1. Выбор схемы выдачи мощности АЭС

Так как схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд то:

1. На первом этапе выбора схемы выдачи мощности намечаем варианты ее исполнения.

2. Определяем перетоки мощности через АТ связи для каждого варианта, осуществляем выбор АТ, вычисляем потери энергии в блочных трансформаторах и АТ связи, находим капитальные , эксплуатационные и приведенные затраты.

3. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС по критерию минимума приведенных затрат выявляем наиболее рациональный вариант.

Согласно нормам технологического проектирования блоков генератор-трансформатор АЭС мощностью 1000 МВт используя следующую схему исполнения блоков выбираем: генератор-трансформатор с генераторным выключателем типа КАГ-24-30/30000

Так как максимальная и минимальная мощность, отдаваемая в энергосистему на напряжении 330кВ соответственно равна , то намечаем следующие варианты распределения энергоблоков на ОРУ-750 и ОРУ-330:

СХЕМА №1: ОРУ-750 (4 энергоблока), ОРУ-330 (6 энергоблоков)

в систему ВН в систему СН

СХЕМА №2: ОРУ-750 (5 энергоблоков), ОРУ-330 (5 энергоблоков)

в систему ВН в систему СН

СХЕМА №3: ОРУ-750 (3 энергоблока), ОРУ-330 (7 энергоблоков)

в систему ВН в систему СН

Определим недостающие параметры для расчетов

Выбор автотрансформаторов связи

Выбор мощности блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи в каждом варианте схемы выдачи мощности выполняется по максимальным перетокам мощности с учетом их нагрузочной способности. Максимальные перетоки мощности определяем из условий нормального и аварийного режимов работы станции. В аварийных режимах рассматриваются случаи аварийного отключения одного любого блока.

Схема №1:

- при максимальной нагрузке на шинах РУ СН

- при минимальной нагрузке на шинах РУ СН

- в аварийном режиме

По устанавливаем две группы автотрансформаторов связи типа:

АОДЦТН 333000/750/330; S_ном=333 МВА, P_x=217кВт, P_к=580 кВт

Коэффициент перегрузки будет равен:

Проверка на необходимость установки резервной фазы:

(установка резервной фазы не требуется)

Схема №2:

- при максимальной нагрузке на шинах РУ СН

- при минимальной нагрузке на шинах РУ СН

- в аварийном режиме

Так как переток мощности при максимальной нагрузке на шинах РУ СН СХЕМЫ №2, через автотрансформатор связи и составляет соответственно,то этот вариантисключается из дальнейших расчетов.

Схема №3:

- при максимальной нагрузке на шинах РУ СН

- при минимальной нагрузке на шинах РУ СН

- в аварийном режиме

По устанавливаем одну группу автотрансформаторов связи типа:

АОДЦТН 417000/750/330; S_ном=417 МВА, P_x=125кВт, P_к=570 кВт

Коэффициент перегрузки будет равен:

При установке одной группы автотрансформаторов, устанавливается резервная фаза (один дополнительный автотрансформатор).

Определение потерь активной энергии в блочных трансформаторах АТ связи:

Произведем выбор блочного трансформатора из условия , тогда наиболее рациональным выбором будет:

ОРЦ-417000/750; S_ном=417 МВА, P_x=320кВт, P_к=800 кВт (ОРУ 750кВ)

ТЦН-1000000/330; S_ном=1000 МВА, P_x=480кВт, P_к=2200 кВт (ОРУ 330кВ)

Потери энергии в блочном трансформаторе определяются выражением:

Δ W_т. = Р_x · (8760 – Т_р.т.) + Р_к · (S_т.расч. / S_т.ном.)² · τ

где:

Р_х, Р_к – потери холостого хода и короткого замыкания соответственно, приведены в каталоге для данного вида трансформатора.

Т_р.т. – средняя продолжительность планового ремонта, выбирается по справочнику.

τ – время максимальных потерь, τ = f(Тг. уст)

Потери энергии в АТ связи определяются выражением:

где:

q – количество АТ связи

Р_х, Р_к – потери холостого хода и короткого замыкания соответственно, приведены в каталоге для данного вида трансформатора.

Рис.1 Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки

Схема №1:

- потери в блочных трансформаторах

- потери в АТ связи

Суммарные потери:

Схема №3:

- потери в блочных трансформаторах

- потери в АТ связи

Суммарные потери:

Определение капитальных затрат

При расчете капитальных затрат учитывается стоимость блочных трансформаторов, АТ связи, резервных трансформаторов и ячеек ОРУ.

Для 10 энергоблоков необходимо установить 5 пар РТСН, которые подключим следующим образом:

• 3 пары РТСН к собственному ОРУ СН

• 1 пара РТСН к линии 330кВ (ЗаТЭС)

• 1 пара РТСН к линии 150кВ (ЗаТЭС)

Вариант №1 / Таблица 1 /

Наименование оборудования	Стоимость единицы, тыс. грн	Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. грн
Блочные тр-ры:
ОРЦ-417000/750	2700	3*4	32400
ТЦН-1000000/330	4560	6	27360
АТ связи:
АОДЦТН-333000/750/330	2466	6	14796
РТСН:
ТРДЦН-63000/330	1290	4*2	10320
ТРДН-63000/150	612	2	1224
Ячейки ОРУ:
ВНВ-750Б-40/4000 У1	692	4+1	3460
ВНВ-330Б-40/4000 У1	620	6+3+1	6200
Суммарная стоимость:			95760

Вариант №3 / Таблица 2 /

Наименование оборудования	Стоимость единицы, тыс. грн	Кол-во единиц, шт.	Общая стоимость, тыс. грн
Блочные тр-ры:
ОРЦ-417000/750	2700	3*3	24300
ТЦН-1000000/330	4560	7	31920
АТ связи:
АОДЦТН-417000/750/330	2580	3+1	10320
РТСН:
ТРДЦН-63000/330	1290	4*2	10320
ТРДН-63000/150	612	2	1224
Ячейки ОРУ:
ВНВ-750Б-40/4000 У1	692	3+1	2768
ВНВ-330Б-40/4000 У1	620	7+3+1	6820
Суммарная стоимость:			87672

Определение эксплуатационных и приведенных затрат

Экономическая целесообразность различных вариантов схемы выдачи мощности определяется минимальными приведенными затратами:

где:

К – капиталовложения

ρ_н – нормативный коэффициент экономической эффективности,

ρ_н = 0,12

И – годовые эксплуатационные издержки:

И = (ρ_а + ρ_о) / 100% · К + β · Δ WΣ

где:

ρ_а = 6,4%, ρ_о = 2% – отчисления на амортизацию и обслуживание,

β = 15 коп / кВт · ч – стоимость 1 кВт · ч потерь электроэнергии.

Схема №1:

Годовые эксплуатационные издержки:

Приведенные затраты:

Схема №3:

Годовые эксплуатационные издержки:

Приведенные затраты:

По минимуму приведенных затрат выбираем вариант исполнения Схема №3.

2. Выбор электрической схемы распределительных устройств повышенного напряжения

Схемы распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.

Выбор схемы ведется в следующей последовательности:

• Намечаются варианты схемы РУ повышенного напряжения в соответствии с исходными данными на проектирование и рекомендациями норм технологического проектирования электрических станций.

• Вычисляются капитальные затраты.

• Сравнением вариантов выбирается лучший вариант схемы РУ по критерию минимума затрат.

Исходными данными для выбора схемы РУ повышенного напряжения являются:

• Выбранная схема выдачи мощности электростанции

• Количество присоединений в схеме РУ

• Напряжение РУ

В распределительных устройствах 330…750кВ, применяются схемы:

1. С двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи

Достоинства рассматриваемой схемы:

• При ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе

• Высокая надежность схемы

• Опробование выключателей производится без операций с разъединителями. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производится без нарушения работы цепей

Недостатки рассматриваемой схемы:

• Отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателя

• Удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединятся через два выключателя

• Снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке их трех выключателей присоединяется два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий

• Усложнение релейной защиты

• Увеличенное количество выключателей в схеме

2. С двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения

Достоинства рассматриваемой схемы:

• Схема 4/3 выключателя на присоединение имеет все достоинства присущие полуторной схеме

• Схема более экономична по сравнению с полуторной схемой

• Секционирование сборных шин требуется только при 15 присоединениях и более

• Надежность схемы практически не снижается, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо двух трансформаторов и одной линии

Недостатки рассматриваемой схемы:

• Недостатки схемы 4/3 аналогичны рассмотренным выше для схемы 3/2, но отличаются некоторыми особенностями

• При ремонте любого из выключателей, примыкающих к шинам, отказ другого примыкающего к шинам выключателя в этой же цепочке приводит к потере трех присоединений, поэтому присоединения в одной цепочке не следует делать одноименными

• При ремонте любого из выключателей, не примыкающих к шинам, отказ примыкающего к шинам выключателя соседней цепочки приводит к отключению двух присоединений, причем это могут быть как одноименные элементы, так и разноименные. Поэтому рекомендуется чередовать цепочки с подключением в их середину то блока, то линии, но при этом в целом по РУ число разноименных присоединений должно быть одинаковым

• При общем числе присоединений, не кратном трем, увеличивается число выключателей, то есть одну или две цепочки в РУ приходится включать по схеме 3/2 или даже включать одно присоединение через два выключателя

• Номинальный ток выключателя определяется режимом ремонта одного из выключателей, примыкающих к шинам, когда по смежному с ремонтируемым выключателю среднего ряда рассматриваемой цепочки может протекать суммарный ток двух присоединений, а по другому, не примыкающему к шинам выключателю данной цепочки – суммарный ток трех присоединений

Исходя из задания на КУРСОВОЙ ПРОЕКТ, наметим по два варианта (4/3 и 3/2) исполнения ОРУ – 750кВ и ОРУ – 330кВ.

Определим присоединяемые элементы к ОРУ – 750кВ и ОРУ – 330кВ

ОРУ – 750кВ:	Токи присоединений
3 генератора 4 ЛЭП 1 АТ связи
ОРУ – 330кВ:	Токи присоединений
7 генераторов 3 пары РТСН 6 ЛЭП 1 АТ связи

1. ОРУ – 750кВ, с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи

Наибольший ток присоединения:

Устанавливаем высоковольтный выключатель: ВНВ – 750Б-63/3150У1

Стоимость сооружения ОРУ:

Тип	Кол – во, штук	Цена единицы, тыс. грн	Общая стоимость, тыс. грн
ВНВ – 750Б-63/3150У1	12	1023	12276

2. ОРУ – 750кВ, с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения

Наибольший ток присоединения:

Устанавливаем высоковольтный выключатель: ВНВ – 750Б-63/3150У1

Стоимость сооружения ОРУ:

Тип	Кол – во, штук	Цена единицы, тыс. грн	Общая стоимость, тыс. грн
ВНВ – 750Б-63/3150У1	11	1023	11253

3. ОРУ – 330кВ, с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи

Наибольший ток присоединения:

Устанавливаем высоковольтный выключатель: ВНВ – 330Б-40/4000У1

Стоимость сооружения ОРУ:

Тип	Кол – во, штук	Цена единицы, тыс. грн	Общая стоимость, тыс. грн
ВНВ – 330Б-40/4000У1	28	620	17360

4. ОРУ – 330кВ, с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения

Наибольший ток присоединения:

На номинальный ток , невозможно подобрать воздушный выключатель так как промышленность не выпускает таких выключателей.

По минимуму затрат на сооружение выбираем следующее исполнение ОРУ:

• ОРУ – 750кВ: 4/3

• ОРУ – 330кВ: 3/2

3. Проектирование и анализ схемы электроснабжения собственных нужд

Характеристика потребителей собственных нужд

Характерной особенностью схемы электроснабжения собственных нужд атомной электростанции являются повышенные требования к надежности питания приводов механизмов, обеспечивающих безопасность АЭС. Механизмы собственного расхода атомной электростанции относятся, согласно ПУЭ, к потребителям 1-й категории и по требованиям к надежности могут быть разбиты на три группы:

Потребители 1-й группы: К этой группе отнесены потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, не допускающие по условиям безопасности перерыва питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. Эта группа потребителей, как правило, требует обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты реактора. К ним относятся:

1. потребители, допускающие перерыв питания не более чем на доли секунды и требующие длительное время надежного питания после срабатывания АЗ реактора (системы КИП и А, приборы технологического контроля, системы дозиметрии, потребители постоянного тока и постоянно - горящая часть аварийного освещения);

2. потребители, допускающие перерыв питания не более чем доли секунды, но не требующие длительное время питания после срабатывания АЗ реактора (электроприводы задвижек и отсечной арматуры, БРУ-К);

3. потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение двух секунд для предотвращения срабатывания АЗ реактора (электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в заданном положении).

Потребители 2-й группы:К этой группе отнесены потребители, которые допускают перерыв питания на время, определяемое условиями безопасности (от десятков секунд до нескольких минут) и требуют обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора (насосы аварийного охлаждения зоны, спринклерные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора). Для этих потребителей в качестве резервного источника питания применяют дизель - генераторы.

Потребители 3-й группы: К этой группе отнесены потребители, которые не предъявляют к надежности более высокие требования, чем к питанию ответственных потребителей с.н. АЭС (конденсаторные и циркуляционные насосы).

На АЭС должны предусматриваться следующие сети электроснабжения потребителей собственных нужд:

1. Сети 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц надежного питания потребителей 2 группы;

2. Сеть 0,4 кВ, 50 Гц надежного питания потребителей 1 группы;

3. Сеть 220 В, 110 В, 48 В, 24 В постоянного тока для питания потребителей, не допускающих перерыв питания;

4. Сеть 6 кВ и 0,4 кВ, 50 Гц для питания потребителей, которые не предъявляют специальных требований к питанию, т. е. потребителей 3 группы.

Схемы электрических соединений собственных нужд

Для потребителей собственных нужд АЭС должно предусматриваться нормальное рабочее и резервное питание от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд и аварийных источников питания.

В качестве аварийных источников питания применяются:

1. Аккумуляторные батареи (АБ) и АБ со статическими преобразователями;

2. Автоматизированные дизель – генераторы (ДГ) и газотурбинные установки;

Схема электрический соединений 6 кВ для потребителей третьей группы надежности:

Сборные шины 6 кВ для потребителей 3 группы разделены на секции, количество которых выбирается, в зависимости от количества ГЦН первого контура и от количества трансформаторов собственных нужд (ТСН). Каждая секция присоединяется к рабочему источнику через свой выключатель. Для реакторной установки ВВЭР – 1000 устанавливают 4 таких секции – ВА, ВВ, ВС, ВД. Рабочее питание этих секций осуществляется от ТСН, в качестве которых целесообразно использовать трансформаторы с расщепленными обмотками низкого напряжения. На каждую из этих секций предусматривается ввод от магистралей резервного питания BL, BM, BN, BP, подключенных к резервным ТСН. Основными потребителями шин нормальной эксплуатации 6 кВ являются:

• ГЦН

• Двухскоростные циркуляционные насосы

• Насосы технологической воды неответственных потребителей

• Насосы подогревателя низкого давления

• Насосы замкнутого контура охлаждения генератора

• Трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ для питания потребителей 0,4 кВ нормальной эксплуатации и магистрали к секциям надежного питания систем безопасности BV, BW, BX

• Магистрали к секциям надежного питания общеблочных потребителей BJ, BK.

Схема электрических соединений 0,4 кВ для потребителей третьей группы надежности:

По функциональному назначению потребителей секций 0,4 кВ можно выделить несколько групп:

1. Группа секций для питания потребителей реакторного отделения и аппаратной:

Ср, CQ, СТ- эти секции получают питание основное и резервное от разных шин нормальной эксплуатации. От них получают питание системы вентиляции реакторного отделения, насосы смазки ГЦН, система противодымной защиты, отдельные группы нагревателей компенсаторов объема; СС, СД – питание нагревателей компенсаторов объема.

2. Группа секций для питания силовой нагрузки СУЗ:.

СЕ, СF – каждая секция получает питание от своей секции нормальной эксплуатации 6 кВ.

3. Группа секций для питания потребителей машинного зала и общеблочных потребителей: СА, СВ, СМ, СN - эти секции получают питание от шин нормальной эксплуатации, каждая через свой трансформатор. Резервным источником питания этих секций является трансформатор 6,3/0,4 кВ, получающий питание от соседнего энергоблока. Учитывая, что от этой группы секций получают питание потребители, обеспечивающие сохранность основного оборудования энергоблока, секции связаны между собой по сети 0,4 кВ и с шинами 0,4 кВ надежного питания общеблочных потребителей. От этих секций получают питание насосы масляной системы регулирования и защиты турбин, насосы эжекторной машины, насосы подпитки деаэраторов, насосы охлаждения двигателей ГЦН, насос водяного охлаждения генератора блока. СG – секция для питания общеблочных выпрямительных агрегатов.

Схемы электрических соединений 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей второй группы надежности:

На АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и автономные системы надежного питания на напряжениях 6 кВ и 0,4 кВ, включающие распределительные устройства и автономные источники питания (ДГ).

Питание потребителей 6 кВ второй группы надежности (система безопасности):

Для питания потребителей 6 кВ и трансформаторов 6 / 0,4 кВ, 6 / 0,23 кВ 2 группы надежности предусмотрены секции 6 кВ, количество которых должно соответствовать числу каналов системы безопасности: для ВВЭР – 1000 – 3 секции (BV, BW, BX). Каждая из этих секций подключается к рабочему источнику питания (блочной секции 6 кВ 3 группы надежности) через два выключателя.

Основные потребители секций BV, BW, BX:

Насосы аварийного охлаждения зоны, аварийные питательные насосы, спринклерные насосы и т. п. В случае исчезновения напряжения на этих секциях, питание на них подается от ДГ мощностью 5600 кВт каждый. Между тремя секциями 6 кВ надежного питания и ДГ не предусматривается взаимное резервирование. Каждая из секций способна по мощности обеспечить аварийное расхолаживание при любой аварии. При возникновении аварийной ситуации сигнал на запуск ДГ должен подаваться независимо на каждый из них; набор нагрузки осуществляется автоматически, ступенями. ДГ постоянно находятся в режиме «горячего резерва».

Питание общеблочных потребителей 6 кВ 2 группы надежности:

Для обеспечения надежным питанием механизмов, отвечающих за сохранность основного оборудования машинного зала и реакторного отделения, энергоблоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей 2 группы в режиме обесточения.

В составе системы надежного питания общеблочных потребителей 6 кВ:

1. Две общеблочные секции 6кВ BI и BK, связанные перемычкой;

2. Два автономных ДГ с системами питания его собственных нужд;

При нарушении электроснабжения шин надежного питания 6кВ общеблочных потребителей предусмотрены следующие режимы:

1. При обесточении первой секции – включается перемычка между секциями;

2. При обесточении двух секций – запускается 2 ДГ (каждый на свою секцию);

3. Если один из ДГ не запустился, то включается перемычка;

Основными потребителями, относящимися к этой группе, являются:

Подпиточные насосы 1 контура, вспомогательные питательные насосы 2 контура, насосы гидростатического подъема ротора турбины, насосы уплотнения вала генератора и смазки турбоагрегатов. Подпиточные насосы в режиме обесточения блока позволяют произвести расхолаживание 1-го контура, обеспечить подачу запирающей воды на уплотнение главных циркуляционных насосов. Включение вспомогательных питательных насосов позволяет подавать из деаэраторов горячую воду в парогенераторы.

Питание потребителей 0,4 кВ второй группы надежности (система безопасности):

От каждой секции надежного питания 6 кВ питаются две секции 0,4 кВ через понижающие трансформаторы. Состав механизмов, подключенных к секциям 0,4 кВ и мощность трансформаторов, должны быть рассчитаны на 100% нагрузку потребителей 0,4 кВ в одной системе безопасности.

Питание общеблочных потребителей 0,4 кВ 2 группы надежности:

Потребители этой группы получают питание от секций CI, CK, каждая из которых питается через понижающий трансформатор 6,3 / 0,4 кВ от секций BI и BK. Секции CI, CK связаны перемычкой с двумя выключателями вводов резервного питания, на которые должна быть предусмотрена подача напряжения от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ от секции CR. Секции CI, CK секционированы. При нарушении электроснабжения секций должна быть предусмотрена возможность подачи питания от резервного трансформатора 6,3 / 0,4 кВ соседнего блока.

Схемы для потребителей 1-й группы надежности

Для питания потребителей этой группы используются сети постоянного тока и сети переменного тока 0,4 кВ.

Схемы для потребителей 1 группы системы безопасности:

Система постоянного тока должна быть разделена на отдельные установки, число которых равно числу каналов системы безопасности. Каждая установка постоянного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройств и распределительного щита. АБ должна

работать в режиме постоянного подзаряда через выпрямительные устройства, подключенные через понижающие трансформаторы к секциям потребителей 2 группы надежности. АБ каналов системы безопасности выбираются из условия их автономной работы в режиме обесточения по допустимому уровню напряжения при максимальной толчковой нагрузке, включая суммарную нагрузку сети потребителей переменного тока 1 группы надежности, с учетом пускового тока двигателей. Зарядное и подзарядное устройства могут быть совмещены в одном устройстве (ТППС - 800). Для питания потребителей переменным током заряда и подзаряда, используются агрегаты бесперебойного питания (АБП), состоящие из выпрямителя и инвертора. Число АБП должно быть не меньше числа каналов системы безопасности.

Схемы для общеблочных потребителей 1 группы:

Система постоянного тока питания общеблочных потребителей 1 группы разделена на 3 установки (2 общеблочных и 1 – для питания информационно – вычислительного комплекса). Каждая установка постоянного тока состоит из АБ, зарядного и подзарядного устройства и распределительного щита. Постоянный подзаряд АБ осуществляется через выпрямительные устройства и понижающие трансформаторы от блочных секций 6 кВ потребителей 2 группы, и от секций 0,4 кВ 3 группы. АБ выбираются по 2-м показателям:

1. допустимому уровню напряжения при максимальной толчковой нагрузке в начале аварии;

2. величине разрядной емкости в 30-минутном режиме разряда.

Для питания потребителей 1 группы переменным током заряда и подзаряда, используются АБП, которые должны обеспечить питание КИП и А машинного зала, автоматики системы управления турбиной (АСУТ) и управляющей вычислительной системы.

Схемы для приводов системы управления и защиты (СУЗ):

Среди потребителей 1 группы существуют потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение двух секунд (для предотвращения срабатывания АЗ реактора), но не требующие питания в режиме обесточения и после срабатывания АЗ реактора. Это электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в заданном положении. В нормальном режиме электромагниты привода СУЗ должны получать питание от секции 0,4 кВ через трансформаторы 6,3 / 0,4 кВ. В схеме электроснабжения с.н. устанавливается не менее двухх таких секций и трансформаторов для взаиморезервирования питания нагрузки СУЗ – это секции CE и CF. Во избежание погашения реактора при посадках напряжения до двух секунд на шинах 6 кВ 3 группы надежности, должно предусматриваться переключение приводов СУЗ на специально установленную АБ напряжением 110 В. Батарея должна работать в режиме постоянного подзаряда от подзарядного агрегата. Подзарядный агрегат получает питание от шин 0,4 кВ нормальной эксплуатации (3 группы надежности)

4. Выбор мощности трансформаторов собственных нужд атомной электростанции

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается по расчетной нагрузке секций. При выборе мощности ТСН необходимо иметь в виду, что многие механизмы собственных нужд являются резервными в каждом агрегате. Часть потребителей работает периодически, например сварка, освещение и т.д. Кроме того, мощность электродвигателей механизмов выбирается с учётом ухудшения условий работы в процессе эксплуатации, завышается из-за ухудшения условий пуска, а выбор мощности по каталогу также приводит к завышению мощности электродвигателей.

Учитывая, что определение действительной нагрузки трансформаторов собственных нужд представляет сложную задачу из-за зависимости её от:

• коэффициента загрузки двигателя;

• наличия резервных и нормально не работающих механизмов;

• трансформаторов второй ступени напряжения (6/0,4кВ) с их нагрузкой;

При проектировании применяют упрощённую методику определения

S_расч [кВА]. Методика использует расчётные переводные коэффициенты К_расч для групп электродвигателей и для трансформаторов второй ступени. При проектировании электрической части АЭС, определение расчетной нагрузки основного ТСН на напряжении 6 кВ целесообразно проводить в табличной форме (таблица 4).

Распределение потребителей по секциям необходимо производить таким образом, чтобы трансформаторы, питающие каждую пару секций нормальной эксплуатации были нагружены приблизительно одинаково. При этом расщепленные обмотки каждого из трансформаторов также должны быть нагружены равномерно.

Приближенный перечень основных потребителей, которые необходимо учитывать при выборе трансформатора собственных нужд блока с ВВЭР-1000, приведен в таблице №3.

/ Таблица №3 /

Наименование потребителя	Число		Pнд, кВт или Sтн, кВА	Коэф. загрузки Кзгр	cos φн	КПД,%
	установ-ленных	рабо-тающих
ГЦН	4	4	8000	0,67	0,9	97,5
ЦН 1 скорости	2	2	2500	0,88	0,92	96,9
ЦН 2 скорости	4	4	4000	0,8	0,92	96,9
Конденсатный насос 1-й ступени	3	3	1000	0,62	0,85	95,5
Конденсатный насос 2-й ступени	5	5	1000	0,62	0,85	95,5
Подъемный насос эжекторов	1	1	400	0,75	0,91	95,3
Сетевой насос	2	2	630	1,0	0,87	94,1
Насос сепарата №1	1	1	1000	0,8	0,85	95,5
Насос сепарата №2	1	1	1000	0,8	0,85	95,5
Подпиточный насос	3	3	800	0,93	0,90	95,8
Конденсатный насос ПСВ	2	2	250	0,64	0,77	90
Насос т.в. неответств. потребителей	2	2	1000	0,7	0,85	95,5
Насос технической воды	6	6	800	0,64	0,9	95,8
Насос подъемный	4	4	400	0,64	0,91	95,3
Насос ОГЦ	1	1	630	0,64	0,87	94,1
Насос пожарный	2	0	250	0,8	0,77	95,8
Вспомогательный ПН	2	0	800	0,77	0,9	95,8
Насос аварийного впрыска бора	3	0	800	0,93	0,9	95,8
ПН аварийный	3	0	800	0,75	0,9	96,8
Насос аварийного расхолаживания	3	0	800	1,0	0,9	96,8
Сплинклерный насос	3	0	500	0,85	0,85	94,4
Трансформатор АБП	5	5	400	1,00	0,98	98
Трансформатор НП	8	8	1000	1,00	0,98	98
ТСН РО	6	6	1000	1,00	0,98	98
ТСН КО	1	1	1000	1,00	0,98	98
ТСН №1	3	3	400	1,00	0,98	98
ТСН №2	1	1	250	1,00	0,98	98
ТСН №3	6	6	1000	1,00	0,98	98
Трансформатор ДЭС	3	3	400	1,00	0,98	98

/ Таблица №4 /

Потребитель	PкВт /SкВА	Sр.т	распределение по секциям
			BA+BV+BJ		BB+BW		BC+BX			BD+BK
			nуст	Sр.т	nуст	Sр.т	nуст		Sр.т	nуст	Sр.т
Трансформатор АБП	400	400	3	1200	1	400	1		400	1	400
Трансформатор НП	1000	1000	3	3000	2	2000	2		2000	1	1000
ТСН РО	1000	1000	2	2000	1	1000	2		2000	1	1000
ТСН КО	1000	1000	1	1000
ТСН №1	400	400	1	400	1	400				1	400
ТСН №2	250	250								1	250
ТСН №3	1000	1000	2	2000	1	1000	1		1000	2	2000
Трансформатор ДЭС	400	400	1	400	1	400	1		400
ГЦН	8000	6108	1	6108	1	6108	1		6108	1	6108
ЦН 1 скорости	2500	2468			1		1
ЦН 2 скорости	4000	3948	1	3948	1	3948	1		3948	1	3948
КН 1 ступени	1000	764	1	764	1	764				1	764
КН 2 ступени	1000	764	1	764	1	764	1		764	2	1528
Насос сепарата №1	1000	985	1	985
Насос сепарата №2	1000	985					1		985
насос подъемный	400	295			2	590	2		590
насос ОГЦ	630	492					1		492
насос ПСВ	250	231			1	231				1	231
насос т. в. неотв. потребителей	1000	862					1		862	1	862
насос подъем.эжекторов	400	346								1	346
насос сетевой	630	769	1	769						1	769
насос подпиточный	800	863	1	863	1	863				1	863
насос тех. воды	800	594	3	1782	1	594	1		594	1	594
насос вспомогательный	800	714	1							1
насос пожарный	250	288	1							1
насос ав.впр.бора	800	863	1		1		1
ПН аварийный	800	696	1		1		1
н-с аварийного расхолаживания	800	928	1		1		1
насос спринклерный	500	530	1		1		1
расчетная нагрузка на расщепленную обмотку			25983		19062		20143			21063
расчетная нагрузка на ТСН			45045					41206

Определяем расчетную мощность рабочего ТСН:

S_расч.т = К_расч ∙ S_max = 0,9 ∙ 45045= 40540.5 кВА

где: К_расч – расчетный переводной коэффициент

S_max – максимальная нагрузка на один из ТСН

По каталогу выбираем трансформатор типа ТРДНС – 63000 / 35

Выбор мощности резервных трансформаторов собственных нужд

Определение расчетной нагрузки на резервный ТСН производится аналогично рабочему ТСН. При отсутствии генераторных выключателей РТСН должен обеспечить длительную замену рабочего и одновременно пуск или останов другого реакторного блока. При наличии генераторных выключателей мощность РТСН должна обеспечить останов реакторного блока, в том числе и при объединенных или укрупненных блоках генератор – трансформатор. Для реакторов с одним блоком генератор – трансформатор мощность РТСН принимается равной мощности рабочего ТСН блока.

Поэтому в качестве резервного ТСН выбираем трансформатор типа:

ТРДНС – 63000 / 330.

S_ном = 63 МВА, U_в / U_н = 330 / 6,3 – 6,3 кВ.

5. Расчет режима самозапуска резервного трансформатора собственных нужд АЭС

Самозапуск – это процесс автоматического восстановления нормального режима работы электродвигателей, механизмов с.н. после кратковременного нарушения электроснабжения, вызванного исчезновением или глубоким снижением питающего напряжения. После отключения питания или глубокой посадки напряжения происходит снижение частоты вращения электродвигателей под действием момента сопротивления. Этот процесс можно разделить на две стадии:

1. в первый момент исчезновения напряжения наблюдается групповой выбег агрегатов с.н., при котором из-за их взаимного влияния частота вращения снижается с одинаковой скоростью;

2. в дальнейшем в соответствии с механическими характеристиками происходит индивидуальный выбег агрегатов с.н.

При подаче напряжения питания осуществляется режим собственно самозапуска электродвигателей, когда частота вращения возрастает. Самозапуск будет успешным, если агрегаты с.н. развернутся до рабочей частоты вращения за время, не превышающее допустимую величину. Успешность самозапуска зависит от времени перерыва питания, параметров питающей сети, суммарной мощности не отключенных электродвигателей и их загрузки, а также от механических характеристик механизмов и других факторов.

При расчетах режима самозапуска электродвигателей с.н. должны использоваться конкретные данные и реальные режимы работы оборудования. Время перерыва питания с.н. для АЭС выбирают равным 0,7 ÷ 2 секунды. Продолжительность самозапуска не должна превышать 20 секунд для блочных электростанций с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более.

В проектах электростанций выявление успешности самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ осуществляется по методу, связанному с определением начального напряжения на выводах электродвигателей в первый момент собственно режима самозапуска. Принимается, что самозапуск будет успешным, если начальное напряжение подаваемое на электродвигатели после включения резервного источника питания составит не менее (0,6 ÷ 0,65) U_ном.

В качестве режима самозапуска от резервного ТСН принимаем самозапуск одновременно с четырех секций в результате отключения энергоблока и посадки стопорных клапанов турбины. По окончании самозапуска электродвигателей четырех секций должно восстанавливаться напряжение на шинах с.н. для обеспечения нормального останова блока.

Для обеспечения успешного самозапуска в тяжелых режимах на АЭС предусматривается отключение некоторых электродвигателей, не влияющих на технологический режим работы блока. Проектными организациями определен перечень механизмов, участвующих в самозапуске. В этом перечне определена группа механизмов, подлежащих отключению для облегчения самозапуска при его затягивании. Основные механизмы этого перечня приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Перечень механизмов с.н. блока АЭС, участвующих в самозапуске

Наименование механизма	Кол-во	S, кВА	Примечание
Циркуляционный насос (градирня) Циркуляционный насос конденсатора Насос замкнутого контура ОГЦ Насос гидростатического подъема ротора Итог:	4 3 2 2	4000 4000 630 250 29760	Отключение не предус-мотрено
ГЦН Вспомогательный питательный насос Конденсатные насосы 1 и 2 ступеней Подпиточный насос Сетевой насос Сливной насос ПНД – 3 Трансформатор 6,3 / 0,4 (0,22) кВ Насос технич. воды ответственных потребителей Насос откачки сепаратора Итог:	4 2 3/5 3 4 3 40 6 2	8000 800 1000 800 630 500 1000 800 1000 94820	Отключение от защиты с временем второй ступени 3 ÷ 9 сек. при напряжении 0,5 Uном и ниже.
Суммарная нагрузка		124580

В качестве расчетного режима принимаем режим самозапуска одновременно с 2-х секций.

Составляем расчетную схему замещения:

Расчётная схема замещения

Резервный ТСН:

ТРДНС 63000 / 330, U_в = 330 кВ, U_н = 6,3/6,3 кВ, u_к.вн = 11%, u_{к.нн1-нн2} = 28%.

Определяем параметры электродвигателей, участвующих в самозапуске: U_дв.н.= 6 кВ.

Номинальный ток двигателей:

• Номинальный ток двигателей первой секции:

• Номинальный ток двигателей второй секции:

• Номинальный ток трансформаторов 6,3 / 0,4 кВ:

Выбираем базисные величины: S_б = 63 МВА; б. напряжение U_б = 6 кВ.

Определяем параметры расчетной схемы замещения:

• сопротивление системы:

• сопротивление РТСН с расщепленными обмотками в о.е

• сопротивление обмотки ВН РТСН:

Х_в = 0,125∙ Х_в-н=0,125∙0,11=0,01375

• сопротивление обмоток низкого напряжения

X_нн1= X_нн2=1,75∙ Х_в-н=1,75∙0,11=0,192

• сопротивление магистралей от РТСН до cекций нормальной эксплуатации:

Х_м1 = Х_м2 = Х_уд · l_м · S_б / U_б² = 0,2 · 0,2 · 63/ 6² = 0,07

где:

Х_уд – удельное сопротивление, Х_уд = 0,2 Ом / км;

l_м – длина магистралей резервного питания

• Напряжение сети, приведенное к стороне НН РТСН:

где:

U_вн− напряжение сети в точке включения трансформатора с.н. в момент самозапуска.

U_отв, U_нн − напряжение ответвления обмотки высшего напряжения, при котором осуществляется самозапуск, и обмотки низкого напряжения.

• Сопротивления ЭД

• Напряжение на секциях с.н. при самозапуске в о.е, в пренебрежении активными сопротивлениями элементов питающей сети и загрузок определяется по выражению:

где:

Так как U_ш1> 0.6 U_ш2>0.6 то можно сделать вывод о том, что выбранные трансформаторы удовлетворяют условиям самозапуска.

6. Выбор мощности дизель – генераторов систем надежного питания

В соответствии с основной концепцией безопасности эксплуатации атомных электростанций на АЭС должны быть предусмотрены автономные системы безопасности в технологической части и соответственно автономные системы надежного питания, включающие, в том числе и автономные источники питания – дизель-генераторы. Мощность дизель-генератора при ступенчатом пуске асинхронной нагрузки выбирают по мощности, потребляемой электродвигателями, подключенными к секции системы безопасности, и возрастающей с пуском очередной ступени.

Значение потребляемой мощности S_потр определяется по номинальной мощности двигателя Р_ЭД.н, его коэффициенту загрузки К_З, коэффициенту мощности cosφ_н и КПД η_н.

; (6.1)

Коэффициент загрузки К_З механизмов целесообразно принять

_{По формуле 6.1 определяются мощности, потребляемые двигателями по завершении операции пуска соответствующей ступени. В то же время в процессе пуска очереди, в особенности при прохождении отдельными электродвигателями критического скольжения, величина нагрузки на дизель-генератор может кратковременно увеличиться по сравнению с характеристики допустимых предельных} нагрузок.Определение нагрузки в процессе пуска асинхронных двигателей представляет сложную и трудоемкую задачу. Пусковую мощность двигателя можно оценить на основе мощности, потребляемой в установившемся номинальном режиме , коэффициентов мощности номинального режимаи при пуске, а также кратности пускового тока

; (6.2)

Коэффициент мощности при пуске электродвигателя определяется выражением; (6.3)

где:

К_П - кратность пускового момента;

- номинальное скольжение электродвигателей.

Пусковая мощность на каждой из ступеней пуска определяется как сумма мощностей, потребляемой в установившемся режиме ранее запущенными двигателями и пусковой мощности двигателей, запускаемых на данной ступени. При этом должны выполняться два условия:

(6.4)

где:

–номинальная мощность дизель-генератора;

–потребляемая мощность i-той ступени;

–пусковая мощность j-той (следующей после i-той) ступени;

–допустимая мощность дизель - генератора;

n_ст – число ступеней пуска.

Наименование механизма	маркировка по РТМ (монтажная марка)	номер ступени	время включения,с	РНОМ кВт	КПД	Кзагр.	РПОТРЕБ. кВт	Уст. мощность ступени кВт	Пусковая мощность кВт
									ЭД (тр-ра)	ступени пуска
Тр-р АБП	BU18	1	0	400	0.99	0.94	380	2549	380	6563
Тр-р АБП УВС	BU17	1		400	0.99	0.94	380		380
ТСН ОРДЭС	BU42	1		1000	0.99	0.93	939		939
Насос водоснабжения ОРДЭС	3VH10D02	1		800	0.96	0.93	775		4340
Охлаждение приводов СУЗ		1		110	0.94	0.64	75		524
Вспомогательный питательный насос	RL51D01	2	5	800	0.96	0.93	775	3324	1371	3920
Тр-р секции CJ(CK)		3	10	1000	0.99	1.00	1010	4334	1010	4334
Подпиточный насос РО	TK23D02	4	15	800	0.96	0.93	775	5242	1371	6228
Пожарный насос	4VH10D02	4	15	250	0.94	0.50	133		523
Насос системы регулирования		5	20	200	0.94	0.64	136	5402	477	5826
Маслонасос системы уплотнения		5	20	40	0.93	0.55	24		107
Вентилятор обдува токопровода		6	30	160	0.94	0.93	158	6570	341	6753
Ввод КТП-160	ТСЗА – 1000/10	6	30	1000	0.99	1.00	1010		1010

7. Расчет токов короткого замыкания в главной схеме электрической станции

Расчёты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики. Основная цель расчёта состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учёт апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Расчёт тока КЗ с учётом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен. Поэтому вводят ряд допущений, упрощающих расчёты и не вносящих существенных погрешностей:

• фазы ЭДС всех генераторов не изменяются в течение времени КЗ (отсутствует качание генераторов);

• не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависимыми от тока индуктивные сопротивления всех элементов цепи КЗ;

• пренебрегают намагничивающими токами трансформаторов;

• не учитывают ёмкостные проводимости элементов КЗ цепи на землю;

• считают, что трёхфазная система напряжений симметрична;

• влияние нагрузки на ток КЗ учитывают приближенно;

• при вычислении токов КЗ пренебрегают активным сопротивлением, если х/r > 3;

• обязательно учитывают R при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ – Т_а.

Эти допущения существенно упрощают расчеты, причём приводят к некоторому преувеличению токов КЗ ( ≤ 10%), что считается допустимым.

Расчёт токов при трёхфазном КЗ выполняется в следующем порядке:

1. Для рассматриваемой части энергосистемы составляется расчётная схема.

2. По расчётной схеме составляется электрическая схема замещения.

3. Путём постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующихся определённым значением результирующей ЭДС ,были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез.

4. Используя методы расчёта электрических схем (узловых потенциалов, контурных токов, типовых кривых) определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ – , величину ударного тока –, периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени –,.

Расчет токов КЗ в различных точках главной схемы ЭС

Расчетная схема установки – это упрощенная однолинейная схема электроустановки или ее части (при условии, что процессы в выделенной части практически не зависят от процессов в остальной части электрической системы) с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток короткого замыкания.

Для сетей с напряжением более 1 кВ не учитывают, в виду малости:

• сопротивления РУ, электрических аппаратов (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и др.), кабельных и воздушных перемычек малой длины;

• значения параметров асинхронной нагрузки;

• токоограничивающее влияние электрической дуги;

• изменение активного сопротивления проводников из-за их нагрева при коротком замыкании.

Используя определенную ранее схему выдачи мощности АЭС (рисунок А.1), построим расчетную схему для определения расчетных зон коротких замыканий. Так же обозначим места (точки) возникновения коротких замыканий и графическое изображение коммутационных аппаратов, как на расчетной схеме, так и на схеме замещения. Заранее условимся, чтобы не загромождать рисунок 7.2, коммутационные аппараты (выключатели) и точки КЗ обозначаются лишь на части схемы.

В данной работе расчет токов коротких замыканий проводим:

• на шинах ОРУ 750кВ, ОРУ 330 кВ – точка К1 (зона 1);

• на шинах генератора, на токопроводе за генераторным выключателем – точка К3, К3^I (зона 3);

• выводы низшего напряжения рабочего ТСН, питающие шины за выключателем рабочего ввода секции – К6, К6^I (зона 6);

• ввод рабочего питания нагрузки – К7 (зона 7).

Расчет производится на шинах ОРУ СН и ВН, в цепочке блока подключенного к ОРУ ВН и в цепочке блока подключенного к ОРУ СН.

Рисунок 7.1 Расчетная схема

Параметры элементов:

1. Энергосистема:

С распределительного устройства 750 кВ: S_К.З.ВН = 12000 МВА

С распределительного устройства 330 кВ: S_К.З.СН = 10000 МВА

2. Линия электропередачи:

Линии электропередачи 750 кВ: W7…W10. 4 линии = 420 км; x_уд=0,308 Ом/км; (АС240/56; пять проводов в фазе).

Линии электропередачи 330 кВ: шесть линий = 70 км; x_уд = 0,328 Ом/км; (АС300/39, два провода в фазе).

3. Блочные трансформаторы:

Блоки подключенные к ОРУ 750 кВ: Т8,T9,T10; группа из трех трансформаторов ОРЦ–417000/750; u_К = 14%; S_ном = 1251 МВА;

Блоки подключенные к ОРУ 330 кВ: Т1…Т7; трехфазные трансформаторы ТНЦ–1000000/330; u_К = 11,5%; S_ном. = 1000 МВА;

4. Автотрансформатор связи:

Группа из трех однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 417000/750/330; u_К(В-С) = 11,5%; u_К(В-Н) = 7,6%; u_К(С-Н) = 68%;

5. Турбогенератор:

Генераторы G1…G10: ТВВ-1000 4У3; U_ном = 24кВ; Р_ном. = 1000 МВт; X``_{d (Н)} = 0,269; X`_{d (Н)} = 0,382; ;S_ном. = 1111 МВА;

6. Трансформатор собственных нужд (ТСН):

Трехфазные трансформаторы: ТРДНС - 63000/35; и_В-Н = 12,7%.

Параметры схемы замещения:

• базисная мощность: S_Б = 1000 МВА;

• базисное напряжение: U_БI = 750 кВ (напряжение первой ступени);

• базисные напряжения ступеней:

где:

• , ,– базисные напряжения второй, третьей, четвертой ступеней соответственно;

• , – значение низшего и высшего напряжения блочного трансформатора подключенного к ОРУ ВН;

• , – значение среднего и высшего напряжения автотрансформатора связи;

• , – значение низшего и высшего напряжения рабочего трансформатора собственных нужд.

Рассчитываем базисные токи по ступеням:

где ,,,– значения базисных токов первой, второй, третьей, четвертой ступеней соответственно.

Определим сопротивление энергосистемы:

где ,– сопротивление энергосистем напряжением 750 кВ и 330 кВ соответственно.

Определяем сопротивление ЛЭП ВН:

аналогично для среднего напряжения:

Определим сопротивления трансформаторов:

сопротивление блочного трансформатора подключенного к ОРУ 750 кВ

сопротивление блочного трансформатора подключенного к ОРУ 330 кВ

сопротивление автотрансформатор связи

_{сопротивление рабочего трансформатора собственных нужд}

Определим сопротивление генератора:

Определяем ЭДС турбогенератора: (7.1)

где

–сверхпереходное значение ЭДС генератора, о.е.;

–номинальное значение коэффициента мощности генератора,

–номинальное значение сверхпереходного сопротивления генератора,

–номинальное напряжение генератора, кВ;

–номинальное напряжение генератора в о.е.

–номинальный ток генератора в о.е.

Определяем ЭДС асинхронной нагрузки:

Асинхронная нагрузка учитывается при расчетах токов КЗ по-разному, в зависимости от места ее присоединения.Нагрузка, включенная непосредственно у генератора (-ов) и имеющая мощность, соизмеримую с мощностью генератора (-ов), учитывается уменьшением ЭДС последних до значения Мощные нагрузки, включенные вблизи места КЗ, учитываются в виде обобщенного источника с параметрами

Двигательная нагрузка в системах собственных нужд учитывается особо, расчетом сопротивления эквивалентного двигателя, включенного на аварийную секцию и работающего в генераторном режиме с ЭДС, равной

_{Сверхпереходную ЭДС эквивалентной асинхронной нагрузки примем равной} .

Определим ЭДС системы 1 и 2:

Сверхпереходные ЭДС электроэнергетических систем, находящимся на значительном удалении от расчетных точек КЗ принимаем равным:

Расчет токов трёхфазного короткого замыкания

Произведём расчёт токов короткого замыкания в следующих точках схемы:

• на шинах ОРУ 750кВ – точка К1 (зона 1);

• на шинах ОРУ 330 кВ – точка К1 (зона 1);

• на шинах генератора, на токопроводе за генераторным выключателем, блока подключенного к ОРУ 750 кВ – точка К3, К3^I (зона 3);

• на шинах генератора, на токопроводе за генераторным выключателем, блока подключенного к ОРУ 330 кВ – точка К3, К3^I (зона 3);

• выводы низшего напряжения рабочего ТСН, питающие шины за выключателем рабочего ввода секции, блока подключенного к ОРУ 750 кВ – К6, К6^I (зона 6);

• выводы низшего напряжения рабочего ТСН, питающие шины за выключателем рабочего ввода секции, блока подключенного к ОРУ 330 кВ – К6, К6^I (зона 6);

• ввод рабочего питания нагрузки, блока подключенного к ОРУ 750 кВ – К7 (зона 7);

• ввод рабочего питания нагрузки, блока подключенного к ОРУ 330 кВ – К7 (зона 7);

Расчёт тока короткого замыкания при кз на шинах ору 750 кВ

При расчёте тока короткого замыкания на шинах ОРУ, подпиткой от электродвигателей собственных нужд можно пренебречь ввиду её малого значения, из-за ступеней трансформации ТСН и расстояния.

Рисунок 7.3 – Упрощенная схема замещения при КЗ на шинах ОРУ 750 кВ

Параметры схемы замещения:

По методу узловых потенциалов составим уравнение:

Определяем постоянные времени затухания от ветвей, подпитывающих точку КЗ и ударные коэффициенты

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН) – автотрансформатор – точка КЗ

где: – постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ;

– циклическая частота

180; 48; 45 – отношения реактивных и активных сопротивлений элементов;

– отношение ударного тока короткого замыкания к амплитуде периодической составляющей тока короткого замыкания рабочей частоты в начальный момент времени.

- ветвь: ЛЭП СН – автотрансформатор – точка КЗ

- ветвь: ЛЭП ВН – точка КЗ

По табличным данным:

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН) – точка КЗ

По табличным данным:

Определим значения периодических токов ветвей

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

Определим значения апериодических токов ветвей

где – время отключения выключателя

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

Определим значения ударных токов

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

Определим значения токов по ветвям ()

: периодическая, 77777

апериодическая,

_{ударный ток,}

: периодическая,

апериодическая,

_{ударный ток,}

: периодическая, апериодическая,

ударный ток,

Определим импульс квадратичного тока обусловленного каждым из токов

:

:

:

здесь так как после отключения короткого замыкания выключателем, термическое действие тока прекращается, поэтому, логично, что и время затухания апериодической составляющей тока не может превышать время отключения этого тока.

7.6 Расчёт тока короткого замыкания при кз на шинах ору 330 кВ

При расчёте тока короткого замыкания на шинах ОРУ, подпиткой от электродвигателей собственных нужд можно пренебречь ввиду её малого значения, из-за ступеней трансформации ТСН и расстояния.

Рисунок 7.4 – Упрощенная схема замещения при КЗ на шинах ОРУ 330 кВ

Параметры схемы замещения:

Значения ЭДС и сопротивлений остаются неизменными, изменяется лишь положение точки короткого замыкания.

По методу узловых потенциалов составим уравнение:

Определяем постоянные времени затухания от ветвей, подпитывающих точку КЗ и ударные коэффициенты

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН) – автотрансформатор – точка КЗ

- ветвь: ЛЭП ВН – автотрансформатор – точка КЗ

- ветвь: ЛЭП СН – точка КЗ

По табличным данным:

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН) – точка КЗ

По табличным данным:

Определим значения периодических токов ветвей

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

Определим значения апериодических токов ветвей

где – время отключения выключателя

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

Определим значения ударных токов

- ветвь: генератор – трансформатор (ВН)

- ветвь: ЛЭП ВН

- ветвь: ЛЭП СН

- ветвь: генераторы – трансформаторы (СН)

Определим значения токов по ветвям ()

: периодическая, апериодическая,ударный ток,

: периодическая, апериодическая,ударный ток,

: периодическая, апериодическая,ударный ток,

Определим импульс квадратичного тока обусловленного каждым из токов

:

здесь

:

:

здесь так как после отключения короткого замыкания выключателем, термическое действие тока прекращается, поэтому, логично, что и время затухания апериодической составляющей тока не может превышать время отключения этого тока.