений
тока нагрузки, а только от возможной несимметрии:
/аз=*н/н<х- <5'67)
где кн — коэффициент надежности, равный 1,3; /нес — ток несимметрии,
замыкающийся через землю, не превышающий разности наибольшего
и наименьшего токов в фазах [4].
Коэффициент чувствительности защиты от междуфазных КЗ при на-
личии выносной защиты от замыканий на землю определяется при двух-
фазном КЗ (5.59) и должен быть не менее 1,3:
£<2)=/<2) . /I . (5.68)
ч n,cmm' с.з v 7
В (5.65), (5.68) используются значения токов КЗ, определенные в
конце кабеля без учета переходного сопротивления (гд = 0).
Высокая чувствительность защит присоединений является необходи-
мым, но недостаточным условием надежной работы сети СН 0,4 кВ.
Должно быть обеспечено резервирование отказов защит и АВ присоеди-
нений при КЗ в кабелях защитами ТСН 6,3/0,4 кВ с отключением АВ
ввода. Такими защитами, выполняющими функции дальнего резерви-
рования, являются: ТЗНП в нейтрали трансформатора, ТЗНП на вводах
резервного питания, ТЗНП на каждом рабочем вводе ТСН с двумя сек-
циями 0,4 кВ, МТЗ на вводах резервного питания, МТЗ на каждом ра-
239
бочем вводе ТСН с двумя секциями 0,4 кВ, высокочувствительная то-
ковая РЗ на рабочих и резервных вводах. Все эти защиты действуют с
выдержкой времени, превышающей время срабатывания отсечки при-
соединений на ступень селективности (Д t = 0,3 с).
Проверка чувствительности МТЗ и РЗ вводов при КЗ в кабельной
сети 0,4 кВ выполняется при трехфазном КЗ (5.58), так как считает-
ся, что междуфазные КЗ в кабелях 0,4 кВ, как и в кабелях 6,3 кВ, в
течение 0,1—0,15 с переходят в трехфазное:
г(3)
£<3)_ П.СПНП (5.69)
4 7с.з
где /с,з — ток срабатывания МТЗ или РЗ; ^3c?inin определяется при
гд = 0.
Расчеты показали, что зоны резервирования ТЗНП и МТЗ вводов
не охватывают всех возможных длин кабелей даже при сечениях то-
коведущих жил 150 мм2 и их исходной температуре ин =50 т 60° С.
Неблагоприятное влияние на коэффициенты чувствительности зон
резервирования оказывает повышение активного сопротивления то-
коведущих жил под воздействием тока КЗ. При выдержках времени
защит (0,4—0,55 с), осуществляющих дальнее резервирование, следу-
ет ожидать повышения температуры до 300—400° С, а в кабелях, не
выбранных по условиям термической стойкости, еще выше. Поэтому
рекомендуемая в .[43] проверка кабелей 0,4 кВ на термическую стой-
кость с выбором соответствующего минимального сечения и внедрение
высокочувствительной токовой резервной защиты на всех вводах 0,4 кВ
трансформаторов СН 6,3/0,4 кВ мощностью 630 и 1000 кВ • А является
эффективным средством повышения надежности сети СН и предотвра-
щения возгорания кабелей 0,4 кВ.
Глава 6
КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС
6.1. Терминология и общие положения
Определение понятия ’’надежность” дается, в самом общем виде,
в ГОСТ 27.002—83 [46]: ’’Надежность — свойство объекта сохранять
во времени в установленных пределах значения всех параметров, ха-
рактеризующих способность выполнять требуемые функции в задан-
ных режимах и условиях применения, технического обслуживания,
ремонтов, хранения и транспортирования”. Это определение в полной
мере относится к любому техническому изделию, любой единице обо-
рудования, любой электроустановке АЭС.
240
Применительно к системам и объектам энергетики, включающим
в себя большое число отдельных установок и единиц оборудования,
объединенных технологическими, энергетическими, электрическими и
информационными связями, надежность, согласно [47], определяет-
ся как свойство объекта выполнять заданные функции в заданном
объеме при определенных условиях функционирования. В заданные
функции входят бесперебойное снабжение потребителей энергией и
недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. На-
дежность является комплексным свойством, которое включает в се-
бя: безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость,
устойчивоспособность, режимную управляемость, живучесть и безопас-
ность.
Безотказность — свойство объекта непрерывно сохранять .работо-
способность в течение некоторого времени или наработки. В отноше-
нии системы электроснабжения синонимом безотказности служит бес-
перебойность питания потребителей.
Долговечность — свойство объекта сохранять работоспособность
до наступления предельного состояния при установленной системе тех-
нического обслуживания и ремонтов (ТОИР).
Ремонтопригодность — свойство приспособленности к предупрежде-
нию и обнаружению отказов и предельных состояний и устранению их
последствий путем проведения ТОИР. Ремонтопригодность системы
электроснабжения связана с гибкостью схемы, доступностью обору-
дования, подлежащего замене или ремонту, оснащенностью средства-
ми контроля и технической диагностики.
Сохраняемость ~ свойство сохранять значения показателей безотказ-
ности , ремонтопригодности и долговечности в течение и после хране-
ния и транспортирования. Это свойство относится в основном к изде-
лиям промышленности, используемым в установках АЭС.
Нижеперечисленные свойства относятся только к системам энерге-
тики.
Устойчивоспособность — свойство системы сохранять устойчивость в
течение некоторого времени. Устойчивость, в свою очередь, определяет-
ся как способность системы переходить от одного устойчивого режима
к другому при различных возмущениях.
Режимная управляемость — свойство системы обеспечивать включе-
ние, отключение элементов и изменение режима работы по заданному
алгоритму.
Живучесть — свойство системы противостоять возмущениям, не до-
пуская их каскадного развития с массовым нарушением питания по-
требителей.
Безопасность — свойство энергетического объекта не допускать воз-
никновения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
Системы электроснабжения СН АЭС характеризуются; 1) безотказ-
ностью (бесперебойностью), 2) ремонтопригодностью, 3) живучестью,
241
4) безопасностью, 5) устойчивоспособностью, 6) режимной управляе-
мостью. Первые два свойства этого перечня относятся к сети рабочего
и резервного питания СН АЭС, третье и четвертое — к сети надежного
питания, пятое и шестое — к качеству переходных процессов и дейст-
виям средств автоматики при изменении режимов работы системы
электроснабжения СН.
Перечисленные свойства системы электроснабжения СН в значи-
тельной степени определяют надежность и самой АЭС, включая и ее
безопасность как в нормальных, так и в аварийных условиях.
Техническое обоснование схемных решений и мероприятий, направ-
ленных на повышение надежности системы электроснабжения СН, со-
гласно [48], должно предусматривать рассмотрение поведения систе-
мы при нормальной работе блока и при проведении различных ремон-
тов в сочетании с исходными событиями. Исходными событиями по
[48] для ВВЭР считаются: полное обесточивание, т. е. потеря внеш-
него электроснабжения (нормального и резервного); аварийное от-
ключение одного из работающих турбогенераторов; мгновенный сброс
номинальной нагрузки до уровня СН с посадкой стопорного клапана
одного турбогенератора. Для РБМК исходными событиями являются;
отключение двух турбогенераторов блока; отключение одного из двух
турбогенераторов блока; полное обесточивание.
Сочетание любого исходного события с ремонтным режимом в слу-
чае возникновения отказа одного из элементов системы не должно при-
водить к обесточиванию более одной системы надежного питания.
Это требование удовлетворяется с помощью независимости (электри-
ческой и конструктивной) систем надежного питания и автономности
аварийных источников . (дизель-генераторов и аккумуляторных бата-
рей).
С точки зрения требований [48] обесточивание (погашение) двух
из трех секций надежного питания 6 кВ при возникновении исходного
события является отказом системы. Обесточивание одной из трех сек-
ций надежного питания 6 или 0,4 кВ не является отказом системы элек-
троснабжения, но может явиться причиной отказа одной из систем без-
опасности и поэтому также должно рассматриваться при анализе надеж-
ности системы электроснабжения СН АЭС.
Все погашения потребителей СН по длительности их ликвидации клас-
сифицируются как: длительные, при восстановлении питания путем за-
мены (несколько часов) или ремонта отказавшего элемента (несколь-
ко часов или суток); кратковременные, при восстановлении питания
путем оперативных переключений (десятки минут). Перерыв питания
на время автоматического пуска и включения автономного источника
(несколько десятков секунд) или на время автоматического переклю-
чения на резервный источник питания (десятые доли секунды) не счи-
тается отказом системы электроснабжения.
Показателями надежности системы электроснабжения СН АЭС явля-
ются условные вероятности одновременного погашения одной, двух и
242
трех секций надежного питания при условии возникновения исходного
события и частоты погашения одной, двух и трех секций надежного пи-
тания в режиме нормальной эксплуатации.
Показателями надежности системы электроснабжения СН также яв-
ляются частоты погашения одной и одновременного погашений двух,
трех и четырех секций нормальной эксплуатации в режиме нормальной
работы блока. При этом считается возможным проведение ремонтных
работ на оборудовании ОРУ высшего напряжения.
6.2. Показатели надежности оборудования электроустановок
В процессе эксплуатации электрооборудование и установки могуз
находиться в следующих состояниях: использования (£7) и простоя
(5), каждое из которых, в свою очередь, можно условно разделить на
режимы: технического обслуживания (М), пуска (/), нормальной ра-
боты (N), регулирования (С), остановки (5), аварийные (А), нерабо-
тоспособного состояния — отказа (F), послеаварийного восстановления
(И7), планового и внепланового предупредительного ремонта (А), про-
стоя в работоспособном состоянии (О).
Изменение состояния возможно вследствие событий (V): возмуще-
ний (D), вынужденных действий систем оперативного и автоматичес-
кого управления и регулирования (С) или преднамеренных действий
эксплуатационного и ремонтного персонала (Р).
Последовательное появление однородных событий из множества v во
времени называется потоком событий [49]. События перехода в режи-
мы F или А называются отказами, а из режимов W в режим О — восста-
новлениями.
Обозначив суммарную длительность режима в течение некоторого
расчетного периода времени tp
S tJt = J,
можно оценить эффективность запланированного использования обо-
рудования в форме коэффициента планового применения
U + В -М-R- О M+O + R
^п-п и + В 1 и + В 1 <?пл ’
где </пл — коэффициент планового простоя.
Для оценки степени использования оборудования при возникнове-
нии неплановых режимов применяется коэффициент готовности
U-M I+N+C+S
Кг= ------------ = ------------------ = 1 - <7ав/(! - <7ПЛ)’
U+B-M-O-R IN + С + S + А + F + W ав пл
243
где </ав — коэффициент аварийного простоя,
<7ав = + F + W)/(U + В).
Комплексной оценкой эффективности использования оборудования
является коэффициент технического использования
1+ N + С + S
К™= U+B =1~^пп-^ав-
Показателями, оценивающими среднюю длительность важнейших ре-
жимов, являются:
средняя наработка на отказ
7=(Z + 7V+C + 5)/«F(/p);
средняя наработка до отказа (первого)
?o = (Z + ^+C + 5)Mn(rp);
среднее время восстановления работоспособности
среднее время восстановления функционирования после его прекраще-
ния из-за отказа
среднее время планового отключения
М+ О + R
ПЛ пм (( ) + пп (f ) + пр (г )
М v pz О v pz л v р7
Здесь через пj (Гр) с индексом режима обозначено число событий пере-
хода в указанный режим за время tp.
События в потоке появляются со средней частотой Ajz = ny/tp. Вели-
чина, обратная частоте, называется периодичностью событий:
U + В
TV ~ 11Лу = *р!пу (?р) ~ ~
nVKp>
В частном случае периодичность отказов
7= 1/Д = tpjnF (Гр) = 7+т,
а частота отказов
д_ = JL
/р 7+7*
При мгновенном восстановлении Т = t.
244
В качестве показателей долговечности оборудования используются:
средний ресурс tR, или средняя наработка до предельного состояния;
гамма-процентный ресурс tRy или наработка, в течение которой пре-
дельное состояние не наступит с заданной вероятностью у; средний
срок службы t/c, или средняя календарная продолжительность эксплу-
атации до предельного состояния.
Вероятностными показателями надежности оборудования являются:
Q(tp) ~ вероятность отказа за время tp',P(tp) — вероятность безотказ-
ной работы в течение времени ?р; Q (s/i) — условная вероятность отказа
срабатывания аппаратуры при условии возникновения требования на
срабатывание на элементе.
Показатели надежности электроэнергетического оборудования оцени-
ваются по данным эксплуатации и приведены в [50, 51]. Показатели на-
дежности ее элементов в соответствии с логическими условиями воз-
никновения возможных отказов установки как системы одним из ме-
тодов, приведенных в [49, 52, 53] (см. § 6.3—6.6).
Оценки вероятностных, частотных и временных показателей надеж-
ности установок имеют интервал неопределенности, обусловленный
случайным характером статистический оценок надежности элементов
и условностью математической модели надежности системы и неполно-
той представлений о возможном поведении системы при различных не-
учтенных возмущениях и факторах.
Наиболее полную характеристику надежности оборудования дает ин-
тенсивность отказов, определяемая как
Р(г<7’<?+Дг|Т>?) dF(t)]dt /(?)
X (?) = lirn ---------------------=---------- = "Бо ,
A' l-f(0
t
где Р [Г <Т <t + А ?| Г > ?] — вероятность отказа в интервале (t, t +
+ A ?) и безотказной работы до t,F(t) - функция распределения,
F(?) = P (Г<?) = {2(?); f(t)=dF(t)/dt-,
и параметр потока отказов
га г £(?,? +А?)
со (?) = 11ПЭ ----------- ,
Д?->о А?
где Q (t, t + A t) - безусловная вероятность отказа, не обязательно пер-
вого, на интервале (?, ? + А?). На рис. 6.1 приведены характеристики
X (?), со (?) и/"(?).
Средняя наработка до отказа определяется через /(?) и Р (?) :
го =7 ?/(?)d?=J Р (t)dt,
0 о
где Р(?) = 1_ 0(?) (рис. 6.2).
245
X(t),co(t),f(t)
На рис. 6.3 показана типичная кривая X (?) в течение всего срока
службы оборудования. В начале этого срока X (?) имеет повышенные
значения (период приработки), затем в течение некоторого периода
времени значение X (?) остается приблизительно постоянным, и, нако-
нец, в конце срока службы в период старения интенсивность отказов
возрастает. Если с помощью системы контроля и диагностики не до-
пускать к использованию дефектные элементы и выводить из работы
в профилактику или заменять оборудования раньше, чем начинается
заметное старение, то можно обеспечить X (?) = const.
При этом условии вероятность безотказной работы
Р (?) = ехр (-Х ?),
а вероятность отказа
Q(t) = 1 - ехр (-Х?),
(6Л)
т. е. вероятность безотказной работы, как и вероятность отказа, зави-
сит только от длины интервала времени и не зависит от времени пред-
шествующей работы, если в начале интервала элемент был работоспо-
собен, Выражение (6.1) описывает закон распределения наработки на
отказ как экспоненциальный. Поток отказов при этом законе простей-
ший, т. е, характеризуется как
динарный стационарный поток
последствия.
Рис. 6.2. Определение наработки
отказ
ор-
без
на
246
Рис. 6-3. Зависимость интенсивности отказа от времени эксплуатации
Поток отказов считается ординарным, если вероятность совпадения
двух и более событий в один и тот же момент времени бесконечно мала:
Z Р, (Г, t + Д о
к=2 К
lim -----------—----- =0.
Дг
В этом смысле поток отказов одного какого-либо элемента системы
является ординарным. Поток восстановлений для одного элемента так-
же ординарен.
Поток событий является стационарным, если его вероятностный режим
не изменяется во времени, т. е. вероятность появления к событий на
интервале (Г, t + Д t) зависит только от Д t. Для стационарного пото-
ка Л (г) = X = const.
Поток отказов (или других событий) называется потоком без по-
следействия, если дл я л юбых неперекрывающихся интервалов времени
число событий, появляющихся в одном из них, не зависит от числа со-
бытий, появившихся в предшествующих интервалах. Ординарные пото-
ки без последействия называются пуассоновскими, стационарный пуас-
соновский поток — простейшим.
Если оборудование или установка состоят из большого числа частей,
каждая из которых может отказать лишь с малой вероятностью, и эти
отказы разных частей взаимонезависимы, то суммарный поток отка-
зов может считаться близким к простейшему, если сумма вероятностей
более чем одного отказа бесконечно мала.
6.3. Расчет надежности электроснабжения
с помощью дерева отказов
Говоря о надежности объектов такого класса, как схемы электро-
снабжения СН АЭС, обычно имеют в виду уверенность в том, что при
некоторых определенных условиях объект выполнит (или не выполнит)
заданные функции с известной вероятностью [49] - Если эта вероятность
равна нулю или единице, то мера надежности является логической, если
эта вероятность находится в интервале (0; 1), то мера надежности будет
вероятностной. Если вместо вероятности невыполнения функции исполь-
зуется частота этого события, то мера надежности является частотной.
Логическая мера надежности записывается в виде функции алгебры
логики, чаще всего как условие отказа Y (функция отказа — ФО) с
помощью знаков конъюнкции (логического умножения — А) и дизъ-
юнкции (логического сложения — V) и символов, обозначающих собы-
тия или состояния.
В отношении схем электроснабжения СН АЭС отказами являются
погашения одного или нескольких узлов питания (секций шин, сборок
или щитов). Обозначим события кратковременных погашений узлов
цо>п, а длительныхм^р.
К длительным погашениям приводят повреждения самих узлов и
повреждения коммутационной аппаратуры и элементов, не имеющих
разъединителей или рубильников между ними и узлом. Восстанов-
ление питания осуществляется путем восстановительного ремонта.
К кратковременным погашениям приводят повреждения коммута-
ционных аппаратов, питающих линий и элементов, которые могут быть
отсоединены от узла с помощью разъединений или рубильников, при
условии, что питание может быть восстановлено путем оперативных
переключений (ОП) в схеме электроснабжения.
Чтобы получить выражение ФО для событий погашений узлов, необ-
ходимо построить дерево отказов, которое графически отображает ло-
гическую связь элементарных событий и состояний с конечным событи-
ем через промежуточные события с помощью операторов логического
сложения ИЛИ и умножения И. Дерево отказов строится, начиная с ко-
нечного события — погашения определенного узла или сочетания узлов,
словесная формулировка которого помещается вверху листа и обво-
дится двойной рамкой. Затем в зависимости от длительности рассмат-
риваемого погашения формулируются и перечисляются элементарные
события, которые приводят к этому погашению.
Кроме элементарных событий к погашениям узлов приводят также
сложные события — конъюнкции элементарных событий и состояний:
отказ коммутационного аппарата в отключении поврежденного элемен-
та, отказ во включении резервного источника, отказ одного элемента
во время аварийного ремонта другого, являющегося резервным для
первого из них, и наоборот. Длительность такого погашения определя-
ется схемой и возможностью переключений. Элементарные события
248
и состояния в дереве отказов обозначаются буквами, обведенными
кружком. Состояния помечаются волнистой чертой над буквой. От-
казы срабатывания при отключении обозначаются нижним индексом
о.е, отказы срабатывания при включении или пуске нижним индексом —
о. в.
Кодировка элементов системы электроснабжения СН и оценки час-
тот отказов Х(у) и средних длительностей восстановления т (у) при-
ведены в табл. 6.1. В табл. 6.2 даются оценки условных вероятностей
отказа срабатывания для элементов системы электроснабжения Q (х0 с),
Q (Ло.в)*
Сложнее события или состояния, представляющие собой конъюнк-
цию или дизъюнкцию элементарных событий, обозначаются цифровым
кодом, и этот код заключается в треугольник, если это сложное собы-
Таблица 6.1. Показатели надежности систем электроснабжения СН
Элемент X (у), год 1 Т О'), год
Код Наименование
а Аккумуляторная батарея (2 ± 1) • 10"3 (1 ±0,5) • 10"3
b Автоматический выключатель 0,4 кВ (1 ± 0,5) • Ю"3 (2 ± 1) • Ю"4
с Кабельная линия 6 кВ (5 ± 2) • 10"3 (1 ± 0,5) • 10"3
с Кабельная линия 0,4 кВ (1 ± 0,5) • 10" 2 (3 ± 1,5) • 10"3
d Выпрямитель 0,4/0,22 кВ (1 ± 0,5) • 10" 2 (2 ± 1) • 10"4
f Секция шин 6 кВ (3 ± 1) • 10"2 (1 ± 0,5) • 10"3
f Сёкция шин 0,4 кВ (4 ± 2) • 10"3 (2 ± 1) • 10"4
g Дизель-генератор 6 кВ (2 ± 0,5) • 10" 2 (1 ± 0,5) 10"2
g Генератор блока (10 ±8) • Ю"1 (2 ± 0,5) • 10"2
h Масляный выключатель 6 кВ (2 ± 1) • 10"2 (1 ± 0,2) • 10"3
h Генераторный выключатель (1 ± 0,5) • 10" 2 (5 ± 1) • Ю"3
h Воздушный выключатель 5ОО-75О.кВ (1,5 ±1) • 10"1 (8 ±4) • 10"3
h Воздушный выключатель 330 кВ (3 ±2) • 10" 2 (7 ± 3) • 10"3
h Воздушный выключатель 110-220 кВ (2 ± 1) - 10"2 (6 + 2) ‘ 10"3
к Тиристорный ключ (5 ± 4) • 10"5 (1 ±0,5) • 10"4
I Электродвигатель 6 кВ (1 ±0,5) 10"1 (2 ± 1) • 10"3
I Электродвигатель 0,4 кВ (5 ±2) • 10"? (1 ±0,5) • 10"3
m Переключатель, рубильник (5 ±4) • 10~5 (2 ± 1) • 10"4
P Тиристорный преобразователь (5 ±4) • 10~4 (2 ± 1) • 10"4
s Автомат постоянного тока (5 ±4) • Ю"3 (2 ± 1) - 10’4
t Блочный трансформатор 330 кВ и более (5 ± 2).- 10"2 (2 ± 0,5) • 10"2
t Рабочий трансформатор СН (1,2 ±0,5) • 10"2 (5 ± 2) • 10"3
t Резервный трансформатор СН (5 ±4) • Ю"3 (1 ± 0,2) • 10"2
t Трансформатор 6/0,4 кВ (2± 1) • 10"2 (3 ± 1) • 10"3
Н» Токоограничивающий реактор 6 кВ (1 ± 0,2) • 10"2 (6 ± 3) • 10"3
249
Таблица 6.2. Отказы в системе управления электроснабжения СН
Код Описание Условная вероятность,
Q (хо.с)
^о. с Отказ автомата 0,4 кВ:
в отключении КЗ на присоединении (5 ± 2) • 10 4
^о.в во включении (1 ±0,5) • 10-3
^о. с Отказ выключателя 6 кВ:
в отключении КЗ на присоединении (2,7 ± 1,0) • 10 2
^о.в во включении (2,2 ± 1,0) 10"3
Отказ автомата постоянного тока:
so.c в отключении КЗ (3 ± 1) - 10"3
so. в во включении (1 ±0,5) 10 3
^о.в Отказ дизель-генератора в запуске Отказ срабатывания: (1 ±0,5) • 10" 2
го. в устройства АВР (1 ±0,5) • 10 2
го. с устройства релейной защиты (1 ±0,5) • 10 3
к о. с тиристорного ключа (1 ±0,5) • 10 5
то.с Ошибка персонала при выполнении операции переключения (5 ±2) • 10"3
тие вводится в другое дерево или ветвь. Если сложное событие не ана-
лизируется в данной задаче по причине малости его вероятности или
отсутствия необходимой информации, то его код помещается в ромб
(см. § 6.4).
Процесс построения дерева отказов идет сверху вниз от конечного
события через промежуточные к элементарным событиям и состояни-
ям, до тех пор, пока на всех уровнях дерева не останутся одни элемен-
тарные события и сложные события, дерево для которых построено
при рассмотрении надежности узлов более высокого уровня, или собы-
тия, код которых обведен ромбом.
Функция отказа Y (и) формируется путем выполнения указанных
в дереве отказов операций логического умножения И и сложения ИЛИ
над символами первичных событий и состояний, начиная с нижнего
уровня. _
В результате ФО Y (м) будет представлена логической суммой (дизъ-
юнкцией) конъюнкцией первого порядка (элементарных событий и
конъюнкций первого порядка (элементарных событий и конъюнкций
второго порядка - произведениями двух событий, произведений собы-
тий и состояний):
Y (и) = Uу. U (у, А х ) U(у. Л у.) U (у. Л у,) • (6-2)
1 к I] ]]
250
Переходя от логических функций для сложных событий погашения
узлов к выражениям для расчета показателей надежности, необходимо
лишь заменить знаки логического умножения на знаки (•), знаки ло-
гического сложения на знаки (+), а символы событий у заменить час-
тотами X О), символы событий (хо.с) ~ условными вероятностями
Q (Ло.с)> символы состояний — вероятностями q (у), При этом веро-
ятности q (у) = X (у) 7 (у); Q (хо.с) = l/7Vp, где 7Vp - наработка на
отказ, выраженная средним числом срабатываний до отказа.
Выражения для оценки частот погашений имеют вид
Л (и) = SX (у.) + Z X (Jjt) Q (xQ ck) +
1 к
+ £ X (^(к.) + S X (v.) ?(£). (6.3)
V Л1
Выражения для оценки вероятности (относительной длительности)
состояний погашений имеют вид
9 (u) = S X О,) Г (5)) + £ х (ук) Q (хо ск) г (х к) +
i к
+ S X (jf) q (у.) 7 (Л’г?у-) + S X Ц.) q (у.) т (у. у.), (6А)
где т (хо.с&) — среднее время восстановления при отказе в отключении
повреждения на присоединении; т (у{:у,-), т (Уу5^) — среднее время
восстановления при наложении повреждения элементов одной цепи пи-
тания на аварийный простой другой цепи. При возможности восстанов-
ления питания путем оперативных переключений в случае возникнове-
ния какой-либо конъюнкции из (6.2) время восстановления принима-
ется в диапазоне от 6 до 30 мин, и соответствующая конъюнкция вклю-
чается в ФО для кратковременных погашений. В противном случае конъ-
юнкция включается в ФО для длительных погашений.
Исходными данными для расчетов Л (и) и q (и) являются оценки
средних значений X (у), т (у) и Q (хОфС) для элементов системы элек-
троснабжения, приведенные в табл. 6.1 и 6.2. Среднеквадратические по-
грешности этих оценок позволяют получить пессимистические исходные
данные при суммировании средних погрешностей, а оптимистические
исходные данные — при вычитании погрешностей из средних. Вычисле-
ние погрешностей результатов, полученных по формулам вида (6.3) и
(6.4), основывается на уравнениях теории точности для дисперсии сум-
мы, произведения и логарифма случайных величин:
о2 (А ± В) — о2 (А) + о2(В);
[о2 (АВ)]/(А2 В2) = о2 (А)/А2 + о2 (В)/В2;
[о2 (А/В)]I(А2/В2) = о2 (А)/А2 + о2 (В)/В2;
251
a2(In Л) = a2 (Л)/Л2.
Численные значения результатов с оценкой их среднеквадратической
погрешности представляются в форме
Л(“)±0Л«’ «<и)±а9(и)>
где значения среднеквадратической погрешности округляются до одной
значащей цифры, а средние значения показателей - до разряда, соответ-
ствующего разряду погрешности.
Основные положения логико-вероятностного расчета с помощью де-
рева отказов в соединении с методами топологического анализа схем
электрических соединений [54, 55] были использованы при разработке
алгоритма и программы для расчета показателей надежности систем
электроснабжения на микроЭВМ (программа REISS). Эта программа
предназначена для расчета надежности систем электроснабжения с ие-
рархической структурой, включающих в себя произвольное число ис-
точников рабочего и резервного питания, передающих, коммутирую-
щих, преобразующих (трансформирующих^ элементов и потребителей.
6.4. Примеры расчетов надежности электроснабжения
в системе электроснабжения собственных нужд АЭС
На рис,-6.4 изображена принципиальная схема электроснабжения сек-
ций 6 и 0,4 кВ СН блока ВВЭР-1000.
Деревья отказов для событий погашения секций нормальной экс-
плуатации приведены на рис. 6.5—6.9. Функция отказа для погашения
секции 6 кВ 1ВА получится из рис. 6.5, 6.6 в виде
Y (7Д4) = /+24/г + 24//г + (h + г ) х
v 7 J о.с v о.в о»в7
X \h + 2t+x. , + 3/z (У+25/z + 25lh )],
1 1.1 о.с о.с7 * ’
здесь имеется в виду, что к секции 1ВА подключено 24 присоединения,
а к секциям IBB, 1ВС и 1BD — 25.
Используя данные табл. 6.1 и 6.2, вычислим частоту погашения сек-
ции 1ВА:
Л (1ВА) = X (г) + 24 X (Л) + 24 X ® Q (h ) + [G (Л .) + Q (го с) ] к
хЗХ (h) + 2Х (Г) +A(Xlл) +30(йос) [X (/)+25Х (Л) +
+ 25Х (0<3(\с)] =3 - 10‘2 + 24-2 - 10~2 + 24-5 • 10'2 -2,7 • 10" 2 +
+ 0,012- (6 + 2,4) • 10“ 2 = (52 ± 5) • 10"2 год-1,
т. е. секция 1ВА отключается внезапно приблизительно один раз в два
года.
252 >
к ОРУ 330-750 кВ
к ОРУ 110-330 кВ
Функция отказа для секции 0,4 кВ получится в виде (СНЭ 0,4 кВ)
Y (СНЭ 0,4) = f+Nb+Nlboc + [h+c+t +
+ YUBA)] [*0.в + гос + 7+(хХ1)],
откуда частота погашения секции при числе присоединений к секции
ZV-14 вычисляется как
Л (СНЭ 0,4) = X (/) + 14 Л (Л) + 14 X (/) Q (bQ с) +
+ [ X (h) + X (с) + X (0 + Л (1ВА)] [ Q (bQ в) + Q (ro с) +Х (/) т (/) +
+ <?(*3 t)] = 4- 10-3 + 14 • 1 • 10-314 • 5 • IO'3 -0,5 • 103 =
= (18 ± 2) • 10'3 год-1,
253
Рис. 6.5. Дерево отказов для анализа надежности СНЭ 6,3 кВ
т. е. секция СНЭ 0,4 кВ отключается внезапно около одного раза в
50 лет.
При обесточивании секции 1ВА отключаются два выключателя, свя-
зывающие ее с секцией 1BY, и запускается дизель-генератор. Погашение
секции IB V на время, большее, чем время пуска и включения дизель-
генератора, может произойти при совпадении событий отказа в отклю-
чении двух выключателей или при незапуске дизель-генератора или
отказе выключателя при включении его на секцию 1BV. Функция от- I
каза для события погашения IB V при условии погашения секции 1ВА
Y (1BV/1BA) = Y (1ВА) [ Ло с Лох + gOB + Ло J,
254
частота этого события
Л (1BV/1BA) = Л (1ВА) [ С2 (ho c) + Q (go в) +
+ <?(\в)1 =0’52 К2’7 ‘ 10"2)2 + 1 ‘ 10~2 +2,2- 10"3] =6,2 • IO’3 год"1,
т-е. оно происходит не чаще, чем один раз в 166 лет.
При отключении генераторного блока от ОРУ 330—750 кВ на резерв-
вное питание переходят все секции нормальной эксплуатации этого
255
Рис. 6.7• Дерево отказов для анализа надежности СНЭ 0,4 кВ
ИЛИ
Событие
погашения
секции 6 кВ
нормальной,
эксплуатации
Отказ
выключателя
в цепи
питания
от секции 6 кВ
Возникновение
КЗ в кабеле
цепи
питания
от секции 6 кВ
Отказ
транссрорма гора
в цепи
питания
от секции 6кВ
Рис 6.8. Ветвь дерева на рис. 6.7
I
Рис. 6-9. Ветвь дерева на рис. 6-7
IBB 1ВС и 1BD. Системы безопасности, подключенные к
блока 1ВА’ 1Вх резервируются при этом запуском всех трех
секциям » при неуспешном переходе секции 1ВА на резерв-
ДИзелЬ'Генератор секция 1BV подключается к дизель-генератору.
ный источник пит дерево отказов для события одновременного
На рис. 6.10 пр д отключении блока от сети и ОРУ.
погашения “ ^^^сХияР
функция отказа для этою и
Y (1BV, 1BW, 1ВХ) ~ 1йо.с + go.B + йо.в1
х[(й0.в+Го.в)’+3?,(',0-в + Го-в)21’
откуда его вероятность
Q (IBK 1BW, 1ВХ) = (С2 (М + ® + С (йо.вЧ х
х I [G(ftoB)+e(ro.B)i3+3X(nra)[G(W+e(ro.B))2}=
10-2)2 + 1 . ю-3 + 2,2 ICT’l3 и [(2,2 10-3 + 1 • 10-3)3 +
Z 3 • 3 - IO'3 • 1 • IO*3 (2,2 • КГ3 + 1 • Ю-2)1 = « • Ю->2,
г е одновременное погашение трех секций надежного питания при
1. е. 'w* г • пру — практически невозможное событие.
°~Т 6 П°показаио дерево отказов для события погашения сек-
ции 0,4 кВ 1 группы. Функция отказа для него
~ ~ х/з +Дс+[С1+Со+Сз+/2+Г + (а + s ) ,
У (СНП 0,4) = р + <?4 + **•« т 1е» 2 3 v v о с7 ’
' °ТКл7сНП 0,4) =Х (р) +Х (с.) +4Х (s> + Iх <С1) +Х (сз> +Х <Сз) *57
Рис. 6.10. Дерево отказов для погашения трех секций надежного питания 6,3 кВ
одновременно
+ Х (Л) + Х (О +Л (2W)] [X (а) Т (а) +2(*ос)] =0,5 • 10’3 - 1 х
х 1(Г2 + 4 0,5 • 10"3 + [1 • 10"2 +0,5 • 10“2 + 2 • 10"2 + 2 • 10" 2 + 6,2х
х 10"3] (2 • 10"3 • 1 - 10“3 + 3 • 10"3) =0,0127 год'1,
т. е. погашение секции возможно один раз в 81 год.
258
Рис. 6.11. Дерево отказов для погашения секции надежного питания 0,4 кВ I груп-
пы
Вследствие независимости событий погашения отдельных секций
0,4 кВ вероятность их совпадения равна произведению их коэффици-
ентов простоя, т. е. при одинаковой надежности кубу коэффициента
простоя. Коэффициент простоя секции определяется в основном вре-
259
менем^замены кабеля с4, которое оценивается как т (с4) = 1 • 10-3 год,
тогда q (СНП 0,4) = X (СНП 0,4) т (СНП 0,4) = 12,7 • 10"3 = 1,27 10"5.
Вероятность совпадения погашений трех секций СНП 0,4 кВ равна <?3
(СНП 0,4) = (1,27 10-5)3 = 2,05 • Ю-15, г. е. это событие практически
невозможное.
6.5. Таблично-логический расчет надежности главных
схем электрических соединений
Система электроснабжения СН связана с главной схемой электри-
ческих соединений точками подключения блочных ТСН и РТСН СН.
Таким образом, главная схема электрических соединений является
источником исходных событий, определяющих необходимость пере-
хода на резервное электроснабжение СН отключившихся от ОРУ бло-
ков, и в то же время аварии в главной схеме определяют успешность
этого перехода. Иначе говоря, надежность главной схемы определяет
в значительной степени надежность системы электроснабжения СН.
Для анализа и расчета надежности главных схем электрических со-
единений проектировщиками был предложен таблично-логический
метод [56, 57], который был затем формализован и доведен до про-
граммной реализации [49, 55, 58]. Таблично-логический метод позво-
ляет выявить все виды аварий, возможных при совпадении событий
отказов элементов главной схемы с ремонтными режимами, отлича-
ющимися составом находящихся в работе элементов. Кроме того, вы-
являются все виды аварий, возможных в результате отказов срабаты-
вания коммутационной аппаратуры и устройств релейной защиты при
отказах элементов во всех режимах. Для всех в ыяв ле иных аварий вы-
числяются частоты их возникновения и определяются средние длитель-
ности восстановления. работы схемы. С помощью значений частот и
длительностей аварий может быть определен условный недоотпуск
энергии, что позволяет оценить математическое ожидание экономи-
ческого народнохозяйственного ущерба.
Программная реализация метода на ЭВМ ЕС и микроЭВМ полностью
автоматизирует процесс анализа и расчета надежности главной схемы.
Подготовка задачи к решению заключается лишь в нумерации узлов и
ветвей схемы и записи этих номеров в упорядоченной последователь-
ности, которая и вводится в ЭВМ. Кроме того, для каждого вида эле-
ментов главной схемы вводятся данные о его показателях надежности
X/, Д', \ип> тпл> Q(s/i)- Результаты расчета показателей надежности схе-
мы печатаются совместно с обозначениями возможных аварий в виде
буквенно-цифровых кодов [60].
Анализ надежности главной схемы с учетом возможных режимов
работы, отказов элементов, отказов коммутационной аппаратуры (КА)
и устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и
ПА) осуществляется с помощью формализованной записи логических
260
результатов совпадений (конъюнкций) указанных условий в виде ко-
дов аварий того или иного вида. Вывод расчетных выражений для час-
тот и длительностей аварий основывается на последовательном приме-
нении формулы полной вероятности при рассмотрении множества воз-
можных конъюнкций [49].
Частота или средний параметр потока событий (аварий, отключений,
погашений, других видов отказов функционирования) в предположении
безотказной работы РЗ, КА и ПА вычисляется как
Л (к) = S S Qj L(j, i, к),
/=0 1 = 1
(6,5)
где
£ (J, i, £) =
1, если у Л i = к,
О,если ;Л i = к.
Эта формула дает более точную оценку, если в число элементов
ввести и выключатели, считая отказы выключателей КЗ в их ячейках.
Отказы остальных элементов также сопровождаются КЗ, на которые
и реагирует соответствующее устройство РЗ, вызывая отключение оп-
ределенных КА.
Если надежность работы устройств РЗ и ПА и КА в отношении лока-
лизации аварии учитывать введением условной вероятности отказа сра-
батывания Q (s/i), а ложные и неселективные действия устройств РЗ
отнести в число случаев аварийного отключения защищаемых элементов,
увеличив на соответствующее значение параметры потока отказов X/,
то для аварий, возникающих вследствие отказов срабатывания РЗ, КА
и ПА, частота определится как
т п и
Л = 2 2 2 \ Q W L(i.i, S, к),
/=0 1 = 1 5=1
(6.6)
где
L (j, it s, к) =
1, если j /\i /\ s = к,
О, если / Л / Л $ = к.
Среднее время восстановления заданного уровня функционирования
после аварии к-го вида определяется как математическое ожидание по
всей совокупности соответствующих конъюнкций:
г (к) = Л*1 (к)
т п
S S Ч, X 7 т (j, i)L (/, i, к)
./=0 i=0
(6.7)
261
т (к ) = А-1 (к )
v о.е7 v о.е7
т п
S S
/=о z=i
и
S <7у Х~ т ( j, i, s) Z ( j, i, s, k)
s = i
, (6-8)
где r (j, f), т (j, i, s) - время восстановления после аварии из-за совпа-
дения указанных событий; j — номер режима; i — номер отказавшего
элемента; s — номер отказавшего устройства РЗ, ПА и КА.
Формирование массивов конъюнкций j A.i и j At As удобно осуще-
ствлять в табличной форме. Идентификация аварий в каждой конъ-
юнкции может быть выполнена как с помощью специалистов по схеме
установки с отмеченными отключениями, так и с помощью ЭВМ мето-
дами топологического анализа [59,60].
При использовании таблично-логического метода и ручном счете по- *
следствия отказов элементов в различных режимах записываются с по- >
мощью кодов как аварии с определенной степенью нарушения работо-
способности (отключение генераторов, трансформаторов, линий, пога-
шение секций шин). Аварии классифицируются по продолжительности
ликвидации их последствий как кратковременные на время оператив-
ных переключений (о. п.) и длительные — на время аварийно-восстано-
вительного ремонта (в. р.). Последствия отказов устройств РЗ и ПА
при отказах элементов в различных режимах записываются как аварии
особого вида, так как их ликвидация может в .некоторых случаях затя-
нуться, а в некоторых случаях потребовать вмешательства диспетчера
энергосистемы. Все аварии получают свой код к с индексом /, обознача-
ющим способ восстановления (о. п.) или (в. р.), или отказ срабатывания
РЗ и ПА (о. с.).
Элементы главной схемы: трансформаторы, генераторы, линии, сек-
ции сборных шин, выключатели, отделители и короткозамыкатели —
получают номера i. Разъединители имеет смысл рассматривать как эле-
менты схемы только при отсутствии в ней выключателей. Удобно нуме-
ровать подряд однотипные элементы, для которых составляется табли-
ца исходных данных i, X,-, тг-, ХГ1Л, тпл. Для устройств РЗ и ПА составля-
ется таблица исходных данных s, i, Q (s/z).
Каждый режим работы главной схемы описывается строкой таблицы:
где
лп I
«/ = Хпл/ тпл/ + \ 7 «<’ = 1 - £ 1 «/’ (6-9> |
{ z ]номера отключенных элементов и выключателей. Режим нормаль-
ной работы по полностью собранной схеме получает номер j - 0.
Для каждой расчетной аварии заполняется строка в таблице [к, I,
описание, AN (к, I), АР (к, I), т (к, /)], в которой приводятся значения
262
снижений выдаваемой мощности и дефицитов в энергосистеме, а также
средние длительности восстановления нормальной работы. Таблица
расчетных аварий дополняется и корректируется по мере заполнения
таблицы расчетных связей.
В таблице расчетных связей записываются результаты конъюнкций
/ Л z. Таблица расчетных связей представляет собой матрицу, в кото-
рой на пересечении столбца j и строки i записан код аварии к. Запись
двух кодов через косую черту означает, что после кратковременного
нарушения, описываемого кодом £ОеП, в результате оперативных пере-
ключений наступает аварийный режим с кодом и этот режим длит-
ся до окончания аварийно-восстановительного ремонта.
Затем составляются таблицы развития аварий из-за отказов сраба-
тывания устройств РЗ и ПА при отказах элементов схемы для каждого
из режима. Таблица развития аварий представляет собой матрицу, в ко-
торой на пересечении столбца s и строки i записывается код аварии
ко°с, к которой приводит отказ срабатывания устройств РЗ и ПА с
номером s при отказе z-го элемента в рассматриваемом /-м режиме.
Для упрощения анализа при грубой оценке вероятности отказа сра-
батывания удобно все таблицы развития аварий совместить с таблицей
расчетных связей. Для этого клетки таблицы расчетных связей делятся
на две части. В левой части записываются коды аварий, возникающих
при наложениях отказов элементов на режимы при условии безотказ-
ной работы РЗ и ПА. В правой части - коды аварий при тех же наложе-
ниях, но при условии отказа срабатывания соответствующих устройств
РЗ и ПА и при действии резервной защиты или устройств резервирова-
ния отказавшего выключателя (УРОВ). Если код в правой части не от-
личается от кода в числителе слева, то правый код вычеркивается.
Расчет частот аварий осуществляется по (6.5) и (6.6). Среднее вре-
мя восстановления нормальной работы (электроснабжения потреби-
телей и выдачи мощности) после аварии с кодом определяется по (6.7)
и (6.8). Значения т (&о.п) и т (£о>с) могут быть оценены и экспертным
путем.
Среднее значение аварийного снижения годовой выработки энергии
станцией
ДIVCI = 8760 S Л (Ло.пАв.р) { Д х
Х т (*ап> + ДЛГ<*в.р> ^в.р)- т (*о.п>]}+
+ 8760 S Л (к ) т (к ) т (к ) Д N (к ), (6.10)
- Vo V V/, V V. V
к
ГДе Д^(^о.п), А^(^в.р)» ^Wo.c) — аварийные снижения мощнос-
определяются по мощностям отключаемых при аварии агрегатов.
263
Среднее значение аварийного недоотпуска энергии в системе
Д = 8760 2 Л (кол/кер) { АР (коп) т (коп) + Ъ.Р (кв р) X
X [r(VT<*o.n)B+8760f Л(А:о с)г(^с) AP(fco c), (6.11)
где ДР (JtB.p), ДР(^о.п), А^(Ло?с) ~ средние значения величины ава-
рийного дефицита мощности в системе при авариях соответствующего
вида с длительностями существования дефицита т (&в.р), т (кол),
Т (*о.с)-
Величины ДР (к) и т (к) для определения недоотпуска энергии ус-
танавливаются путем балансных расчетов послеаварийных режимов и
экспертной оценки длительности их существования. К оценке этих ве-
личин необходимо привлечь службы режимов ЭЭС, в которой работа-
ет или будет работать рассматриваемая станция.
Оценки аварийного недоотпуска энергии потребителям и снижения
выработки электроэнергии станцией используются при экономическом
обосновании технических решений по повышению надежности при про-
ектировании энергосистемы и электростанций. С помощью них вычис-.
ляется составляющая приведенных затрат, связанная с нарушением нор-
мального электроснабжения. Для этого используются нормативы пре-
дельных затрат на повышение надежности электроснабжения потреби-
телей в энергосистемах [60, 62].
Примеры расчетов надежности с помощью таблично-логического ме-
тода приводятся в [49,52,58].
При применении таблично-логического метода может оказаться, что
варианты схемы электрических соединений и варианты схем коммута-
ции режимов будут отличаться друг от друга незначительно. Показатели
надежности при этом становятся неразличимыми. Это относится и к час-
тотам аварий А (Ц и к длительностям их ликвидации т (к), и к инте-
гральным показателям Д W и Y. Возникает неопределенность, которая
не позволяет выбрать однозначно наилучший вариант. Отличия вариан-
тов схемы заключаются в переходе нескольких конъюнкций / А г, иден-
тифицируемых как авария вида kl, в другую группу аварий вида к2.
Это вызывает изменения показателей частот А (к), значительно мень-
шие, чем погрешности о (А). В отношении интегральных показателей
изменения еще менее существенны, и условие уверенной различимости
IA(Osapi,-A(OBap.2|>2«O) [49] чаще всего не соблюдается.
В условиях неопределенности, неразличимости результатов оценок
надежности, а также при отсутствии исходных данных анализ надежно-
сти схем электрических соединений можно производить, сравнивая опас-
ности возникновения аварий с помощью чисел конъюнкций в массивах
{ 7 A I }, { у Л 1 A s } , идентифицируемых как аварии fc-го вида
m п
С (к) =2 S L(j,i,ky, (6.12)
264 7 = 0 , = 1
т п и
С (к )=2 2 2 L(Jri,s,k).
/=0 1=1 S = 1
(6.13)
Опасность любого эксплуатационного режима в отношении вероят-
ности возникновения аварий можно оценить числом конъюнкций в мас-
сивах {/Ai} и { / Л i Л s } , идентифицируемых как авария к-го вида:
п
С Лк} = X L(j,i, к}\
' i = l
СЛко)Л 2 L(j,i,s,k).
' ' i = l s = l
(6.14)
(6.15)
Использование этих непараметрических оценок позволяет устанавли-
вать степень опасности каждого предстоящего режима в ходе эксплуа-
тации, предвидя и предупреждая последствия отказа оборудования.
Сравнивая различные варианты графика ремонтов оборудования,
.можно для оценки их надежности использовать число опасных режи-
мов, в которых могут быть аварии к-го вида:
J(k)= 2 В Лк), В Лк) =
7=0 J '
1, если С. (к) > 0;
0, если С. (к) =0;
т
J(k ) = S В. (к },В.(к ) =
' О.С7 . „ ] v О.С7’ 7 v о.с7 <
7=0 '
1,если C.(fco c) > 0;
0, если С. (&о с) = 0.
(6.16)
(6-17)
Определение чисел С (к} можно осуществить с помощью топологи-
ческого анализа схемы электрических соединений на ЭВМ [54, 55].
При топологическом анализе схема электрических соединений пред-
ставляется в виде графа, где узлами являются генераторы, трансфор-
маторы, сборные шины и линии, а ветвями — выключатели и другие
коммутационные аппараты. Топологический анализ заключается в оп-
ределении отключившихся узлов и идентификации их вида при нало-
жениях отказов узлов и ветвей на режим коммутации схемы в нормаль-
ных условиях работы и при производстве ремонтов ветвей и узлов. Для
нормальных условий необходимо определить число конъюнкций перво-
го порядка Cj (к}, для ремонтов — число конъюнкций второго порядка
с2 (к).
Общее число конъюнкций в каждой схеме Q = п, С2 = пт, где п —
число узлов и ветвей; т — число ремонтных режимов; т < п, если
часть узлов ремонтируется вместе с ветвями; т > п, если узлы могут
Ремонтироваться и в составе блоков, и сами по себе (как в схеме дубль-
блока).
265
г
Топологический анализ осуществляется на ЭВМ с помощью матрицы
связей узлов и ветвей [2?]. Число строк в матрице равно числу ветвей,
а число столбцов равно двум. Каждая строка матрицы содержит номера
узлов, связываемых одной ветвью. Алгоритм и программа топологичес-
кого анализа схем (TOPAS) описывается в [49,55,60]. Практическое
применение логических непараметрических оценок надежности при про-
ектировании и эксплуатации АЭС излагается в [49, 54, 64].
6.6. Пример расчета надежности подключения РТСН
к ОРУ 330 кВ
Воспользуемся таблично-логическим методом для расчета частоты
длительных отключений РТСН, подключенного к ОРУ 330 кВ. Эти от-
ключения вызывают необходимость остановки реакторного блока,
так как длительная работа без резервного источника питания запре-
щена. На рис. 6.12 приведена схема ОРУ 330 кВ на этапе ввода I блока
ВВЭР-1000. Показатели надежности элементов схеме оценены по данным
[50,51] и сведены в табл. 6.3.
ДТ1
Рис. 6.12. Схема ОРУ 330 кВ АЭС
266
Таблица 6.3. Показатели надежности элементов главной схемы
Элементы главной схемы Позиция на рис. 6. X, год"1 т, год 12 год-1 тпл’г°Д
Воздушная линия 330 кВ, 100 км 1, 2 0,5 10"3 3 2* 10“3
Блок- генератор- трансформатор 3 1,0 10“ 2 4 2,5 • 10"2
РТСН 4 0,01 1,5 • 10“2 0,25 10“3
Автотрансформатор 330 кВ 5 0,05 5•10“3 1,0 4•10“3
Сборные шины 330 кВ 6, 7 0,01 6•10“4 0,3 4 • 10“4
Воздушный выключатель 330 кВ 8-13 0,03 7•10“3 0,2 1,2 10“2
Расчетные режимы работы (/); (/= 1) ремонт Л-1; (/=2) ремонт
Л-2, (/= 3) ремонт Б-1, отключены Bl 1, В12, РТ-1 используется при ре-
монте Б-1; (/= 4) ремонт РТ-1, блок Б-1 не работает; (/ = 5) ремонт
АТ-1; (/= 6) ремонт С1П-1, отключены В11, В10, отключен АТ-1; (/ =
= 7) ремонт СШ-2, отключены В8, В13; (/ = 8) ремонт В8;' (/ = 9) ре-
монт В9-, (J = 10) ремонт BIO; (j = 11) ремонт В11; (/ = 12) ремонт
В12', (/ =13) ремонт В13.
Относительные длительности расчетных режимов:
<7i = Х, П + Хпл t тпл1 = 0,5 • 10“3 + 3 • 2 • 10“3 = 6,5 • КГ3;
4г = 41 =6,5 • 10“3;
4з = Х3 т3 + Хпл3 тплз = 1 • 10“2 + 4 • 2,5 • 10“2 = 1,1 • 10"1;
44 =Х4 т4 + А™4 Гпл4 =0,01 • 1,5 • 10“ 2 +0,25 • 10“3 = 4- 10"4;
45 = Х5 т5 + Хпл5 тпл5 = 0,05 •5 • 10"3 + 1 • 4 • 10“3 = 4,25 • 10"3;
4е = Х6 т6 + Хпл6 тпл6 = 0,01 • 6 • 10“4 + 0,3 • 4 • 10“4 = 1,26 • 10‘4;
<?7 =<7б = 1,26 • 10“4;
<7в = Х8 т8 + Хпл8 тпл8 = 0,03 7 • 10“3 + 0,2 • 1,2 • 10'2 = 0,26 • 10“2;
49 = <7ю = 4н =<712 = <713 =4в = 0,26 • 10 2;
13
<7о = 1 - S 4j = 1 - 0,1435 = 0,8565.
/=1 <
Расчетные связи { j A i = к } представлены в табл. 6.4, где коды (к}
°бозначают: —/Л1 — длительное отключение одной линии; Л1А1/ —
кРатковременное отключение одной линии и автотрансформатора;
267
Таблица 6.4. Расчетные связи в схеме рис. 6.12
i j
0 1 2 3 4 5 6
1 -/Л1 — -/Л1 Л1А1/— -/Л1 -/Л1 —/Л1
2 —/Л1 -/Л1 - —/Л1 -/Л1 —/Л1 -/Г1Л1
3 -/П -/Г1 -/Г1 — - -/Г1 -/П
4 -/Г1Н1 —/Г1Н1 ~/Г1Н1 Л1Н1/Г1Н1 — -/Г1Н1 Л1Н1/Г1Н1
5 ~/А1 -/А1 —/А1 -/А1 —/А1 — —
6 -/А1 —/А1 -/А1 -/А1 —/А1 — —
7 — — — -/Л1 — — —
8 Н1/- Н1/- Н1/- Л1Н1/- - Н1/— Л1Н1/-
9 Л1Н1/- Н1/- Л1Н1/- ПП/Г1 Л1/— Л1Н1/ Л1Н1/Г1
10 Л1А1/— А1/- ПП/Г1 Л1А1/— Л1А1/— Л1/- —
11 Г1А1/Г1 Г1А1/Г1 Г1А1/Г1 — А1/- -/П —
12 Г1Л1/Г1 Г1Л1/Г1 Г1Л1/Г1 — Л1/~ Г1Л1/Г1 —
13 Л1/- Л1/- - Л1/- Л1/— Л1/— Г1Л1/Г1
i 7
* 7 8 9 10 11 12 13
1 Л1Н1/Л1 Л1Н1/Л1 —/Л1 —/Л1 Л1А1/Л1 —/Л1 Л1Н1/Л1
2 —/Л1 -/Л1 Л1Н1/Л1 —/Л1 —/Г1Л1 -/Л1 -/Л1
3 Г1Л1/Г1 Г1Л1/Г1 -/и -/Г1 -/Г1 -/Г1 Г1Л1/Г1
4 —/Г1Н1 -/Г1Н1 —/Г1Н1 -/Г1Н1 Л1Н/Г1Н1 - —/Г1Н1
5 -/А1 —/А1 Л1А1/А1 -/А1 —/А1 —/А1А1 —/А1
6 —/А1 ~/А1 Л1А1/А1 -А1 -/А1 —/Г1А1 -/А1
7 — — -/Г1Н1 — — —/Л1 —
8 — — —/Г1Н1 Н1/~ Ш/- Н1/- Н1/-
9 — — — Л1 Л1Н1/- Л1Н1/- Л1Н1/-
10 НР/Г1 НР/Г1 Л1А1/Л1 — Л1А1/А1 НР/Г1 НР/Г1
11 НР/Г1Л1 ПП/Г1Л1 НР/Г1 —/Г1А1 — Г1А1/Г 1 НР/Г1
12 — — Г1Л1Н1/Т1 НР/Г1 Г1Л1/Г1 — Г1Л1/Г1
13 — Л1/- Л1Н1/Г1Н1 Л1/~ Г1Л1/Г1 Л1/— —
j
Л1Н1/Л1 — кратковременное отключение одной линии вместе с РТСН
и длительное отключение одной линии; — /Г1Л1 — длительное отклю-
чение одной линии и одного генератора; Г1Л1/Г1 — кратковременное
отключение генератора и одной линии и длительное отключение генера-
тора; — /Г1Н1 — длительное отключение генератора и РТСН; —/А1 —
длительное отключение автотрансформатора; Л1А1/А1 — кратковре-
менное отключение одной линии и автотрансформатора и длительное
268
отключение автотрансформатора; Н1/ — кратковременное отключе-
ние РТН; ПП/Г1 — кратковременное полное погашение ОРУ и длитель-
ное отключение генератора; НР/Г1 — кратковременный недопусти-
мый режим разделения узла и длительное отключение генератора;
Л1Н1/Г1Н1 - кратковременное отключение одной линии и РТСН и
длительное отключение одного генератора и РТСН и т. д.
На основании табл. 6.4 формулы для оценки частоты длительного
отключения РТСН и вынужденной остановки блока запишутся в виде
'Ч.р .(-/РТСН Г) = р (-Г1Н1) + Л* р (Л1Н1/Г1Н1) = Х4 (1 - ,4) +
+ Х7 ^9 + Xg (?9 + Х9 q-j + Х9 <7 8 + Х13 (?9 = 0,01 (1-4-10 4) + (0,01 +
+ 0,03) ’ 0,26 • 10"2 + 0,03 • 1,26"4 + 0,26 Ю"2) + 0,03 - 0,26 • 10“2 =
= 0,01 год-1,
т. е. такое отключение происходит 1 раз в 100 лет.
Глава 7
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС
7.1. Опыт эксплуатации и результаты исследований
Надежность системы электроснабжения СН является предметом
особой заботы как проектировщиков, так и эксплуатационного персона-
ла АЭС. В деле совершенствования схемных решений и нормативных
рекомендаций по режимам эксплуатации системы электроснабжения
сотрудничество этих категорий инженеров просто необходимо. Необ-
ходимо также понимание намерений проектировщиков персоналом и
требований эксплуатации проектировщиками при разработке меропри-
ятий по совершенствованию системы электроснабжения СН.
Опыт эксплуатации свидетельствует, что аварии в электрической
части АЭС возникают в результате действия следующих факторов:
возможности множественных возмущений режима нормальной рабо-
ты (отключение от энергосистемы одного и более блоков, погашение
шин ОРУ 110—220 кВ, потеря секций СН 6 кВ и т.д.) ;
производства плановых и внеплановых ремонтов трансформаторов
СН и выключателей 330—750 кВ;
неуспешности самозапуска электроприводов механизмов СН при
переходе на резервный источник питания;
изменения эксплуатационных свойств и, как следствие, надежности
главной схемы при вводе каждой из очередей АЭС;
269
недостаточной избыточности в системе электроснабжения СН на
первых этапах работы АЭС, что приводит к повышению числа вклю-
чений дизель-генераторов для питания систем безопасности;
влияния повреждений в зоне секций 6 кВ СНЭ и их присоединений
на работу СНП;
низкой селективности и недостаточного быстродействия устройств
релейной защиты системы электроснабжения СН, что влечет за собой
опасность возгорания кабелей.
В результате обобщения исследований, выполненных в совместных
научно-исследовательских работах ВНИИ АЭС и ЛГТУ, были определе-
ны средства повышения надежности и совершенствования работы сис-
темы электроснабжения СН. В их числе:
оптимальное развитие ОРУ 330—750 кВ при очередном вводе блоков
АЭС, позволяющее практически исключить одновременное отключение
двух генераторных блоков от ОРУ и обеспечить высокую надежность
питания РТСН;
организация ремонтов оборудования ОРУ 330—750 кВ таким образом,
чтобы не допустить одновременного отключения нескольких блоков или
потерю питания РТСН при отказах оборудования ОРУ;
рациональная схема резервного питания, обеспечивающая самоза-
пуск механизмов СН и надежность электроснабжения СН на всех эта-
пах строительства АЭС и при различных авариях и ремонтах в глав-
ной схеме электрических соединений;
совершенствование ОРУ 110—220 кВ по схеме ’’две системы шин с
обходной”с помощью применения развилки из двух выключателей для
присоединения автотрансформатора, что снижает вероятность полного
погашения ОРУ 110—220 кВ с потерей питания РТСН;
раздельное подключение секций 6 кВ надежного питания и нормаль-
ной эксплуатации к рабочему трансформатору СН, при котором сни-
жается частота потери системного питания секциями надежного пита-
ния, что, в свою очередь, снижает частоту пуска дизель-генераторов и
переключений нагрузки потребителей первой группы на автономные ис-
точники.
Содержания перечисленных выше предложений и оценка их эффектив-
ности приводятся ниже (см. § 7.2—7.5).
7.2. Поэтапное развитие ОРУ 330—750 кВ при вводе
очередей АЭС с учетом подключения РТСН
Для разработки рекомендаций по порядку изменения схемы при раз-
витии ОРУ 330—750 кВ были рассмотрены конкретные ситуации, отра-
женные в проектных решениях для ряда АЭС с блоками ВВЭР-1000-
На основании проведенного сравнения вариантов по показателям
частот аварий в ОРУ с отключением двух и более блоков и аварий с
270
отключением РТСН был разработан ряд рекомендуемых схем для ОРУ
750, 500 и 330 кВ.
На первом этапе развития при вводе I блока были рассмотрены сле-
дующие ситуации: существуют
а) ОРУ ПО и 330 кВ,
б) ОРУ 220 и 500 кВ,
в) ОРУ 330 и 750 кВ.
При условии п. а I блок подключается на ОРУ 330 кВ. На ОРУ 110 кВ
подключается один комплект РТСН, который гарантирует успешный
самозапуск механизмов СН при отключении блока от ОРУ 330 кВ, если
мощности КЗ на шинах 110 кВ не менее 3400 МВ • А.
В случае при условии п. б блок подключается на ОРУ 500 кВ, а комп-
лект РТСН к ОРУ 220 кВ, что гарантирует самозапуск при отключении
блока от ОРУ 500 кВ при мощности КЗ на шинах 220 кВ не менее
3400 МВ • А. Одновременное отключение блока и комплекта РТСН прак-
тически невозможно при отказах элементов ОРУ во всех ремонтных ре-
жимах.
При условии п. в первый бло'к подключается к ОРУ 750 кВ, а РТСН -
к ОРУ 330 кВ. Самозапуск при этом гарантируется.
На втором этапе развития при вводе второго блока были рассмот-
рены следующие ситуации: существуют
а) ОРУ ПО и 330 кВ,
б) ОРУ 220 и 550 кВ,
в) ОРУ 300 и 750 кВ,
г) ОРУ 110, 330 и 750 кВ.
При условии п. а оба блока подключаются к ОРУ 330 кВ. Для обеспе-
чения самозапуска первый комплект подключается на ОРУ 110 кВ,
а второй — на ОРУ 330 кВ (мощность КЗ на шинах 110 и 330 кВ должна
быть не менее 6800 МВ • А). Второй комплект РТСН необходим для
обеспечения резервного питания в случае, когда первый комплект РТСН
занят при ремонте одного из блоков.
При условии п. б оба блока подключаются на ОРУ 500 кВ. При одно-
временном отключении двух блоков от ОРУ самозапуск их механизмов
СН гарантируется лишь при двух комплектах РТСН, включенных на
ОРУ 220 кВ, при уровне мощности КЗ на шинах 220 кВ не менее
6800 МВ • А. Учитывая, что один комплект РТСН может быть занят на
наладке следующего блока, необходимо выбрать схему ОРУ, исклю-
чающую возможность одновременного отключения двух блоков, или
устанавливать третий комплект РТСН.
При условии п. в II блок подключается к ОРУ 750 кВ, а оба комплек-
та РТСН - к ОРУ 330 кВ.
При условии п. г II блок следует подключить к ОРУ 750 кВ (первый —
к ОРУ 330 кВ). Тогда однов'ременное отключение двух блоков от ОРУ
становится практически невозможным событием. Самозапуск СН од-
271
ного отключившегося блока обеспечивается одним комплектом РТСН.
Учитывая, что один из комплектов РТСН может быть занят при ремонте
одного из блоков, следует применить два комплекта РТСН, подклю-
чив один к ОРУ 110 кВ, а другой к ОРУ 330 кВ.
На третьем этапе развития при вводе третьего блока были рассмот-
рены следующие ситуации: существуют
а) ОРУ 110 и 330 кВ,
б) ОРУ 220 и 500 кВ,
в) ОРУ 300, 500 и 750 кВ,
г) ОРУ 110, 330 и 750 кВ.
Отключение двух блоков одновременно от ОРУ одного напряжения
можно сделать практически невозможным событием ни в каком из ре-
жимов, применив, например, одну цепочку 4/3 и две 3/2 или секциони-
руя сборные шины. Для обеспечения самозапуска одного блока при ус-
ловии, что один комплект РТСН занят на ремонте другого блока, доста-
точно одного комплекта РТСН. Следовательно, общее число комплектов
РТСН, необходимое для установки, равно двум. Если же одновременное
отключение двух блоков возможно, необходим 3-й комплект РТСН.
При условии пп. а и г один комплект РТСН подключается на ОРУ
ПО кВ, а другой на ОРУ 330 кВ. При условии п. б - оба комплекта
РТСН на ОРУ 220 кВ, при условии п. в — оба комплекта на ОРУ 330 кВ.
Рис. 7.2. Варианты схемы ОРУ 330 кВ на этапе ввода II блока
При ввод^ IV блока удается за счет секционирования ОРУ 500 и
750 кВ или путем распределения блоков между ОРУ обеспечить практи-
ческую невбзможность одновременного отключения двух и более бло-
ков от ОРУ, и, следовательно, одновременный самозапуск их механиз-
мов СН не потребуется. С учетом возможности ремонтной загрузки
одного комплекта РТСН для обеспечения самозапуска одного из бло-
ков достаточно одного комплекта. Необходимое число комплектов
РТСН остается равным двум.
272
273
Рис. 73. Варианты схемы ОРУ 330 кВ на этапе ввода III блока
С вводом V и VI блоков увеличивается вероятность ситуации, когда
два комплекта РТСН оказываются загруженными одновременно: 1) при
проведении ремонта, пуска или остановки одного блока во время пла-
нового ремонта другого блока, 2) когда во время проведения аварийно-
го или планового ремонта одного комплекта РТСН другой комплект
оказывается занятым при вынужденной остановке одного из блоков
274
или на работах по наладке очередного пускаемого блока. Для обеспече-
ния в таких ситуациях самозапуска при отключении любого из работав-
ших до этого блоков от ОРУ необходим еще один — третий комплект
РТСН.
Комплекты РТСН надо подключать к ОРУ с учетом недопустимости
одновременного отключения блока и комплекта РТСН другого блока,
так как в противном случае приходится вынужденно отключать и
II блок. Очевидно, что в любом случае подключать все шесть блоков к
ОРУ одного напряжения опасно. Максимальное число блоков, подсоеди-
ненных R одному ОРУ, четыре.
Переход от этапа к этапу при развитии ОРУ может быть осуществлен
путем минимальных изменений в схеме и без переключения присоед
нений [49, 60]. При этом гарантируется невозможность одновременного
отключения двух блоков в результате отказа любого элемента ОРУ в
любом из ремонтных режимов. Это достигается путем размещения
присоединений по узлам схемы из цепочек 4/3 и 3/2 и секционированием
сборных шин. Между присоединениями, совместное отключение которых
недопустимо, всегда находятся три выключателя и более.
Рассмотрим возможные варианты развития ОРУ 330 кВ с числом
присоединенных к ним блоков до трех, числом линий до пяти, авто-
трансформаторов и комплектов РТСН до двух. На рис. 7.1—7.3 пока-
та блица 7.1. Сравнение вариантов развития ОРУ 330 кВ
Этап Вариант схемы на рис. Количество выключателей Аварии из-за отказа выключателей
Код Частота, год 1
1 5 7.1,с 6 Б1 0,060
Б1Н1 0,000
Л2 0,000
7.1, б 7 Б1 0,060
Б1Н1 0,000
Л2 0,000
2 7 7.2, а 10 Б2 0,00000
Б1Н1 0,00000
Л2 0,00002
7.2, б 11 Б2 0,000000
Б1Н1 0,000010
Л2 0,000000
3 12 7.3, а 18 Б2 0,00000
Б1Н1 0,00000
Л2 0,00000
7.3, б 20 Б2 0,00000
Б1Н1 0,00000
Л2 0,00000
275
заны конкурирующие варианты схем. Результаты оценок их показате-
лей надежности, полученные с помощью программы TOPAS [55,60],
приведены в табл. 7.1. Сравнение вариантов по частотам возможных
аварий с отключением блоков, линий и РТСН показывает, что вариан-
ты а превосходят или не уступают вариантам б. При равенстве показа-
телей надежности варианты а отличаются от б меньшим числом выклю-
чателей. Последовательное использование вариантов а приводит к опти-
мальному развитию ОРУ как по критерию максимума надежности, так
и по критерию минимума капиталовложений.
С точки зрения совершенства компоновки развитие ОРУ по указан-
ному пути лучше выполнять при двух- или однорядной установке вык-
лючателей [61] (см. рис. 6.12 настоящего издания).
7.3. Обеспечение надежности при организации ремонтов
оборудования ОРУ 330—750 кВ
Опыт эксплуатации АЭС показал, что значительное число вынужден-
ных остановок реакторных блоков происходит во время ремонтов обо-
рудования ОРУ при отказах их элементов. Суммарная продолжитель-
ность ремонтных режимов в ОРУ составляет до 50 % общего календар-
ного времени [59]. Поэтому обеспечение надежности главных схем в
периоды проведения ремонтов оборудования ОРУ является актуальной
задачей. Особый интерес представляют те меры обеспечения надежности,
которые не требуют дополнительных капиталовложений и роста издер-
жек, связанных с проведением ремонтов и переоборудованием ОРУ. К
их числу относится построение графика ремонтов оборудования, отве-
чающего минимуму вероятности возникновения опасных аварий. На
практике это означает привязку графика ремонтов выключателей к гра-
фику ремонтов присоединений на основе выбора оптимальных сочета-
ний ремонтируемых элементов. При этом учитываются существующие
ограничения по числу и видам ремонтов, производимых одновременно.
При напряжениях 330—750 кВ ОРУ выполняются по схемам с мно-
гократными присоединениями элементов [3]:
а) две системы шин и четыре выключателя на три присоединения
(схема 4/3),
б) две системы шин и три выключателя на два присоединения (схе-
ма 3/2),
в) две системы шин с комбинациями цепочек 4/3 и 3/2,
г) две системы шин, как в пп. а, б, г, но с секционированием одной
или двух систем шин,
д) один или два многоугольника с числом присоединений к каждому
до шести.
Несмотря на известные положительные свойства, перечисленные схе-
мы имеют ряд недостатоков, которые связаны с возможными отказами
выключателей во время проведения плановых и внеплановых ремонтов
части из них. Например, в схеме четырехугольника производить ремон-
ты выключателей при работающих присоединениях нецелесообразно, так
как в таких ремонтных режимах отказ КЗ выключателя, не смежного с
ремонтируемым, приводит к полному погашению ОРУ даже при нор-
мальной локализации КЗ.
В схеме 3/2 при ремонте любого из выключателей, примыкающих к
системе шин, и отказе при КЗ присоединения в той же цепочке, что и
ремонтируемый выключатель, но непосредственно не связанного с ним,
происходит отключение и второго присоединения. Отказ при КЗ выклю-
чателя в этой же цепочке, но примыкающего к другой системе шин,
вызывает одновременное отключение обоих присоединений в цепочке с
ремонтируемым выключателем. Отказ выключателя в отключении КЗ в
зоне системы шин, противоположной ремонтируемому выключателю,
также приводит к отключению обоих присоединений данной цепочки.
В схеме 4/3 при ремонте любого из выключателей, примыкающих к
системе шин, и отказе с КЗ выключателя, не смежного с ремонтируемым
и другой системой шин, происходит отключение всех трех присоединений
цепочки. Кроме того, схеме 4/3 присущи и перечисленные выше недо-
статки схемы 3/2.
Значительного числа недостатков схем 4/3 и 3/2 можно избежать,
применяя комбинированные схемы из цепочек 4/3 и 3/2 и секционируя
системы шин (см. § 7.2). Однако для действующих станций это путь
повышения надежности ОРУ доступен только при реконструкции. По-
этому заслуживает внимания опыт планирования графиков ремонтов
ОРУ 330—750 кВ с использованием оценок опасности возникновения тя-
желых аварий [49, 54]. Основываясь на этом опыте, можно дать следую-
щие общие рекомендации по организации ремонтов оборудования:
1. Во время плановой остановки реакторных блоков необходимо
ремонтировать:
выключатели 330—750 кВ, связанные с блоками генератор—транс-
форматор,
выключатели 330—750 кВ, связанные с автотрансформатором, под-
ключенным к той же части ОРУ, что и трансформатор остановленного
реакторного блока,
системы шин (поочередно) той части ОРУ, к которой подключается
генератор остановленного блока.
2. Во время плановых ремонтов линий 330—750 кВ проводить теку-
щие ремонты их выключателей.
3. Во время работы реакторного блока можно проводить плановые
ремонты секционных выключателей (поочередно) и выключателей
линий, примыкающих к системам шин 330—750 кВ.
4. При необходимости внеплановых ремонтов выключателей они
Могут проводиться и без остановки блоков. Необходимо только выпол-
нить подключение работающих блоков к различным системам шин.
277
5. Ремонт выключателей присоединений РТСН необходимо проводить
поочередно, не отключая РТСН. Плановый ремонт самого РТСН должен
совмещаться с плановой остановкой одного реакторного блока.
Для проверки рациональности составленного графика ремонтов и до-
пустимости отдельных коммутационных режимов с точки зрения опас-
ности возникновения аварий с отключением от ОРУ двух или более
блоков и линий может быть использована диалоговая программа
TOPAS-2 для микроЭВМ [60]. Программа позволяет оценивать каж-
дый режим коммутации ОРУ для проведения ремонтов по числу возмож-
ных наложений отказов элементов ОРУ на этот режим, идентифицируе-
мых как авария с отключением указанных присоединений. Программа
определяет коды (Б2ЛЗ, Б1Л2, ЛЗ и т.д.), которые описывают все воз-
можные в схеме аварии. Затем по выбору пользователя вычисляют-
ся числа наложения (конъюнкций) и частоты аварий определенного
вида.
Исходными данными для анализа является запись связей узлов схемы
выключателями. Для этого узлы и выключатели нумеруются. Нумерация
вводится в ЭВМ в определенном порядке по вызову с дисплея.
Для каждого анализируемого режима необходимо указать номера
отключенных выключателей. Программа выдает на дисплей перечень
кодов аварий, которые возникают в данном режиме при отключениях
поврежденных элементов действием устройств защиты, и кодов состоя-
ний аварийного ремонта, которые наступают после проведения оператив-
ных переключений.
Выбрав из перечня наиболее опасные аварии, пользоватедь может:
1) введя исходные данные по длительности ремонтных режимов
и частоте отказов элементов X/, получить оценку частот аварий по
(6.5), (6.6);
2) не вводя исходных данных, получить оценку чисел конъюнкций
С (к) по (6.13), (6.14), т.е. числа возможных наложений /А i в задан-
ном графике ремонтов, которые являются аварией с кодом к\
3) не вводя исходных данных, получить оценку чисел конъюкций
Cj (к) для каждого режима.
Затем, если значения А (к} или С (к) окажутся для интересующих поль-
зователя аварий весьма большими, необходимо определить по данному
перечню те режимы, в которых возможны указанные аварии, и те эле-
менты, отказы которых приводят к указанным авариям. Если отказы
этих же элементов в других коммутационных режимах не приводят
к указанным авариям, то возможен поиск нового графика ремонтов,
в котором эти элементы будут выводиться в ремонт одновременно
с другими,, а отказ этих элементов-будет идентифицироваться как опас-
ная авария в меньшем числе режимов.
Процедура улучшения графика предстоящих ремонтов ОРУ была
опробована на ряде АЭС [59]. Для выполнения процедуры необходи-
278
Л1 Л2 ЛЗ /74
Тблок Л. блок
Рис. 7.4. Главная схема электрических соединений АЭС
мы: схема ОРУ, график ремонтов блоков генератор—трансформатор на
предстоящий год, график ремонтов линий и автотрансформаторов,
план ремонтов выключателей (планируемый вид ремонта и его дли-
тельность) на предстоящий год. Для проверки эффективности процеду-
ры надо получить дополнительно данные о показателях надежности обо-
рудования ОРУ и оценку экономического ущерба от вынужденной
остановки блоков.
На рис. 7.4 приведена схема ОРУ 330 кВ одной из АЭС, на рис. 7.5 —
график ремонтов основного оборудования и привязанный к нему гра-
фик ремонтов выключателей на рассматриваемый год. Пунктиром по-
казаны возможные варианты графика ремонтов выключателей. Состав
ремонтируемых присоединений при этих вариантах приводится в
табл. 7.2. Показатели надежности для этих вариантов Л (Л), С2 (/с) и С3 (£)
были получены с помощью программы TOPAS-3, в которой учитывались
не только конъюнкции второго порядка, как в TOPAS-2, но и конъюнк-
ции третьего порядка, т.е. развитие аварий из-за отказов срабатывания
релейной защиты и противоаварийной автоматики (табл. 7.3).
Выявление наилучшего варианта графика ремонтов выключателей
ведется следующим образом: для всех пар вариантов последовательно
сравниваются значения Л (А:), С2 (к) и С3(к) в порядке ослабления
тяжести аварий. Вариант с большими значениями А(к), С2 (к) и С3 (к)
считается худшим и отбрасывается. При равенстве А (А:), С2 (к) и С3 (Аг)
279
Узлы и ветби.^ Месяцы ' ‘
1 2 3 k 5 6 7 8 9 10 11 12
1 1 — 10 1 -19
2 1 —19
3 20 — 29 22— 31
k 20— 29 22 — 31
26 — 'зд
§ 6 1 -5
? 7 26- 30
S 8 27— 31
9 5—9
ъ 10 20—2k
1 —5
6-10
15—19
1k 30 -k
15 11—25
18
17
18 1 15
19 Г, 30
20 16 30
21 1 15
22 1 15
23 1 30
2k 16 30
29 1 30
29 1 1 — — - 30 31 --1k
£ 27 1 15 16— 30
g- 28 1 30
£ 29 1 30
§ 39 1 —16
31 30 29
32 15 — 29
33 15— 29
3k 31 1k
35 31 29
36 30 — 1k
37 16 30 31 — 1k
38 16 — -—15
39 16 3016—i 30
Рис. 7.5. График ремонтов
оборудования ОРУ 330 кВ на
1982 г.
для наиболее тяжелых аварий переходят к сравнению показателей для
более легких аварий.
Наилучший вариант графика ремонтов выключателей (вариант III)
показан на рис. 7.5 сплошными линиями.
7.4. Снижение вероятности полного погашения
ОРУ 110—220 кВ по схеме "две системы шин
с обходной'' на АЭС
Анализ поэтапного развития АЭС показал (см. § 7.2), что ОРУ 110 кВ
используются в основном для подключения первого РТСН для I блока,
при этом связь с ОРУ 380 кВ осуществляется с помощью одного или
двух автотрансформаторов 330/110 кВ, а связь с сетью ПО кВ с по-
мощью 4—6 воздушных линий. При таком количестве присоединений
рекомендуется использовать схему ’’две системы шин с обходной” без
секционирования [2].
Использование ОРУ 220 кВ на АЭС возможно в двух случаях:
Подключение одного или двух комплектов РТСН, одного или двух
автотрансформаторов связи 500/220 кВ и 4—6 линий связи с сетью
220 кВ энергосистемы;
подключение одного блока не более 1000 МВт, двух комплектов
РТСН, одного автотрансформатора связи 500/220 кВ и шести линий
для выдачи мощности и связи с сетью 220 кВ.
При таком составе присоединеий рекомендуются также схемы ’’две
системы шин с обходной” без секционирования [2].
Во всех указанных случаях использования схемы с двумя системами
шин с обходной необходимо предотвратить возможность одновременно-
го погашения двух систем шин при повреждении или отказе в отклю-
чении КЗ шиносоединительного выключателя. Этого можно достигнуть,
включая автотрансформатор или блок генератор—трансформатор через
развилку из выключателей на обе системы шин (см. [61, с. 15]).
Ниже рассматриваются новые модификации этого решения примени-
тельно к ОРУ ПО—220 кВ без присоединения блока генератор—трансфор-
матор и к ОРУ 220 кВ с одним блоком генератор—трансформатор.
На рис. 7.6 показана принципиальная схема ОРУ 110—220 кВ с двумя
системами шин с обходной с двумя присоединениями РТСН: два комп-
лекта РТСН на ОРУ 220 кВ, два РТСН на ОРУ 110 кВ. Кроме того, имеет-
ся присоединение автотрансформатора и несколько линий. Схема отли-
чается от приведенной в [61, с. 15] наличием разъединителя 54, позво-
ляющего соединять АТ с обходной системой шин для того, чтобы можно
было ремонтировать выключатели AT (В4 и В5), заменяя любой из них
обходным (ВЗ). Тем самым обеспечивается связь между системами шин
через два последовательно включенных выключателя.
Если в цепи автотрансформатора установить дополнительно еще один
разъединитель (показан на рис. 7.6 пунктиром) со стороны 110—220 кВ,
282
РТСН1 PTCHZ
Рис. 7.6. Схема ОРУ 220 (110) кВ с включением автотрансформатора через развил-
ку из двух выключателей
то цепочка из двух выключателей будет существовать и при выводе в
ремонт АТ. Отказ любого из последовательно включенных выключате-
лей, как и отказ выключателей присоединений, приводит к погашению
только одной системы шин с частотой, равной сумме частот отказов
всех выключателей ОРУ 110-220 кВ X*. Согласно [51], = 0,02 год*”1,
и тогда при одиннадцати присоединенных выключателях частота пога-
шений одной системы шин будет равна
Х(1СШ) = 11 Хв =0,22 год"1.
Полное погашение двух систем шин возможно только либо при
отказе срабатывания одного из выключателей развилки при отказе с
КЗ другого, либо при отказе срабатывания двух из них при поврежде-
нии автотрансформатора или любого из девяти выключателей других
присоединений, т. е. частота полных погашений
Л (2СШ) = 2ХВ ев + (9Х, +Х„) QI.
Оценив вероятность отказа срабатывания при отключении КЗ по [51],
283
Таблица 7.4. Оперативные переключения в схеме на рис. 7.6
Цель переключений Последовательность операций с аппаратами
Вывод в ремонт выключателя В1 Включить разъединители 31 и 34. Включить вы- ключатель ВЗ, включить разъединитель 14, от- ключить выключатель В1, отключить разъеди- нители 13 и 11
Ввод выключателя В1 после его ремонта Вывод в ремонт выключателя В5 Включить разъединители 11 и 13. Включить вы- ключатель В1, отключить выключатель ВЗ, от- ключить разъединители 14, 34 и 31 Включить разъединители 34 и 32, включить вы- ключатель ВЗ, включить разъединитель 54. От- ключить выключатель В5, отключить разъедини- тели 52 и 53
Ввод выключателя В5 после его ремонта Вывод в ремонт выключателя В4 Включить разъединители 53 и 52, включить вы- ключатель В5. Отключить выключатель ВЗ, от- ключить разъединители 32, 34 и 54 Включить разъединители 34 и 31, включить вы- ключатель ВЗ, включить разъединитель 54. От- ключить выключатель В4, отключить разъедини- тели 43 и 41
Ввод выключателя В4 после его ремонта Включить разъединители 41 и 43, включить вы- ключатель В4. Отключить выключатель ВЗ, от- ключить разъединители 31, 34 и 54
QB = 0,004 и параметр потока отказов автотрансформатора Хат =
= 0,05 год"1, получим
Л (2 СП!) = 2 • 0,02 • 0,004 + (9 • 0,02 + 0,05) (0,004) 2 = 0,000164 год"2,
т. е. погашение двух систем шин происходит один раз в 6000 лет.
В табл. 7.4 показана последовательность операций при выводе в ре-
монт и вводе из ремонта всех выключателей ОРУ без нарушения связи
между системами шин, причем эта связь во всех случаях осуществляет-
ся через два выключателя, соединенных последовательно.
На рис. 7.7 приведена принципиальная схема ОРУ 220 кВ с двумя си-
стемами шин с обходной и присоединением блока генератор—трансфор-
матор и автотрансфоматора (или двух автотрансформаторов) через раз-
вилки из двух выключателей. Кроме того, в схеме имеется два комплек-
та РТСН и шесть линий с сетью 220 кВ. Обходной выключатель в этой
схеме, как и в схеме на рис. 7.6, может использоваться для ремонта вы-
ключателей всех присоединений благодаря наличию двух разъединителей
54 и 74. Частота погашений двух систем шин при этом возрастает (две
развилки вместо одной), но все равно остается очень небольшой/
Л (2СШ) = 4 Хв (2В = 0,00032 год"1,
т. е. одно погашение в 3000 лет.
284
Рис. 7.7. Схема ОРУ 220 кВ с включением автотрансформатора и блока генератор-
трансформатор через развилки из двух выключателей
Если бы развилка из двух выключателей была бы заменена одним
шиносоединительным выключателем, полное погашение ОРУ возникло
бы при повреждении его или при отказе его в отключении КЗ в ячейке
любого из десяти присоединений. Частота погашений двух систем шин
была бы равна
Л (2СШ) = + 10 Хв 0в = 10 < 0,02 0,004 = 0,0208 год"1,
т. е. погашение происходило бы один раз в 50 лет.
При применении схемы на рис. 7.6 вместо типового решения с об-
ходным и шиносоединительным выключателями новое решение не
требует дополнительных аппаратов. При применении схемы рис. 7.7
вместо типового решения потребуется еще одна дополнительная ячей-
ка с одним выключателем и двумя разъединителями, что увеличит за-
траты не более чем на 10%, в то время как частота погашений снижается
с 0,02 до 0,0003 год""1.
Применение вместо схемы на рис. 7.7 схемы с двумя последовательно
включенными выключателями в цепи между шинами менее эффективно.
На рис. 7.8 показана принципиальная схема такого включения для нор-
мального режима (обходной выключатель отсутствует). Частота полного
285
Рис. 7.8. Схема ОРУ 220 кВ с двумя шиносоединительными выключателями
погашения при этом соответствует уровню схемы рис. 7.7, Л (2СИГ) =
- 0,00032, Однако частота одновременного отключения блока и РТСН
другого блока (погашение нижней системы шин) при этом будет равна
Л (Б-1, РТ-2) = 6 Хв = 6 • 0,02 = 0,12 год"1.
При схеме на рис. 7.7 эта частота имеет вид
Л (Б-1, РТ-2) = Хв = 0,02 год’1.
Следовательно, схема на рис. 7.8 не имеет преимуществ перед схемой
на рис. 7.7, так как число выключателей в обеих схемах одинаково.
Применение секционирования систем шин вместо схемы на рис. 7.7
еще менее эффективно, несмотря на увеличение числа выключателей.
На рис. 7.9 показаны принципиальные схемы двух вариантов распреде-
ления присоединений по секциям в нормальном режиме [обходные вы-
ключатели (2 шт.) на схеме не показаны]. В схеме на рис. 7.9 (а и б)
становится почти невозможным полное погашение ОРУ, но в то же вре-
мя возрастает вероятность одновременного отключения двух комплек-
тов РТСН (рис. 7,9, а) или одновременного отключения блока в сочета-
нии со своим комплектом РТСН или с РТСН другого блока.
Частоты этих событий:
Л (РТ-12) = Хв 0,02 год'1 (рис. 7.9, а) ;
Л (Б-1РТ-1) = Л (Б-1, РТ-2) = Хв = 0,02 год"1 (рис. 7.9, б).
В схеме на рис. 7.7 отключение двух комплектов РТСН возможно
только при полном погашении, т. е. с частотой 0,00032 год-1. Частота
286
РТСН1
РТСН2
РТСН2
Рис. 7.9. Варианты схемы ОРУ 220 кВ с секционированными системами шин
отключений блока с РТСН в. схеме на рис. 7.7: Л (БЛ, РТ-2) =Л (Б-1,
РТ-1) = 5 Хв (?в = 5 • 0,02 • 0,0СИ = 0,0004 год-1. Преимущества схемы
на рис. 7.7 перед типовыми решениями очевидны.
7.5. Раздельное подключение секций 6,3 кВ надежного питания
и нормальной эксплуатации к рабочему трансформатору
собственных нужд
На рис. 7.10 проведены схемные варианты подключения СНП к источ-
никам рабочего питания в системе электроснабжения потребителей СН
АЭС:
а) типовая схема подключения СНЭ и СНП к рабочему и резервному
источникам,
б) схема раздельного подключения СНП и СНЭ к рабочему и резерв-
ному источникам, обеспечивающая сохранение рабочего питания СНП
при повреждениях сборных шин СНЭ или выключателей присоединений.
Эта схема при повреждении выключателя ввода рабочего питания на
СНЭ или отказе его в отключении КЗ в зоне СНЭ позволяет осущест-
вить подачу питания на СНП от резервного источника. При этом рабо-
чее и резервное электроснабжение СНП осуществляется через цепочку
из двух выключателей, что обеспечивает надежное отключение СНП от
остальной части схемы при переходе на питание от дизель-генератора.
Для правильной работы, схемы с раздельным включением СНП и
СНЭ необходимо соответствующее построение релейной защиты ее
элементов и организация АВР секций.
287
Рис. 7.10. Схемы подключения секций 6,3 кВ нормальной эксплуатации и надеж-
ного питания к рабочим РСН:
а — типовая; б — раздельного включения
Защита присоединений и цепей ввода рабочего и резервного пита-
ния на СНЭ осуществляется таким же образом, как и на типовой схеме
на рис. 7.10, а. Аналогичным образом в схеме на рис. 7.10, б организо-
вана защита присоединений и сборных шин СНП. Для этого на каждом
присоединении устанавливаются собственные защиты с действием без
выдержки времени на отключение выключателей присоединений.
288
Потеря системного питания
секцией надежного питания
В кВ при типовой схеме
или
Отключение рабочего питания
из-за повреждений
и отключений секции
нормальной эксплуатации
Отключение рабочего питания
и включение резервного
питания на секцию
нормальной эксплуатации
или
и
Выключатели
6 кВ
Сборные
шины СНЭ
Х16
Отказ в
отключении
КЗ
Отключение
из-за повреждений
элементов в цепи
рабочего питания
Отказ во включении
резервного питания
или
КЗ на
присоеди-
нениях
Отказ включения
резервного
питания на СНЭ
Элек-
Отказ
Ремонт в цепи
резервного
питания
Транс -
Отказ
выклю-
чателя
Кабель
магис-
трали
Вык-
люча-
тель
Отказ
АВР
------ ----- _-------Отказ
форма- троВВи- Оыклю- [релейной
Генератор К АГ Блочный транс- форматор Трансформа- тор СН Выключа- тели ОРУ Выключа- тели ввода на соседнюю СНЭ
Рис. 7.11. Дерево отказов для потери системного питания СНП при типовой схеме
(см. рис. 7.10, а)
Защита шинной сборки осуществляется дифференциальной защитой
с действием на отключение выключателей Q\, Qi и Q3 и запретом АВР
на сборку от резервного источника.
289
Рис. 7.12. Дерево отказов для потери системного питания СНП при схеме раздель-
ного включения (см. рис. 7.10, б)
При повреждении вне зоны сборки выключатели Qx, Q3 или Q2
Q3 отключаются действием комплекта защиты ввода питания на СНП,
устанавливаемого в ячейке выключателя Qi. Кроме того, данный ком-
плект, срабатывая с выдержкой времени, резервирует защиты присоеди-
нений 6 кВ и защиту шинной сборки.
Для обеспечения селективного отключения выключателя при отказе
(в режиме питания от рабочего источника) его катушка отключения
получает питание с задержкой времени, осуществляемой реле времени,
начинающем отсчет при подаче сигнала на отключение Qi. Время за-
держки определяется временем срабатывания привода выключателя.
Таким образом, при нормальной работе выключателя Qt реле вре-
мени теряет питание при его отключении и отключения Q3 не проис-
290
ходит. Осуществляется АВР выключателем Q2, и СНП получает пи-
тание от резервного источника. При отказе выключателя Qx с выдерж-
кой времени происходит отключение выключателя (?з и запрет АВР.
Секция надежного питания получает питание от дизель-генератора по-
сле его запуска и включения.
АВР секций СНЭ и СНП осуществляется независимо по факту от-
ключения соответствующих выключателей ввода рабочего питания
при отсутствии запрета от комплектов защит вводов.
Для оценки эффективности предложенной схемы были составлены
деревья отказов и оценены частоты отключения системного питания
СНП (см. рис. 7.11 и 7.12). Исходные данные приняты по табл. 6.1 и
6.2. Результаты расчетов частот отключения системного питания СНП
для схем:
На рис. 7.10, о................
На рис. 7.10, б................
0,466 год'
0,1 год-1
Эти результаты свидетельствуют о существенном повышении надеж-
ности электроснабжения СНП благодаря раздельному включению. Чис-
ло выключателей при переходе от типовой схемы к схеме раздельного
включения увеличивается на единицу (для одной СНП).
При снижении частоты потери системного питания на СНП снижается
частота пуска дизель-генераторов, а также частота переключения на-
грузки потребителей первой группы на автономные источники. Таким
образом, схема раздельного включения СНП и СНЭ повышает надеж-
ность электроснабжения потребителей первой и второй групп, обеспе-
чивая тем самым повышение безопасности АЭС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Фельдман М. Л., Черновец А. К. Особенности электрической части атомных
электростанций. - 2-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние,
1983.
2. Нормы технологического проектирования атомных электрических станций.
М.: МНТЦ Минэнерго СССР, 1981.
3. Электротехнический справочник / Под ред. И. Н. Орлова и др. — 7-е изд.,
перераб. и доп. Т. 3. Кн 1: Производство и распределение электрической энергии.
М.: Энергоатомиздат, 1988.
4. Противоаварийный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР от 11.11.84
№ Ц-Ц-84 ”0 повышении надежности собственных нужд 6 и 0,4 кВ энергоблоков”.
М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
5. Бавин В. Н. О релейной защите собственных нужд мощных ТЭС и АЭС //
Электрические станции. 1983. № 2.
6. Зильберман В. А. О селективности и чувствительности релейной защиты пи-
тающих вводов собственных нужд блочных электростанций // Электрические стан-
ции. 1987. № 4.
7. Духовный В. Я., Хромых И. И. Обеспечение дальнего резервирования в релей-
ной защите сети 6 кВ собственных нужд мощных действующих ТЭС // Электричес-
кие станции. 1985, № 10.
291
8. 0 дальнем резервировании релейных защит вводов питания собственных
нужд энергоблоков / А. К. Черновец, Ю.М. Шаргин, А.Д. Дмитроченко и др. //
Электрические станции. 1988. № 1.
9. Зильберман В. А. Дальнее резервирование в сети собственных нужд блочных
электростанций // Электрические станции. 1988. № 9.
10. Беркович М. Я, Комаров А. Н., Семенов А. А. Основы автоматики энерго-
систем. М.: Энергоиздат, 1981.
11. Решение Главтехуправления Минэнерго СССР от 27.09.85 № Э-6/85 ”0 бло-
кировании действия автоматического включения резервного питания собственных
нужд 6 и 0,4 кВ тепловых и атомных электростанций”. М.: СПО Союзтехэнерго,
1985.
12. Морозов И. Р. Резервирование защит сетей 0,4 кВ собственных нужд электро-
станций // Электрические станции. 1987. № 4.
13. Колесов ЯМ., Коротков В. Ф. Комплексное устройство защиты шин и ре-
зервирования Отказов защит и выключателей присоединений 6-10 кВ // Электри-
ческие станции. 1988. № 8.
14. Алольцев Ю. А. Испытания КРУ на локализационную способность // Электри-
ческие станции. 1984. № 3.
15. Мирзоев А. Г., Трост Я Е., Тимонин В. К. Термическая стойкость и условия
возгорания силовых кабелей с пропитанной бумажной изоляцией // Электрические
станции. 1988. № 4.
16. Кабели повышенной негорючести / Ю.К. Кабалян, С.С. Элазян, Е.Л. Лянз-
берг и др. // Электрические станции. 1988. № 4.
17. Черновец А. К, Шаргин Ю.М. Электрическая часть атомных электростанций.
Я: Изд-во ЛПИ, 1987.
18. Ульянов С. А Электромагнитные переходные процессы. М.: Энергия, 1964.
19. Черновец А К. Электрическая часть АЭС (переходные процессы в системах
электроснабжения). Л.: Изд-во ЛПИ, 1980.
20. Черновец А К., Семенов К. Н., Шаргин Ю.М. Математическое моделирование
переходных процессов в многомашинных системах электроснабжения электростан-
ций // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1982. № 2.
2 Эквивалентные преобразования для расчета напряжений при исследовании
'Электромеханических переходных процессов / А. К. Черновец, С. В. Кузнецов,
К.Н. Семенов и др. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1987, № 4.
22. Рагозин А А, Черновец А К., Гольдман Я Повышение устойчивости энер-
гетических блоков при помощи электрического управляемого реактора // Изв.
АН СССР. Энергетика и транспорт. 1979. № 3.
23. Рагозин А. А, Черновец А К., Гольдман И. Электромагнитные переходные
процессы в системе собственных нужд электрических станций // Изв. АН СССР.
Энергетика и транспорт. 1979. №5.
24. Проблемы самозапуска электродвигателей ГЦН на АЭС / А. К. Черновец,
Г. В. Меркурьев, А.П. Еперин и др. // Электрические станции. 1981. № 1.
25. Метленко Г. Я, Сафронова С А Испытания электродвигателя главного цир-
кулярного насоса АЭС в режимах группового и индивидуального самозапуска //
Электрические станции. 1984. № 5.
26. Самозапуск электродвигателей собственных нужд блоков АЭС с реактора-
ми РБМК-1000 / А. П. Еперин, С. Ф. Мокеев, А. К. Черновец и др. // Электрические
станции. 197 9. № 2.
27. Перевод питания на пускорезервный трансформатор при системных авари-
ях и повреждениях в технологической части АЭС / А. П. Еперин, Г. В. Меркурьев,
СФ. Мокеев, А.К. Черновец // Электрические станции. 1978. № 9.
28. Черновец А К, Федотов AM. Математическое моделирование системы соб-
ственных нужд электрических станций с использованием многоконтурных схем
замещения асинхронных электродвигателей // Изв. вузов- Энергетика. 1978. № 12.
292
29. Черновец А, К, Шаргин Ю.М. Обоснование технических решений по схемам
электроснабжения атомных электростанций. Л.: Изд-во ЛПИ, 1985.
30. Черновец А. К, Шаргин Ю. М. Проектирование электрической части атомных
электростанций. Л.: Изд-во ЛПИ, 1984.
31. Параметры тока подпитки короткого замыкания от асинхронных элект-
родвигателей в системах электроснабжения АЭС / А.К. Черновец, Ю.М. Шаргин,
КН. Семенов и др. // Электрические станции. 1983. № 9.
32. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электро-
техническая часть) / Минэнерго СССР. М.: Энергоиздат, 1981.
33. Эксплуатационный циркуляр №Э-6/73 ”О самозапуске электродвигателей
собственных нужд тепловых электростанций”. М.: Изд. СЦНТИ ОРГРЭС, 1973.
34. Мощные асинхронные электродвигатели для главный циркуляционных
насосов автомных электростанций / О. Л. Вербер, Ю.Н Герасименко, С. Н. Мороз
и др. // Электрические станции. 1980. № 9.
35. Вертикальные электродвигатели для привода главных циркуляционных
насосов энергетических реакторов АЭС / О. Л, Вербер, Г. А. Герасименко, С.Н. Мо-
роз и др.//Электрические станции. 1984. № 8.
36„ Самозапуск электродвигателей СН АЭС и пути его улучшения / А. К. Черно-
вец, К.Н Семенов, Ю.М. Шаргин и др. // Электрические станции. 1989. № 10.
37. Отраслевой стандарт ’’Электрические станции дизельные резервные атомных
станций”. Технические требования ОСТ 34-37-814-85. М.: Минэнерго СССР, 1986.
38. Черновец А. К., Меркурьев Г. В., Шаргин Ю.М. Электроснабжение систем рас-
холаживания и локализации аварий АЭС // Электрические станции. 1977. № 3.
39. Черновец А. К., Меркурьев Г. В., Шаргин Ю.М. Переходные процессы в си-
стеме надежного питания АЭС при наличии синхронных электродвигателей // Элек-
трические станции. 1977. № 9.
40. Использование частотного пуска асинхронной нагрузки собственных нужд
АЭС / А. К. Черновец, К.Н. Семенов, Р. Г. Тужик и др. // Электрические станции.
1978. № 10.
41. Повышение эффективности использования энергии маховых масс для рас-
холаживания ядерных реакторов и методика выбора параметров выбегающей си-
стемы / А. К. Черновец, А.Ф. Белоградов, Р. Г. Тужик // Электрические станции.
1978. № 1.
42. Исследование совместного выбега турбогенератора и механизмов собст-
венных нужд при аварийном расхолаживании блока с реактором РБМК—КП /
А. К. Черновец, В. И Волков, В. А. Захаров и др. // Труды Гидропроекта. №60.
М.: Энергия, 1977.
4 3. Татаринцев А. Г., Гроховский А. А. О необходимости проверки на терми-
ческую стойкость кабелей на напряжение до 1 кВ для мощных станций // Электри-
ческие станции. 1987. № 1.
44. Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. Л.: Энерго-
автомиздат, Ленингр. отд-ние, 1988.
45. Жуков В. В, Метод расчета тока короткого замыкания от асинхронных дви-
гателей системы собственных нужд ТЭС // Электрические станции. 1987. №7.
46. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения. М.; Изд-во
стандартов, 1983.
47. Надежность систем энергетики. Терминология; Сб. рекомендуемых терми-
нов. М.: Наука, 1980. Выл. 95.
48. Типовое содержание технического обоснования безопасности АЭС. ТС
ТОБАС—85. М.: Энергоатомиздат, 1987.
49. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. Л.: Энер-
гоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1988.
50. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем
и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.; СПО Союзтехэнерго,
1985.
293
51. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций; Учебник для вузов.
М.: Энергоатомиздат, 1986.
52. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - 2-е изд., пере-
раб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984.
53. Надежность систем электроснабжения / В. В. Зорин, В. В Тисленко, Ф. Клеп-
пель, Г.К. Адлер. Киев. Вища школа, 1984.
54. Гук Ю. Б., Семенов К. Н. Топологический анализ главных схем электричес-
ких соединений // Сб. научных трудов. № 163. М.: Изд. Моск, энерг. ин-та, 1988.
55. Гук Ю. Б., Смирнов В. В. Диалоговая программа для анализа надежности
главных схем электрических соединений на микроЭВМ // Труды Ленингр. поли-
техи. ин-та. 1988. № 427.
56. Таривердиев В.Д. Табличный метод расчета надежности первичных схем
электрических соединений подстанций // Надежность и экономичность энерго-
систем. Доклады 3-й НТК по обобщению опыта проектирования энергосистем
Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск: Наука, 1970. Т. 1.
57. Мыслин Д.А. Учет отказов выключателей при определении математичес-
кого ожидания числа аварий в схемах распределительных устройств // Там же.
58. Каратун В.С., СиненкоМ.М., Тремясов В. А. Расчеты надежности электро-
энергетических установок. Красноярск: Изд-во Красноярск, политехи, ин-та, 1986.
59. Оптимизация ремонтов оборудования ОРУ 300 и 750 кВ / Ю.Б. Гук, В.С. Ка-
ратун, С Ф. Мокеев и др. // Методические вопросы исследования надежности боль-
ших систем энергетики. М.: Союзтехэнерго, 1984. Вып. 27.
60. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике; Учеб, пособие для вузов.
Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1990.
61. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3-е
изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.
62. Нормативы предельных затрат на повышение надежности электроснабже-
ния потребителей в энергосистемах. М.; Минэнерго СССР, 1989.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Список условных сокращений.......................................... 3
Предисловие.......................................................... 4
Введение............................................................. 6
Глава 1. Схемы электрических соединений установок собственных нужд
АЭС..................................................................10
1.1. Классификация потребителей собственных нужд по надежности пи-
тания ....................................................... 10
1.2. Схемы питания и резервирования потребителей собственных нужд
нормальной эксплуатации и надежного питания................... 14
Глава 2. Пуск и самозапуск электродвигателей механизмов собственных
нужд.............................................................. 28
2.1. Схемы защиты и автоматики основных элементов системы электро-
снабжения собственных нужд и их влияние на процесс самозапуска . . 28
2.2. Пути возникновения режима самозапуска и возможные длительности
нарушения электроснабжения........................................42
2.3. Процесс самозапуска при перерыве питания и определение скольже-
ния. электродвигателей и фазы остаточного напряжения к моменту
восстановления питания........................................... 53
2.4. Расчет самозапуска по обобщенным характеристикам асинхронных
электродвигателей................................................ 21
2.5. Процессы самозапуска в схемах собственных нужд АЭС при различ-
ных системах напряжений......................................... 94
294
2.6, Особенности пуска электродвигателей главных циркуляционных
насосов ......................................................... Ц5
Глава 3. Ступенчатый и частотный пуск асинхронной нагрузки от дизель-
генераторов . .................................................. . 123
3.1. Расчетная схема автономной системы надежного питания при ступен-
чатом пуске нагрузки..............................................123
3.2. Расчет процесса ступенчатого пуска асинхронной нагрузки с использо-
ванием универсальных характеристик асинхронных электродвига-
телей . . f.......................................................129
3.3. Определение мощности дизель-генераторов систем надежного питания 155
3.4. Частотный пуск асинхронной нагрузки от дизель-генераторов ....158
Глава 4. Совместный выбег турбогенератора с электродвигателями ме-
ханизмов собственных нужд .......................................... 169
4.1. Понятие о механическом и тепловом выбеге и пути его возникнове-
ния ........................................................... 169
4.2. Расчет процесса совместного выбега турбогенератора с механизмами
собственных нужд..................................................177
4.3. Пример расчета совместного выбега турбогенератора с механизмами
собственных нужд ................................................186
Глава 5. Дальнее резервирование в системе собственных нужд и предот-
вращение возгорания кабелей .........................................192
5.1. Условия работы кабелей в системе собственных нужд электростан-
ций, причины их возможного возгорания и способы его предотвра-
щения ....................................................... ... 192
5.2. Совершенствование дальнего резервирования в сети 6,3 кВ собствен-
ных нужд блочных электростанций...................................199
5.3. Расчет обеспечения дальнего резервирования защитами питающих
вводов при коротком замыкании в кабельной сети 6,3 кВ.............209
5.4. Методика расчетов токов короткого замыкания на первой и второй
ступенях трансформации системы собственных нужд...................221
5.5. Проверка чувствительности защит присоединений и питающих вводов
0,4 кВ............................................................238
Глава 6. Количественный анализ надежности систем электроснабжения
собственных нужд АЭС . .............................................240
6.1. Терминология и общие положения...............................240
6.2. Показатели надежности оборудования электроустановок...........243
6.3. Расчет надежности электроснабжения с помощью дерева отказов . . . 248
6.4. Примеры расчетов надежности электроснабжения в системе электро-
снабжения собственных нужд АЭС....................................252
6.5. Таблично-логический расчет надежности главных схем электрических
соединений .......................................................260
6.6. Пример расчета надежности подключения РТСН к ОРУ 330 кВ.......266
Глава 7. Повышение надежности схем электросиаожения собственных
нужд АЭС.......................................................... 269
7.1. Опыт эксплуатации и результаты исследований.................... и
7.2. Поэтапное развитие ОРУ 330—750 кВ при вводе очередей АЭС с уче-
том подключения РТСН..............................................270
7.3. Обеспечение надежности при организации ремонтов оборудования
ОРУ 330-750 кВ....................................................276
7.4. Снижение вероятности полного погашения ОРУ 110-220 кВ по схеме
’’две системы шин с обходной” на АЭС..............................282
7.5. Раздельное подключение секций 6,3 кВ надежного питания и нор-
мальной эксплуатации к рабочему трансформатору собственных
нужд..............................................................287
Список литературы................................................... 291
295
Производственно-практическое издание
Гук Юрий Борисович
Кобжув Вадим Михайлович
Черновец Александр Кузьмич
УСТРОЙСТВО, ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СХЕМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС
Зав. редакцией В. В. К л и м о в
Редактор ДДНикупина
Художественный редактор В. А. Гозак-Хозак
Технические редакторы М.А. Канониди, Л. А. Волкова
Корректор С. В. Малышева
ИБ № 3427
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинала-макета 30.05.91.
Формат 60x88 1/16. Бумага офсетная № 2. Печать офсетная. Усл.печ.л. 18,13.
Усл.кр.-отт. 18,37. Уч.-изд.л. 19.52. Тираж 1 1000! экз. Заказ 1687. Цена 2 р. 40 к.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Отпечатано в Московской типографии № 9 МПО ’’Всесоюзная книжная палата”
Государственного комитета СССР по печати.
109033, Москва, Волочаевская ул., 40.