Содержание к диссертации
Введение
1 . Анализ схем собственных нужд западных АЭС 13
1.1. Блок 1320 МВт, «SizeweU В», Великобритания 13
1.2. АЭС 4x750 МВт, «.Darlington», Канада 15
1.3. Некоторые выводы по анализу схем западных АЭС 17
2. Режимы эксплуатации сетей СН электростанций 21
2.1. Суть проблемы перенапряжений в сетях с изолированной нейтралью 21
2.2. Анализ технических предложений по ограничению перенапряжений при замыканиях на землю в сети 6 кВ СН 26
2.3. Исследуемая схема и процессы при ОДЗ 32
2.3.1. Исследуемая схема и параметры основного электрооборудования 32
2.3.2. Токи однофазных замыканий на землю 39
2.3.3. Процессы при ОДЗ 43
2.3.4. Антирезонансные трансформаторы напряжения типа НАМИ 76
2.3.5. Влияние схемы сети СН крупных энергоблоков на комплекс защитных мероприятий от замыканий на землю 79
2.3.6. Выводы по подразделу 2.3 82
3. Защита от замыканий на землю в сетях СН электростанций 85
3.1. Общие требования к защите от 033 85
3.2. Предлагаемый комплекс токовых защит нулевой последовательности для сетей СН атомных электростанций 87
3.3. Мероприятия по минимизации результирующих емкостных проводимостей на землю в сетях собственных нужд 96
3.4. Методика выбора уставок комплекса токовых защит нулевой последовательности 103
Заключение 107
Список использованных источников 111
Приложение
- АЭС 4x750 МВт, «.Darlington», Канада
- Анализ технических предложений по ограничению перенапряжений при замыканиях на землю в сети 6 кВ СН
- Влияние схемы сети СН крупных энергоблоков на комплекс защитных мероприятий от замыканий на землю
- Мероприятия по минимизации результирующих емкостных проводимостей на землю в сетях собственных нужд
Введение к работе
Актуальность проблемы. Уровень развития энергетики и электрификации отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Экстенсивный путь развития экономики СССР, а затем и России, не мог не отразиться на структуре энергопотребления и для настоящего времени характерным является следующее:
снижение энергоэффективности экономики;
энергосберегающие технологии не получили должного развития;
заметно сокращаются объемы инвестиций в электроэнергетическую отрасль;
замедляются реновационные процессы.
Дальнейшее нарастание названных проблем может привести к невозможности удовлетворения растущего спроса на электроэнергию и, следовательно, к замедлению экономического роста страны в целом. Многие авторы, в частности [1, 2], отмечают быстро прогрессирующее старение энергетического оборудования во всей отрасли. Темпы нарастания объемов оборудования электрических станций и электрических сетей, выработавшего свой эксплуатационный ресурс, намного превышают темпы вывода оборудования из работы и его обновление. Без принятия надлежащих мер энергетического кризиса, подобного тому, который наблюдался в 70-х годах прошлого века в некоторых регионах страны, нам не избежать.
Таким образом, основными направлениями реновации являются:
технически обоснованное продление ресурса используемого оборудования;
замена выработавших ресурс энергоустановок на аналогичные или более совершенные;
техническое перевооружение с использованием энергоустановок на базе современных технологий.
Последнее направление - наиболее эффективное с точки зрения повышения технико-экономических показателей, но оно требует значительных капитальных вложений и затрат. Второе направление — обязательное, жизненно необходимое для удовлетворения возрастающих потребностей в электроэнергии на современном этапе. Наименее затратным направлением реновации является первое, однако, продление ресурса приводит к накоплению физически устаревшего оборудования. В этой связи необходимо отметить следующее. Очень важно понимать: в каких условиях и режимах работает электротехническое оборудование? "Надежность есть вероятность того, что устройство или система будет в полном объеме выполнять свои функции в течение заданного промежутка времени при заданных условиях" [3]. Можно затратить колоссальные материальные средства на суперсовременное оборудование и не получить от этого желаемых результатов. Экстенсивный путь развития экономики и энергетики, в частности, не мог не сказаться на структуре и схемах энергетических объектов, некоторые из которых эксплуатируются до настоящего времени. Существующие методики технико-экономических обоснований не учитывают многих факторов, которые обязательно должны приниматься в расчет, а некоторые из них не всегда могут быть проанализированы только с позиции материальных затрат и стоимости.
Стереотипы в высшей технической школе оставили свой след в формировании инженерного мышления электроэнергетиков высшей квалификации (сети с изолированной нейтралью, линии с короткозамыкателями [4] и др.). Изменить их — достаточно сложный, не простой процесс.
До недавнего времени атомные электрические станции рассматривались как разновидность тепловых и все решения, которые применялись на тепловых электрических станциях автоматически
использовались и на атомных. "Системы энергоснабжения механизмов собственных нужд АЭС стремятся строить по принципам, отработанным и подтвердившим высокую эксплуатационную надежность для тепловых электростанций на органическом топливе (ГЭС)" [5].
Однако опыт эксплуатации АЭС последних десятилетий показал, что атомные станции - особые станции со своей спецификой и структурой. "Электрическая часть АЭС - это сотни километров кабелей, сотни единиц высоковольтных коммутационных аппаратов, тысячи реле и низковольтных аппаратов и двигателей, десятки трансформаторов и двигателей напряжением выше 1000 В, связанные между собой в единую систему схемой электрических соединений и алгоритмом управления" [6, 7]. Поэтому подходы при проектировании электрической части АЭС должны отличаться от решения подобных задач на тепловых станциях, кроме того нельзя и не учитывать особенности топлива, используемого на атомных электрических станциях, для которого характерны:
высокое удельное тепловыделение;
непрерывность процесса деления ядерного топлива;
использование для регулирования тепловой мощности реактора специальных замедлителей, влияющих на количество свободных нейтронов, которые образуются при делении ядер урана;
наличие остаточных тепловыделений в активной зоне реактора из-за наличия запаздывающих нейтронов, радиоактивного распада осколков деления и энергии, аккумулированной в элементах конструкции аппарата, теплоносителе, замедлителе и пр.
Из этого следует, что подходы при проектировании электрической части АЭС, систем энергоснабжения механизмов собственных нужд должны существенно отличаться от решения подобных задач на тепловых электрических станциях.
Особенности использования ядерного топлива наложили свои отпечатки на формирование и организацию технологических схем,
увеличение запаса прочности в них. В подтверждение этого тезиса можно привести следующее:
появились в настоящее время проекты атомных, станций теплоснабжения и атомных теплоэлектроцентралей с безопасно низкими технологическими параметрами;
применение в технологической автоматике мажоритарных элементов с логикой действия 2 из 3-х и т.д.
"Длительное время в отечественной и зарубежной литературе основное внимание уделялось ядерно-физической, технологической и тепломеханическим частям АЭС. Однако обоснование решений по схемам энергоснабжения СН АЭС требует углубленного анализа эксплуатационных режимов как с точки зрения электромеханических и электромагнитных переходных процессов, так и с точки зрения обеспечения надежности функционирования системы электроснабжения СН" [8].
В настоящее время можно констатировать, и опыт эксплуатации это подтверждает, что из всего перечня отказов на атомных станциях России доминирующими являются отказы, инициируемые электрооборудованием! Естественное старение изоляции, тяжелые пусковые режимы, неудовлетворительные схемные решения для электрического оборудования отрицательно сказываются на эксплуатационной надежности СН. "Поэтому при довольно высокой надежности отдельных элементов в целом на одном реакторном блоке более 50 % нарушений нормальной работы инициируется электрооборудованием при общем их числе от 3 до 50 в год"[7].
Существовавший подход при проектировании электрической части АЭС не мог не отразиться на ее эксплуатации. Увеличение количества элементов на АЭС, по сравнению с ТЭС, привело к уменьшению надежности электрической части системы в целом. Забыли про то? что станция, помимо атомной, является еще и электрической, С какого-то
времени не уделяли должного внимания к надежности электрической части атомных станций. Некоторые попытки ("жизнь заставила") появились уже после ввода в эксплуатацию мощных единичных блоков. Сотни реконструкций в электрической части АЭС: запрет АВР [9]; защиты на секциях СН [10]; автоматика в РУСН и т.д. выполняются на действующем оборудовании и конечно качества таких работ приходится достигать с применением значительных затрат и усилий. К сожалению, негативная тенденция доминирования электрических отказов во всем перечне отказов на атомных станциях, без принятия комплексных мер, в ближайшее время сохранится.
В качестве основной предпосылки диссертационного исследования выдвигается положение о том, что существующий режим эксплуатации сети СН мощных единичных энергоблоков (500 МВт и выше) электростанций не обеспечивает достаточно надежную работу электротехнического оборудования. Изменение способа заземления нейтрали сетей СН АЭС при использовании для этой цели резисторов с оптимальной величиной сопротивления способствует повышению надежности эксплуатации потребителей и безопасности работы энергоблоков атомных станций.
Основная цель настоящего исследования заключается в анализе режимов эксплуатации сетей собственных нужд 6 кВ электростанций, позволяющего разработать новый комплекс токовых защит нулевой последовательности и алгоритм его работы с учетом отечественного и зарубежного эксплуатационного опыта.
Для достижения поставленной цели в диссертации сформулированы и решены следующие задачи:
проанализированы схемы собственных нужд АЭС, в том числе некоторых западных станций;
проведен комплексный анализ опубликованных в печати технических мероприятий по ограничению перенапряжений, сопровождающих однофазные замыкания на землю;
обобщен опыт эксплуатации сетей СН электростанций российских и западных АЭС;
сформулированы общие требования к защите сети СН АЭС от однофазных замыканий на землю;
разработаны: состав, структура и алгоритм действия токовых защит нулевой последовательности для сетей собственных нужд электростанций;
разработана методика расчета уставок защит от замыканий на землю в сетях СН применительно к предлагаемому комплексу.
Объект исследования: сети собственных нужд мощных единичных блоков атомных электрических станций и эксплуатационные меры, позволяющие избежать аварийных ситуаций при 033.
Предметом исследования явился анализ различных способов заземления нейтрали сетей собственных нужд электростанций в связи с требованием повышения надежности энергоснабжения потребителей и улучшения условий их эксплуатации.
Методика исследования предусматривала применение
комплексного анализа существующей практики эксплуатации с элементами моделирования режимов и процессов при предлагаемом способе заземления нейтрали.
На формирование концепции исследования большое влияние оказали
труды Р.А.Вайнштейна, Ю.Б.Гука, Г.А.Евдокунина, В.А.Зильбермана,
К.П.Кадомской, В.М.Кискачи, В.М.Кобжува, В.К.Обабкова,
М.Л.Фельдмана, Ф.Х.Халилова, А.К.Черновца, А.И.Шалина и др.
Научная новизна основных положений и результатов работы.
Проведен комплексный анализ эффективности структуры заземления
нейтрали сети собственных нужд 6 кВ электростанций с использованием
резисторов с оптимальной величиной сопротивления. Этот анализ включил в себя:
вопросы ограничения перенапряжений, возникающих при дуговых замыканиях на землю;
исследование опасных феррорезонансных явлений, обусловленных насыщением магнитопроводов трансформаторов напряжения электромагнитного типа,
вопросы формирования безопасных для электрооборудования и достаточных для организации селективной и чувствительной релейной защиты с функциями взаимного иерархического резервирования активных токов при однофазных замыканиях на землю.
Разработаны принципы выполнения селективных и чувствительных
токовых защит нулевой последовательности (ТЗНП) для сетей СН АЭС,
позволившие сократить до минимума время эксплуатации элементов сети
при замкнутой на землю фазе.
Практическая значимость результатов работы. Разработанная структура заземления нейтрали позволила*.
Увеличить временной ресурс использования всего электротехнического оборудования сети СН электростанций.
Сохранить основные преимущества сетей, эксплуатируемых с изолированной нейтралью.
Повысить надежность энергоснабжения и безопасность блоков АЭС.
Уменьшить вероятность перехода 033 (ОДЗ) в междуфазные короткие замыкания.
Увеличить коэффициент использования установленной мощности блока АЭС.
Достоверность результатов работы основывается на:
достаточно полном обобщении опыта работы сетей СН российских и
зарубежных АЭС в различных эксплуатационных и аварийных режимах;
проведении комплексного анализа основных преимуществ и недостатков различных способов заземления нейтрали в сетях собственных нужд АЭС;
использовании достаточно полных математических моделей расчета нормальных режимов и переходных процессов в сетях СН электростанций, и адекватностью результатов, полученных на моделях, реальным эксплуатационным режимам и процессам.
Публикации по проведенной работе. Отдельные результаты работы и работа в целом обсуждались на:
научном семинаре "Замыкания на землю: проблемы и решения" в г.Санкт-Петербурге (ПЭИГЖ) 20-25 ноября 2000г;
Международной научно-практической конференции "Теоретические и практические проблемы развития энергетики России" в г.Санкт-Петербурге (СПГПУ) 27 - 28 июня 2002г;
Второй Всероссийской научно-технической конференции "Ограничение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей 6-35 кВ" в г.Новосибирске (НГТУ) 15-17 октября 2002г;
Международной конференции "Технологии координации изоляции и эксплуатация современных технических средств защиты от перенапряжений в сетях с изолированной и резонансно заземленной нейтралью" в г.Санкт-Петербурге (ПЭИПК) 31 марта - 05 апреля 2003г;
Четырнадцатой Международной конференции Ядерного Общества России "Научное обеспечение безопасного использования ядерных энергетических технологий" в г.Удомле (КАЭС) 30 июня — 4 июля 2003г.
По теме диссертации опубликованы тексты и тезисы пяти докладов на вышеперечисленных конференциях и семинаре, а также две статьи в периодической научно-технической литературе. Положения, выносимые на защиту.
1. В качестве комплексного, многофункционального мероприятия,
повышающего надежность эксплуатации сетей СН электростанций,
безопасность блоков АЭС, необходимо изменить режим эксплуатации нейтрали сети с использованием резисторов, заземляющих нейтраль, при оптимальной величине их сопротивления.
2. Применение разработанного комплекса ТЗНП в сетях СН электростанций позволяет увеличить временной ресурс использования электротехнического оборудования сети.
3. Рекомендуемые алгоритм работы комплекса и режим эксплуатации нейтрали сети позволяют сохранить все основные преимущества сетей с изолированной нейтралью.
4. Использование предлагаемого комплекса ТЗНП позволяет свести до минимума время отыскания присоединения с замыканием на землю, что приводит к существенному повышению надежности энергоснабжения потребителей.
5. Комплекс ТЗНП является антирезонансным мероприятием, не создающим условия для развития опасных феррорезонансных процессов в сети СН.
Структура и объем. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, библиографии из 140 источников, в том числе 30 иностранных. Объем работы составляет 150 страниц, включая 54 рисунка и 33 таблицы.
АЭС 4x750 МВт, «.Darlington», Канада
Схема энергоснабжения СН АЭС «Darlington» (рис. 1.2) отличается от рассмотренной в 1Л. Блоки по питанию собственных нужд взаимосвязаны магистралью надежного питания (МНП).
На этой АЭС существует возможность осуществления пусковых и остановочных операций как от рабочих питающих элементов, так и от резервного питания собственного блока, а также и от автономных газогенераторных станций, суммарная мощность которых позволяет выводить блок на номинальные технологические параметры. Схема обладает абсолютной автономностью, даже от электроэнергетической системы. Предусмотрен выключатель на генераторном напряжении. На каждом блоке установлены рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд с расщепленными обмотками НН. Собственные нужды, осуществляющие расхолаживание реакторов, взаимно резервированы по питанию, есть также и магистраль надежного питания напряжением 13.8 кВ, что значительно увеличивает надежность энергоснабжения ответственных потребителей.
На четыре блока предусмотрено 4 газогенераторных станции мощностью 21.5 МВт каждая, напряжением 13.8 кВ, две дизель-генераторных станции единичной мощностью 6.8 МВт, напряжением 4.16 кВ, 22 секции напряжением 13.8 кВ, 16 секций напряжением 4.16 кВ. Выдача мощности осуществляется с распределительного устройства ВН, соединенного по схеме 4/4 с собственным выключателем ВН на каждый блок. Собственные нужды 13.8 кВ и 4.16 кВ работают в режиме частично заземленной нейтрали.
На магистрали надежного питания - 6 секций. Общестанционная нагрузка надежного питания включена на секции, расположенные между блочными секциями надежного питания, что увеличивает надежность энергоснабжения ответственных общестанционных потребителей. Обращает на себя внимание схема подключения автономных газогенераторных станций: через три выключателя, два из которых могут выполнять функции секционных выключателей. Каждая газогенераторная станция может подключаться к любой магистрали надежного питания. МНП может запитываться от рабочих, резервных питающих элементов, а также от газогенераторных станций. Секции BUJ - BU4 - секции общеблочной нагрузки. Схема магистралей надежного питания напоминает схемы распределительных устройств собственных нужд неблочньтх ТЭЦ. Преимущества таких схем - интегрированность, недостаток - при аварии на каком-нибудь элементе схемы существует вероятность потери всего питания. В представленной схеме этот недостаток частично исправляется при помощи секционирования магистрали надежного питания. Резюмируя изложенное, можно заключить, что: 1. Западные энергетики не настолько богаты, чтобы позволить себе такую "роскошь", как работа распределительных сетей СН с изолированной нейтралью. 2. Главные схемы для генераторов с бесщеточной системой возбуждения, по нашему мнению, должны быть обязательно оснащены генераторным выключателем (50 кА, 275 кА [14]). Применение выключателей нагрузки — иллюзия надежности. При включении генератора с бесщеточной системой возбуждения по схеме без генераторного выключателя оборудование блока (обмотка статора генератора, блочный трансформатор, трансформатор возбуждения, рабочие трансформаторы собственных нужд, ошиновка блока) не защищено от самого генератора. Кроме этого из-за длительного времени гашения поля в бесщеточных машинах (по данным завода-изготовителя - 6-10 с) необходима разработка технических мероприятий, препятствующих режиму форсировки, допустим, от основных защит генератора. В режимах с отключенным генераторным выключателем необходимо предусмотреть защиту от 033 для сети генераторного напряжения, оставшейся в работе. Альтернативы вышеупомянутым схемам (раздел 1.1, 1.2) для блоков российских АЭС, в которых используются генераторы с бесщеточной системой возбуждения, по нашему мнению, вообще не существует! Если рассматривать эти схемы, с точки зрения надежности энергоснабжения собственных нужд АЭС, то неоспоримым преимуществом является наличие двух независимых источников энергоснабжения от энергосистемы. "Осуществление расхолаживания и локализации аварий становится особенно сложной проблемой в условиях аварийного обесточивания секций собственных нужд (СИ) и при нарушении связи станции с энергосистемой. Обеспечение надежного функционирования устройств нормальной эксплуатации, защитных и локализирующих устройств существенно зависит от схемных и конструктивных решений в электрической части АЭС, надежности используемого оборудования" [8] и от уровня его эксплуатации. 3.
Анализ технических предложений по ограничению перенапряжений при замыканиях на землю в сети 6 кВ СН
Опубликованные в печати мероприятия по ограничению перенапряжений при замыканиях на землю содержат, к сожалению, ряд недостатков, которые не позволяют использовать их на всех электростанциях. При разработке этих комплексов в расчет берутся, как правило, лишь режимы питания сети СН от рабочих источников энергоснабжения. Такая фрагментарность рассмотрения сетей собственных нужд привела к тому, что в случае перевода питания сети от резервных трансформаторов возникают проблемы: в селективности действия комплексов; зависимости токов ОЗЗ от режима эксплуатации сети; протекания опасных для электрооборудования токов ОЗЗ; правильности работы комплексов при самоустраняющихся 033 и включении оборудования выключателями ВЭМ-6; в снижении надежности энергоснабжения потребителей при 033, что влечет за собой ликвидацию основных преимуществ сетей, эксплуатируемых с изолированной нейтралью. Комплексы токовых защит нулевой последовательности представлены на рис.2.1 - 2.3. На рис. 2.1 изображена структурная схема защит от замыканий на землю, предлагаемая В.А.Зильберманом [86 -91]; на рис.2.2 - Н.Н.Беляковым, В.Н.Подъячевьш [47, 92]; на рис.2.3 -И.М.Эпштейном и В.И.Козловым [96]. Нейтраль сети во всех комплексах заземляется с помощью резистора номинальным сопротивлением 100 Ом. Изменение режима эксплуатации нейтрали сети во всех вышеупомянутых технических предложениях позволяет: снизить дрейф электрической нейтрали при ОДЗ и тем самым ограничить перенапряжения, которые сопровождают эти замыкания, до уровня, безопасного для всего электротехнического оборудования сети; сформировать ток 033, который будет определяться результирующим импедансом сети 6.3 кВ на землю, а его активная составляющая не будет зависеть от оперативного состояния сети. Заземление нейтрали через активное сопротивление (в анализируемых вариантах Лд =100Ом) приводит к созданию условий, при которых активные токи замыкания на землю будут иметь определенные значения (36-40 А), вполне достаточные для организации чувствительной и селективной токовой защиты нулевой последовательности; способствовать при установке на всех присоединениях ТЗНП сокращению времени существования однофазных замыканий на землю.
Последнее обстоятельство уменьшает также вероятность перехода 033 в различного рода короткие замыкания, благодаря чему увеличивается эксплуатационная надежность энергоснабжения собственных нужд энергоблоков. Несмотря на указанные преимущества анализируемых технических предложений (рис.2.1 — 2.3) можно отметить следующее: 1. При питании ОБС с МРП величина активного тока ОЗЗ в двух первоначально рассматриваемых комплексах увеличивается кратно количеству параллельно работающих секций [95], а в комплексе рис.2.3 - с кратностью (и+1), где п — число включенных параллельно общеблочных секций. В некоторых режимах токи ОЗЗ могут достигать значений более 100 А, что, несомненно, опасно для электротехнического оборудования, так как оно выбиралось без учета такой эксплуатации. Следовательно, защиты от ОЗЗ должны отключать поврежденные присоединения с минимально возможными выдержками времени или вообще без таковых. Последнее обстоятельство в конечном итоге, приводит к увеличению числа отключаемых при ОЗЗ присоединений, что наносит зачастую ущерб технологическому процессу в блоке. Таким образом, ликвидируются основные преимущества сетей, эксплуатируемых с изолированной нейтралью. 2. С другой стороны действия защит без выдержек времени приводит к неправильной работе всех рассматриваемых комплексов ТЗНП при самоустраняющихся ОЗЗ и включении оборудования выключателями ВЭМ-6. 3. Заземление нейтрали с использованием резистора номиналом 100-200 Ом, приводит к чрезмерно большим токам ОЗЗ, что повышает вероятность расплавления стали статора электрических машин даже при быстродействующем отключении повреждения. 4.
Анализируемые комплексы ведут себя неадекватно в ситуации при 033 между выключателями питающих вводов (рабочего или резервного) ОБС и обмоткой НН питающего трансформатора. В первом случае (рис.2.1) происходит отключение всех секций, питающихся от этого источника, во втором (рис.2.2, 2.3) — каскадное отключение всех ТВН. Такие действия усугубляют режим, а перевод сети в режим эксплуатации с изолированной нейтралью сопровождается эскалацией перенапряжений на здоровых фазах более 3U$m (табл.2.13), что бесспорно опасно для всего электротехнического оборудования и едва ли допустимо.
Влияние схемы сети СН крупных энергоблоков на комплекс защитных мероприятий от замыканий на землю
Главная схема первичных электрических соединений серийного энергоблока АЭС с реактором ВВЭРOOO представлена на рис.2.37. Согласно проектному алгоритму все общеблочные секции питаются от рабочих ТСН, имеют АВР по факту отключения рабочих вводов.
Секции надежного питания (3BV, 3BW, ЗВХ) питаются от ОБС через линии питания, состоящие из кабельной вставки и двух секционных выключателей, имеется автономный источник питания — дизель-генераторная станция (ДГС), который запускается по факту отключения хотя бы одного из СВ.
Секции надежного питания общестанционной нагрузки (3BJ, ЪВК) получают питание аналогично блочным секциям надежного питания и также имеют автономный источник. Однако в отличие от блочных СНП эти секции имеют еще и соединяющую их перемычку, состоящую из кабельной вставки и двух секционных выключателей. Эта перемычка необходима на случай аварии и включается оперативно.
Секции общестанционной нагрузки (ВН, BG, BF, BE) имеют, как и ОБС, двойное питание: от рабочих и резервных ТСН. Рабочее питание осуществляется от ОБС через линию питания, состоящую из кабельной линии и двух СВ. Включение резерва этих секций осуществляется по факту отключения хотя бы одного из СВ линии питания. Расчеты обобщенных емкостей сетей СН и токов 033 (приложение 4, таб. П4.3 -П4.6) показали, что при таком алгоритме эксплуатации емкостные токи всех присоединений, питающихся от одного источника, находятся в диапазоне 16 - 20 А. Величина сопротивления резистора, заземляющего нейтраль, согласно (2.11), составляет 200 — 235 0м. Для того чтобы оптимизировать режим эксплуатации секций СН предлагается: 1. Секции общестанционной нагрузки (ВН, BG, BF, BE) запитать от резервных ТСН. 2. На рабочих линиях питания этих секций осуществить «обратный» АВР, т.е. включение СВ (яч. 2, 9 для секции ВН) линии питания будет происходить по факту отключения резервного ввода (яч.22).
Эти изменения позволят: заземлить нейтраль через резистор сопротивлением 500 Ом, что даст возможность защиты от ОЗЗ переводить с действием на сигнал, тем самым сохраняться все преимущества сетей, эксплуатируемых с изолированной нейтралью. При этом значительно повышается надежность энергоснабжения ответственных технологических потребителей; эксплуатировать сеть СН в режиме частично заземленной нейтрали, при котором отутствуют условия возникновения опасных феррорезонансных процессов; ограничить перенапряжения при ОДЗ на здоровых фазах уровнем 2.5Уфт, что не опасно для изоляции электродвигателей и другого электротехнического оборудования.
Анализ процессов при ОДЗ, результаты исследования которых отражены в табл. 2.6 -2.23 и рис. 2.10-2.36, а также в приложениях Ш.1-П1.5, позволяет сделать следующие основные выводы. 1. Определяющими при выборе способа заземления нейтрали сети являются режимы 033, так как ток замыкания на землю существенно зависит от способа соединения нейтрали сети с землей (изолированная нейтраль, нейтраль, заземленная через низкоомные или высокоомные резисторы). Токи 033 также зависят от структуры сети СН в момент замыкания. 2. Изменение величины сопротивления в диапазоне (100...600 Ом) несущественно сказывается на уровнях перенапряжений, сопровождающих ОДЗ, однако токи замыкания на землю в этом диапазоне сопротивлений в нейтрали сети отличаются, как минимум в пять раз. 3. Трансформаторы для выделения нейтрали можно устанавливать либо на общеблочных секциях, либо на питающих вводах. Установка ТВН на ОБС обеспечивает снижение объема работ и капитальных вложений для реконструкций комплексов на тех энергетических объектах, где выполнены мероприятия по циркулярам [90, 96], а также приводит к уменьшению числа ТВН, устанавливаемых в сети СН АЭС. 4. Величины емкостных проводимостей в сетях СН на атомных станциях с мощными единичными блоками достигли своих предельных значений (1800 - 2500 нФ). Дальнейшее увеличение количества присоединений, их мощности и разветвленности сети собственных нужд АЭС приведет к резкому снижению надежности энергоснабжения ответственных технологических потребителей, что повлияет на безопасность эксплуатации атомной станции. Следовательно, уже в настоящее время необходимо разрабатывать комплексы мероприятий по минимизации сетей СН АЭС.
Мероприятия по минимизации результирующих емкостных проводимостей на землю в сетях собственных нужд
В настоящее время существует тенденция (особенно в схемах АЭС) расширения сети СН. Три, четыре и даже пять секций СН питаются от одного источника энергоснабжения. Примером этому могут служить схемы энергоблоков, представленные на рис.2.37 и 3.4 действующих АЭС. Электрическая схема блока с реактором РБМОЕС-1000 приведена на рис,3.4. Расширение сети приводит к увеличению емкостных токов 033 (П.4), следовательно, для эффективного резистивного заземления нейтрали понадобятся сопротивления более низкого номинала, например, увеличению активной составляющей тока ОЗЗ (13 - 20 А). Большие величины полных токов однофазных замыканий на землю (в рассматриваемых примерах от 20 до 29 А) не позволят использовать защиты с действием на сигнал. Таким образом, ликвидируется основное преимущество сетей, работающих с изолированной нейтралью, и как следствие, уменьшается надежность энергоснабжения ответственных технологических потребителей. Как воздействовать при проектировании сети СН на емкостный ток замыкания на землю? Сеть должна быть локально минимизирована. Технически это можно достигнуть, например, гальванической развязкой секций СН (рис.3.5), включением развязывающих трансформаторов 6/6 кВ со схемой соединения обмоток Д/Y или Y/Y. Обмотка, питающая смежные с ОБС секции, должна быть соединена в звезду с выведенной нейтралью. Последняя будет заземляться через резистор, величина которого должна удовлетворять условиям (2.11). Ступеней у такой защиты от ОЗЗ будет меньше. Емкость сети также уменьшается, поэтому величина заземляющего нейтраль сопротивления может быть увеличена. Структурная схема комплекса токовых защит нулевой последовательности с развязывающими трансформаторами представлена на рис.3.5. Нейтрали РТ заземляются через разные сопротивления в соответствии с условием (2.11). Развязывающий трансформатор (РТ), питающий СНП, должен быть оснащен устройством РПН, работающем в автоматическом режиме. Применение РТ облегчит режимы 033 при питании нескольких нагруженных ОБС от МРП.
В случае недостаточной эффективности этих мероприятий необходимо провести комплексный анализ потребителей системы СН и внедрить в практику проектирования предложения по распределению нагрузки между секциями разного напряжения (10.5; 6.3 кВ), как это осуществлено на АЭС «Sizewell В», «Darlington» (1.1, 1.2). Эти мероприятия, бесспорно, облегчат условия самозапуска мощных электродвигателей, пуски которых в существующих схемах предельно тяжелы. Для действующей АЭС с реактором РБМК-1000 (рис.3.4) можно рекомендовать гальванически разделить секции с длинными кабельными линиями питания (РП и др.), либо перераспределить нагрузку между рабочими и резервными ТСН, как предлагалось в разделе 2.3.6.
Расчетные и рекомендованные значения сопротивления 7? , заземляющего нейтрали сетей собственных нужд, приведены в приложении 4 настоящей работы. Увеличение трансформаторной мощности в системах СН позволит увеличить надежность энергоснабжения ответственных технологических потребителей. Очевидно, что настало время перейти при проектировании на использование ТСН с группой соединения обмоток Д/Y-ll и РТСН - с Y/Y-12 с выведенной нейтралью обмотки НН. Эти изменения позволят не применять специальные трансформаторы для выделения нейтрали (ТВН), схемы станут более гибкими, надежными, простыми и компактными. Следует, однако, отметить, что мощность ТСН или его конструкция при этом должна быть такими, чтобы реактивное сопротивление нулевой последовательности ТСН было бы не менее чем на порядок, меньше сопротивления резистора. В противном случае эффективность резистора может быть существенно снижена.
Приведенные комплексы токовых защит нулевой последовательности (рис.3.2, 3.5) удовлетворяют всем требованиям, перечисленным в разделе 3.1. настоящей работы, а их реализация является перспективным, многофункциональным и эффективным мероприятием по решению проблем, связанных с ликвидацией последствий однофазных замыканий на землю в сетях собственных нужд мощных энергоблоков атомных, тепловых и других электрических станций. Комплекс ТЗНП в сетях собственных нужд электростанций - техническое решение, улучшающее условия эксплуатации электротехнического оборудования, его внедрение является эффективным антирезонансным мероприятием. Мониторинг и анализ процессов, происходящих в сетях СН, позволит впоследствии принимать более правильные проектные решения, что, несомненно, повысит уровень и культуру эксплуатации. Сравнительный анализ различных способов заземления нейтрали в сетях СН электростанций, проведенных в настоящей работе, обобщен в таблице 3.1.
