Переходные процессы в системах электроснабжения АЭС при возмущениях в электрической части станции и энергосистемы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук У Сюцзян

• У Сюцзян
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук У Сюцзян

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ПО ОСОБЕННОСТЯМ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ОСНОВНЫМ ПУТЯМ

ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

1Л. Выбор и построение главных схем АЭС

1.2. Выбор и построение схем электроснабжения потребителей собственных нужд АЭС

1.3. Основные пути совершенствования схем электрических соединений АЭС

Выводы

2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЛЯ АТОМНЫХ ЭЛКЕТРОСТАНЦИЙ РЕЖИМЫ ПРИ ВОЗМУЩЕНИЯХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ СТАНЦИИ И

ЭНЕРГОСИСТЕМ

2.1. Самозапуск электродвигателей механизмов собственных нужд

2.1.1. Особенности самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд

2.1.2. Алгоритм расчета самозапуска в системе собственных нужд электростанций

2.1.2.1. Общее требование к алгоритму

2.1.2.2. Математическая модель асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором

2.1.2.3. Математическая модель недвигательной нагрузки и элементов питающей сети

2.1.2.4. Математическая модель центробежных наосов и вентиляторов

2.1.2.5. Расчета электрического режима в системе собственных нужд

2.1.2.6. Определение начальных условий

2.1.2.7. Интегрирование системы нелинейных дифференциальных уравнений

2.2. Ступенчатый пуск асинхронной нагрузки от автономных источников питания

2.2.1. Особенности ступенчатого пуска асинхронной нагрузки от автономных источников питания

2.2.2. Алгоритм расчета ступенчатого пуска асинхронной нагрузки от автономных источников питания (дидель-генератора)

2.2.2.1. Расчетная схема автономной системы

2.2.2.2. Моделирование асинхронных двигателей, шунтов нагруз-

5 ">

ки и элементов сети

2.2.2.3. Уравнения синхронного генератора и его автоматического регулятора возбуждения

2.2.2.4. Математическая модель дизеля и его регулятора частоты вращения

2.2.2.5. Определение начальных условий

2.2.2.6. Интегрирование системы дифференциальных уравнений

2.3. Несинхронное включение асинхронных электродвигателей при пуске

2.4. Программы расчета электромеханических переходных процессов при пуске и самозапуске нагрузки собственных нужд

2.4.1. Описание программы расчета самозапуска и ступенчатого пуска нагрузки с.н

2.4.2. Сопоставление результатов расчета с данными натурных испытаний пуска электродвигателей ГЦН от выделенного источника

Выводы

3. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ПРИЕМА НАГРУЗКИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ОТ ВЫДЕЛЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ

3.1. Постановка задач

3.2. Исходные данные по системе электроснабжения собственных нужд энергоблоков РБМК-1000

3.3. Результаты расчетов по приему нагрузки собственных нужд различного числа энергоблоков в зависимости от длины и класса напряжения питающей линии

Выводы

4. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ПРИЕМА НАГРУЗКИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ОТ ВЫДЕЛЕННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ИЛИ ОТ ОСЛАБЛЕННОЙ СИСТЕМООБРАЗУЮЩЕЙ СЕТИ ПРИ ПУСКЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ РБМК-1000 И ВВЭР-1000 ИЗ ОСТАНОВЛЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРИ СИСТЕМНЫХ АВАРИЯХ

4.1. Исходные данные по системам электроснабжения блоков РБМК-1000 и ВВЭР-1000 и последовательности включения механизмов с.н. при пуске из остановленного состояния в нормальных условиях и при ослабленной системообразующей сети

4.4.1. Исходные данные для блоков РБМК-1000

4.4.2. Исходные данные для блоков ВВЭР-1000

4.2. Расчетные схемы и характеристика методов расчета

4.3. Результаты расчета пуска от системного источника ограниченной мощности нагрузки с.н. АЭС из остановленного состояния

4.3.1. Результаты расчета пуска от системного источника ограниченной мощности нагрузки собственных нужд энергоблоков РБМК-1000 из остановленного состояния

4.3.2. Результаты расчета пуска от системного источника ограниченной мощности нагрузки собственных нужд энергоблоков ВВЭР-1 ООО из остановленного состояния

4.3.3. Поведение нагрузки с.н. 6 кВ энергоблока ВВЭР-1000, запущенной от автономного источника, при перерывах питания и действии АВР, поведение нагрузки 0.4 кВ в процессе автономного пуска

Выводы

5. ТЕРМИЧЕСКАЯ И ПОЖАРНАЯ СТОЙКОСТЬ КАБЕЛЕЙ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД АЭС

5.1. Расчет теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания

5.2. Проверка термической стойкости и пожарной безопасности кабелей 6 кВ

5.3. Проверка термической и пожарной стойкости кабелей при нормальном режиме работы системы собственных нужд и в режиме опробования дизель-генератора

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Переходные процессы в системах электроснабжения АЭС при возмущениях в электрической части станции и энергосистемы»

ВВЕДЕНИЕ

За весьма короткий срок, начиная с 1954г., когда в Советском Союзе была введена в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция (АЭС) в г. Обнинске, атомные электростанции стали вполне конкурентоспособными по сравнению с тепловыми электростанциями (ТЭС) на органическом топливе, а единичные мощности агрегатов АЭС достигли того же уровня, что и для ТЭС. В настоящее время атомные электростанции вырабатывают примерно 17% производимой в мире электроэнергии. В некоторых странах (Франция, Германия, Республика Корея, Болгария, Япония и др.) доля ядерной энергетики превышает половину или приближается к этому. Если бы эта электроэнергия была выработана угольными электростанциями, дополнительный выброс углекислого газа в атмосферу составил бы 1800 млн кубических дециметров, что на 9% увеличило бы выброс углекислоты по всей планете. Ядерная энергетика не выделяет оксидов серы и азота, приводящих к кислотным дождям, не выбрасывает в атмосферу газов, вызывающих парниковый эффект. Кроме того, АЭС позволяет экономить значительные средства на транспортировке топлива. АЭС имеет то преимущество, что они полностью независимы от источников и местонахождения топлива в силу большой компактности ядерного горючего. Каждая из двух одинаковых по мощности электростанций (1000МВт), но работающих одна на органическом, а другая на ядерном топливе, способна произвести за год до 6,5-7,5 млрд. кВт.ч электроэнергии. Для работы такой тепловой станции на твердом топливе за год потребуется 50 тыс. вагонов угля, а все горючее, необходимое для АЭС на один год, можно транспортировать в нескольких вагонах.

Вместе с тем развитие ядерной энергетики выдвинуло серьезную проблему предотвращения аварий на атомных электростанциях. Технические системы большой сложности и большой мощности, к которым относятся и объекты ядерной энергетики, создают определенную степень риска аварий, опасных для человека и окружающей среды. При этом даже единичная авария может иметь катастрофические последствия. К сожалению, почти 40-летняя история ядерной энергетики характеризуется не только крупнейшими достижениями, но и рядом аварий, самыми тяжелыми из которых являются аварии на АЭС "Три-Майл-Айленд " (США, 1979г.) и на Чернобыльской АЭС (СССР, 1986г.).

В настоящее время разработаны и проектированы АЭС нового поколения реакторов повышенной безопасности, и усовершенствованы меры безопасности действующих АЭС. По сообщениям министерства ядерной энергетики РФ от 18 февраля 1998г, коэффициент безопасности АЭС в России значительно повышен по результатам оценок ядерной безопасности международных стандартов. Число отказов реакторов АЭС в России, работающих 7000 часов в год, составляется 0,4%, наравне с уровнем в Германии, ниже в два раза уровня США, единственно хуже Японского уровня 0,2%, а мировой уровень составляет 1%.

В дальнейшем, в конце нынешнего и начале будущего века, развитие энергетики согласно выполненным прогнозам топливно-энергетического баланса всего мира оказывается невозможным без развития ядерной энергетики. В последнее время в связи с нарастающим энергетическим спросом и внедрением межгосударственного договора КНР и РФ был подписан контракт о совместном строительстве АЭС с двумя блоками ВВЭР-1000 в провинции Цзян Су Китая.

Основу ядерной энергетики в настоящее время составляют и в предстоящий период будут составлять АЭС с реакторами на тепловых нейтронах. В дальнейшем будут постепенно сооружаться также АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, обеспечивающие расширенное воспроизводство вторичного

ядерного топлива и тем самым использование для выработки электроэнергии изотопа урана 238U, составляющего 99,3% всех природных запасов урана. В будущем будут реализованы также шаги к использованию ядерной энергии для теплофикации путем создания атомных станций теплоснабжения (ACT) и атомных электроцентралей.

Все увеличивающиеся масштабы ядерной энергетики в сочетании с необходимостью обеспечения безусловной надежности и безопасности АЭС определяют высокие требования к качеству проектирования станций и их оборудования, строительства АЭС, изготовления и монтажа основного и вспомогательного оборудования, а также к эксплуатации АЭС.

До последнего времени основное внимание уделялось ядерно-физической, технологической и тепломеханической частям АЭС, в данной диссертационной работе рассматривается ряд вопросов с точки зрения электрической части АЭС.

Специфика процесса производства энергии на атомных электростанциях (АЭС) требуется обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей собственных нужд (с.н.), что приводит к значительному усложнению схем с. н. по сравнению с электростанциями на органическом топливе, появлению автономных источников электроснабжения и выделенных источников от энергосистемы, в том числе при ослабленной системообразующей сети, обеспечивающих безопасность работы АЭС. Для повышения устойчивости и безопасности работы мощных энергоблоков АЭС необходимо совершенствование системы электроснабжения с. н. как от рабочих и резервных источников, так и от автономных станционных источников или от ослабленной системообразующей сети при возмущениях в электрической части станции и энергосистемы.

В процессе эксплуатации АЭС требуется осуществлять расхолаживание реакторов и при необходимости - локализацию последствий аварий с разуплотнением контуров циркуляции теплоносителя. С этой целью требуется изучать

такие специфические для АЭС режимы, как самозапуск электродвигателей механизмов с.н., ступенчатый или частотный пуск асинхронной нагрузки от автономных источников питания, режим совместного выбега турбогенераторов с электродвигателями механизмов с. н.. Для этих режимов необходим анализ путей их возникновения и возможных последствий, основывающейся на расчетах параметров режима в переходном процессе. Актуальными для мощных блочных электростанций являются условия работы кабелей в системе СН АЭС, анализ причин их возможного возгорания и нарушения термической стойкости, а также способов предотвращения пожаров кабельных коммуникации.

Научная новизна диссертационной работы заключается в том, что разработаны основы рационального построения электрической части АЭС повышенной надежности, методы и программы расчета электромеханических переходных процессов в схемах АЭС произвольной структуры.

В разработанных программах для ПЭВМ учитываются особенности формируемой при системных авариях системы электроснабжения: агрегаты ГЭС или ТЭС с системами регулирования возбуждения и частоты вращения, повышающие трансформаторы с возможными устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) и без возбуждения (ПБВ), воздушные линии связи с открытыми распределительными устройствами АЭС, резервные трансформаторы с. н. с расщепленными обмотками и устройствами РПН, магистрали резервного питания 6 кВ, токоограничивающие реакторы (при их наличии) как секционные, так и на резервных вводах на секции надежного питания, асинхронные электродвигатели С.Н.. Моделируется автоматика защиты минимального напряжения (ЗМН) и автоматического ступенчатого пуска (АСП), предусмотрена возможность включения нагрузки с.н. энергоблоков ступенями с произвольными временными интервалами. Определены условия предотвращения возгорания кабельных коммуникаций системы электроснабжения механизмов АЭС.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

—Обоснованы пути совершенствования построения схем электрических соединений АЭС повышенной надежности.

—Разработаны методы и программы расчета переходных процессов для повышения надежности и безопасности таких режимов АЭС, как самозапуск электродвигателей собственных нужд, ступенчатый и частотный пуск нагрузки системы безопасности, совместный выбег турбогенераторов с электродвигателями механизмов основного технологического цикла, резервирование защитами вводов защит присоединений для повышения пожарной безопасности кабельных коммуникаций.

1. ОБЗОР ПО ОСОБЕННОСТЯМ СХЕМ ЭЛЕТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ АЭС И ОСНОВНЫМ ПУТЯМ ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

1.1. Выбор и построение главных схем электрических соединений АЭС

Основное отличие электрической части атомных электростанций (АЭС) от электрической части тепловых электростанций на органическом топливе (ТЭС) заключается в таком построении главной схемы электрических соединений и системы электроснабжения собственных нужд (с.н.), которое обеспечивает гораздо более высокую надежность связи с энергосистемой и электроснабжения ответственных потребителей с.н. [10, 13, 93]

Главные схемы электрических соединений АЭС выбираются на основании утвержденной схемы развития энергосистемы и ее участка, к которому подключается данная АЭС, с учетом единичной мощности агрегатов и суммарной мощности станции в целом.

Схема присоединения к энергосистеме должна обеспечить на всех стадиях сооружения АЭС выдачу в нормальных режимах полной введенной мощности станций и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме при отключении любой отходящей линии электропередачи или автотрансформатора связи.

При выборе главной схемы необходимо принимать во внимание величины напряжений, на которых выдается электроэнергия, величины перето-

ков по линиям электропередачи (ВЛ) и между распределительными устройствами (РУ) различных напряжений в различных режимах, распределение генераторов между напряжениями, схемы сетей и число линий, отходящих от станции на каждом напряжении, значения наибольшей мощности, которая может быть потеряна при повреждениях выключателей открытого распределительного устройства (ОРУ).

АЭС характеризуется применением турбогенераторов большой мощности, поэтому для ее выдачи используются В Л напряжением 220-750 кВ. Нормы технологического проектирования (НТП) АЭС [10, 12, 13, 29, 88, 89, 90, 91] рекомендуют применение на станции, как правило, не более двух РУ повышенных напряжений, хотя иногда возникает необходимость сооружения трех РУ. В настоящее время наиболее широко используются сочетания напряжений 750 и 330 кВ; 500 и 220 кВ; 330 и 110 кВ. Сочетания 500 и 330 кВ, 750 и 500 кВ возможны при расположении АЭС на стыке энергосистем с различными системами напряжений. Для связи РУ различных напряжений на АЭС используются преимущественно автотрансформаторы связи (АТ связи). С целью повышения надежности связи используются, как правило, два АТ связи. Установка одного АТ связи принимается при соответствующем технико-экономическом обосновании. Основными критериями при выборе главной схемы в целом и отдельных ОРУ являются: надежность; экономичность; маневренность; ремонтопригодность; возможность расширения; наглядность и простота. [66, 67, 72, 75]

Наиболее важными из перечисленных являются надежность и экономичность. Эти критерии часто противоречивы, поэтому в каждом конкретном случае требуется поиск оптимального варианта. Существенное влияние на экономичность оказывает схема подключения блоков генератор-трансформатор к ОРУ. Укрупнение блоков или их объединение со стороны обмоток высшего напряжения трансформаторов способствуют снижению капитальных затрат из-за уменьшения числа и стоимости трансформаторов и выключателей высшего напряжения. Уменьшение числа присоединений к ОРУ при укрупнении или

объединении блоков может привести и к дальнейшему уменьшению капитальных затрат за счет возможности выполнения ОРУ по схемам с меньшим числом выключателей на присоединение, таким, например, как «четырехугольник».

Возможности укрупнения блоков ограничены номенклатурой выпускаемых трансформаторов, а объединение турбогенераторных блоков на высшем напряжении несколько снижает надежность схемы. Поэтому в НТП [10, 12, 13, 90, 91] имеется рекомендация об объединении на стороне повышенного напряжения (330 кВ и выше) только в случае двух блоков генератор-трансформатор, относящихся к одному реакторному блоку мощностью менее 500 МВт. В остальных случаях в процессе проектирования требуются детально технико-экономическое сравнение возможных вариантов схемы с учетом критериев надежности. При примерно равной надежности и экономичности схем предпочтение отдается схемам с меньшим числом выключателей и разъединителей или меньшим числом операций с ними при оперативных переключениях.

Для открытых распределительных устройств АЭС рекомендуется использовать следующие схемы. [71, 92, 93]

На напряжениях до 220 кВ:

-- с двумя основными и обходной системами шин с одним выключателем на присоединение;

-- с одной секционированной и обходной системами шин, с одним выключателем на присоединение.

На напряжениях 330-750 кВ:

~ блочные схемы генератор-трансформатор-линия (Г-Т-Л)—РУ подстанции;

~ с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединения (схема «4/3»);

-- с двумя системами шин и тремя выключателями на два присоединения (схема «3/2»);

~ блочные схемы Г-Т-Л с уравнительно-обходным многоугольником; -- другие схемы при надлежащем обосновании, например, схемы простых и связанных многоугольников.

Большое влияние на выбор главной схемы АЭС оказывают место подключения и число резервных трансформаторов с. н. Рекомендуется подключать их к сборным шинам низшего из повышенных напряжений ОРУ при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети энергосистемы при остановке генераторов станции, в том числе через трансформаторы или автотрансформаторы связи. Резервные ТСН могут также подключаться к посторонним источникам питания, расположенным вблизи АЭС (сетевая подстанция или другая станция). Существует требование о необходимости подключения резервных ТСН к разным источникам питания (РУ разных напряжений, разные секции сборных шин, третичные обмотки автотрансформаторов связи и т. д.). При этом должно быть обеспечено сохранение в работе одного из РТСН при повреждении любого элемента главной схемы.

Опыт эксплуатации АЭС с реакторами ВВЭР показал, что один комплект резервных ТСН на станцию с числом энергоблоков до четырех включительно благодаря применению кабельных участков в магистрали резервного питания (МРП) позволяет обеспечить замену любого рабочего ТСН и режим самозапуска нагрузки с. н. любого одного энергоблока, но снижает надежность электроснабжения, особенно в пусковой период.[15, 92, 93]

В целях повышения надежности работы АЭС с реакторами ВВЭР-1000 к новым НТП [10, 90, 91] число комплектов резервных ТСН увеличено и определяется следующим образом.

При наличии генераторных выключателей в цепи каждого блока генератор-трансформатор используются комплекты резервных ТСН:

один комплект, присоединенный к источнику питания, при одном работающем блоке генератор-трансформатор;

два комплекта, присоединенных к источникам питания, при числе блоков генератор-трансформатор от двух до четырех;

третий резервный комплект ТСН, присоединенный к источнику питания, устанавливается при вводе пятого блока генератор-трансформатор;

четвертый комплект устанавливается при числе блоков шесть и более, до восьми.

Помимо присоединенных к источникам комплектов резервных ТСН, начиная с двух и более блоков генератор-трансформатор, устанавливается дополнительно один комплект резервных трансформаторов с. н. генераторного напряжения, не присоединенных к источнику, но установленных на фундаменте и готовых к перекатке.

Посмотрим пример главной схемы электрических соединений АЭС. [93]

ЗЗОкВ

¡3

-i .к

дхАйДЦТН' -333000

ч

t 750kU

Q ru- moooo

трдцн-63000 >—t—i

твв-mQ j&xég)

ТРАНС-63000

3*ОРЦ'ШОО

твв- wo

750 kB

ЗШДЦТН -333000

Трдин-63000 M ГЦ-1250000 3*0РЦ- W0Û0{

&&трлне- 630Q0

£) ТВВ-1000

Рис. 1.1.

На рис. 1.1., а, б, в представлена схема АЭС с четырьмя блоками ВВЭР-1 ООО с двумя ОРУ высшего напряжения на тех этапах развития станции, соответствующих наличию одного двух и четырех работающих блоков.

При работе даже одного блока выдача мощности осуществляется на двух напряжениях—750 и 330 кВ. Для ОРУ-ЗЗО кВ используется широко распространенная для этого напряжения схема «3/2». Для ОРУ-750 кВ с тремя присоединениями на первом этапе использована простейшая схема «треугольника», легко трансформируемая три расширении в схему «3/2». Число линий связи с энергосистемой (по две ВЛ-750 и 330 кВ) превышает необходимое для выдачи мощности одного блока и выбрано из системных соображений.

При пуке второго и последующих блоков из системных соображений выдача их мощности осуществляется на напряжении 750 кВ, так что блоки генератор—трансформатор подключаются к ОРУ-750 кВ, а расширение ОРУ-300 кВ необходимо только для подключения второго комплекта резервных ТСН и третьей ВЛ-330 кВ. Расширение ОРУ-ЗЗО кВ осуществляется за счет увеличения сборных шин и монтажа дополнительной цепочки «3/2». При этом неполная цепочка (рис.1.1.,а) дополняется до полной установкой выключателя и заводкой присоединения ВЛ-330 кВ, а в новой цепочке устанавливаются два выключателя и заводится присоединение второго комплекта резервных ТСН.

Расширение ОРУ-750 кВ сопровождается заводкой присоединений блочных и отходящих ВЛ в нужные ячейки ОРУ и оборудованием новых цепочек по схеме «3/2».

При появлении третьего и четвертого энергоблоков расширение затрагивает только ОРУ-750 кВ: количество цепочек в итоге увеличивается до четырех. Поскольку два блока (второй и четвертый) оказываются тяготеющими к одной (нижней) системе сборных шин, то для повышения надежности выдачи мощности эта система шин секционируется.

Особенностью ОРУ-750 кВ является наличие шунтирующих реакторов для компенсации зарядной мощности ВЛ. На первом этапе применено присоединение через включатели — отключатели к нижней системе шин. В последующем реакторы подключаются к отходящим линиям связи с энергосистемой.

Использование в цепях генераторного напряжения выключателей между генератором и ответвлением к рабочему ТСН позволяет обеспечить высокую надежность электроснабжения с.н. в пусковых режимах и при авариях, связанных с отключением турбогенераторов по технологическим причинам. Наличие второй пары выключателей в цепях генераторного напряжения укрупненных блоков между ответвлением к ТСН и повышающим трансформатором позволяет также три отключении трансформатора по причинам системного характера обеспечить работу турбогенератора на нагрузку собственных нужд в режиме совместного выбега.

1.2. Выбор и построение схем электроснабжения собственных нужд

Характерной особенностью, оказывающей первостепенное влияние на принципы построения схемы электроснабжения потребителей с. н., на выбор источников питания и кратности их резервирования, является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после остановки блока. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции. 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 передачи энергии от теплоносителя реак-

торного контура в окружающую среду (в воду водоема и в атмосферу). [20, 28, 29, 75]

Для сравнения отметим, что на ТЭС, благодаря отсутствию остаточных тепловыделений, после аварийной остановки энергоблока основная функция СН заключается в обеспечении сохранности вращающегося технологического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточивания сравнительно легко осуществляется с использованием энергии аккумуляторной батареи. На АЭС, даже с точки зрения наличия автономных источников питания, положение осложняется отмеченными трудностями обеспечения аварийного расхолаживания.

На АЭС следует различать два режима расхолаживания ядерных энергетических реакторов: расхолаживание при наличии напряжения на СН и расхолаживание при отсутствии напряжения с привлечением аварийных источников электроснабжения. Независимо от причины аварийной остановки реактора его расхолаживание должно осуществляться безотказно.

Система электроснабжения С.Н. выполняет ряд других функции, помимо аварийного расхолаживания.

Источники электроснабжения потребителей С.Н. АЭС необходимо резервировать, чтобы питание не нарушалось при отключении рабочих вводов и при выводе в ремонт рабочих ТСН. При наличии выключателя в цепи генераторного токопровода пуск и остановку энергоблока можно осуществлять с помощью ТСН, не пребегая к резервным. При отсутствии выключателя в цепи генераторного токопровода резервные трансформаторы обеспечивают питание С.Н. при пусках и остановках, являясь, таким образом, пускорезервным.

Переход с рабочего ТСН на РТСН и наоборот можно осуществлять как с перерывом питания, путем отключения рабочего (резервного) ввода и автоматического (ручного) включения резервного (рабочего) ввода, так и без перерыва, за счет кратковременной параллельной работы рабочего ТСН и РТСН. Группы их соединений, с учетом групп соединения повысительного трансфор-

матора блока и автотрансформаторов (АТ) связи, позволяют рабочему ТСН и РТСН работать параллельно, но с неизбежным риском нерасчетного увеличения токов КЗ в таком кратковременном режиме.

Резервные трансформаторы С.Н., как правило, должны присоединяться к разным источникам 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 установкой на ответвлении к РТСН отдельного выключателя.

Использование обмотки третичного напряжения (компенсационной) АТ связи между ОРУ высшего и среднего напряжения электростанции в качестве источника резервного питания с.н. рекомендуется, если обеспечиваются: допустимые колебания напряжений на шинах РУСН-6 кВ при регулировании напряжений на АТ; а также допустимое по условиям самозапуска электродвигателей с.н. суммарное сопротивление АТ и РТСН.

Еще одна особенность при построении схемы электрических соединений с.н.—это применение магистралей резервного питания (МРП). В настоящее время на АЭС и ТЭС в кабельных сооружениях в качестве силовых применяются кабель марки ААШв, ААШвУ, ААБнлГ и ААБлГУ. Кабели сечением 185 и 150 кв.мм обычно используются на АЭС, а кабели сечением 120, 95, 75 кв. мм обычно применяются на ТЭС и ГЭС. Длина МРП обычно составляет до 300м с удельным сопротивлением Худ=0,16-0,230м/км. Место подключения и число РТСН рассматривалось ранее.

Показан пример схемы электроснабжения механизмов собственных нужд энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000, см. рис. 1.2.

На рис. 1.2. показана схема питания и резервирования с.н. АЭС с ВВЭР-1000 при числе блоков от двух до четырех, с использованием двух комплектов РТСН, четырех секционированных МРП-6 кВ и одного ввода резервного питания на каждую из секций с.н. 6 кВ нормальной эксплуатации от одной из четырех МРП-6 кВ. На рис. 1.2/а, показана принципиальная схема, а на рис.

IBA IBB 1BC 1BD 2BA 2BB

2BC 2BD 3BA 3BB

Рис. 1.2.

3BC 3BD 4BA 4BB 4BC 4BD

1.2.6,— выполнение схемы при использовании кабельных пучков на наиболее протяженных участках МРП-6 кВ.

1.3. Основные пути совершенствования схем электрических соединений АЭС (Выводы)

Для главных схем электрических соединений АЭС рекомендуются следующие:

1. Применение схем 3/2 и 4/3 с чередованием мест присоединения блоков, линий и АТ связи.

2. Применение мощных АТ связи, обеспечивающих выдачу мощности в связываемые сети при аварийном отключении ВЛ.

3. Применение продольно-поперечного регулирования напряжения на АТ связи с высшем напряжением 500 и 750 кВ.

4. Применение на ОРУ ВН воздушных выключателей ВВБК, ВИВ с повышенными быстродействием и надежностью.

5. Распространение на АЭС противоаварийного управления при возмущениях в энергосистеме.

6. Применение вместо ОРУ на ВН элегазовых КРУЭ.

7. Освоение выпуска КАГ с необходимой отключающей способностью.

8. Использование для компенсации зарядной мощности В Л прогрессивных управляемых реакторов.

По схемам электроснабжения с.н. существует тенденция перехода с напряжения с.н. первой ступени трансформации 6/0.4 кВ на 10/0.66 кВ. [55]. Для снижения эквивалентного сопротивления источника питания возможно применение кабельных вставок в МРП. Для современных АЭС характерно увеличение числа резервных трансформаторов и числа резервных вводов на секции нормальной эксплуатации, хотя это и связано с дополнительными затрата-

ми. Большое внимание в схемах с.н. АЭС уделяется улучшению условий самозапуска и ступенчатого пуска нагрузок с.н. от дизель-генераторов или системных источников.

2. ХАРАКТЕРНЫЕ ДЛЯ АЭС РЕЖИМЫ ПРИ ВОЗМУЩЕНИЯХ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ СТАНЦИИ И ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1. Самозапуск электродвигателей механизмов собственных нужд

2. 1. 1 Особенности самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд АЭС

Значительного повышения надежности работы АЭС можно достичь, если при кратковременных снижениях или даже полном исчезновении напряжения на шинах с.н. не отключать электродвигатели ответственных механизмов от сети. Тогда после восстановления нормального напряжения начинается самозапуск электродвигателей, который можно рассматривать как групповой пуск от промежуточной частоты вращения, до которой успели затормозиться электродвигатели в аварийном режиме. [29,50,51,55]

Вследствие больших пусковых токов в элементах системы электроснабжения возникают значительные падения напряжения, и групповой самозапуск происходит при пониженных напряжениях на секциях с.н.. 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 режима блока.

Самозапуск электродвигателей с. н. атомных электростанции имеет особенности, связанные с наличием мощных электродвигателей ГЦН с высокой инерцией маховых масс, с высокой энергонапряженностью активной зоны, с малой аккумулирующей способностью барабанов-сепараторов или парогенераторов, с наличием на реакторных блоках и на ответственных механизмах с. н. блокировок, воздействующих на отключение основного

оборудования при отклонении технологических параметров от допустимых значений.

2.1.2 Алгоритм расчета самозапуска в системе собственных нужд электростанций

2.1.2.1 Общие требования к алгоритму

При разработке алгоритма расчета переходных процессов в системе электроснабжения с.н. для получения достоверных результатов требуется учитывать индивидуальные характеристики всех электродвигателей и механизмов с.н. на напряжении 6кВ и ответственных потребителей на напряжении 0.4кВ в широком диапазоне их частот вращения. Длительность электромеханических переходных процессов в системе с.н. может составлять несколько десятков секунд, поэтому для уменьшения вычислительных затрат требуется адекватное математическое описание элементов системы н.с. с учетом особенностей переходных процессов. В алгоритме необходимо предусмотреть возможность моделирования всех переходных процессов, успешное протекание которых должна обеспечить проектируема система с.н. К таким переходным процессам относятся самозапуск механизмов с.н. после перевода их с рабочего ТСН на резервный, работающий на холостом ходе или предварительно нагруженный потребителями с.н. другого энергоблока, самозапуск от работающего ТСН после к.з. на присоединении к секции, пуск электродвигателей мощных механизмов с.н., возмущения в системе с.н. при колебаниях напряжения в энергосистеме. [29,87] В системах электроснабжения с.н. электростанций для ограничения токов к.з. применяют трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения и не допускают параллельной работы ТСН. Это обстоятельство позволяет использовать расчетную схему с односторонним питанием, представленную на рис 2.1а. Расчетная схема учитывает основные особенности схем электроснабжения с.н.:

ТСН с расщепленными обмотками, протяжение магистрали резервного питания, предварительную нагрузку резервных ТСН, трансформаторы

6/0.4кВ. а)

ис

Рис. 2.1. Расчетная схема (а) и схема замещения (б) системы собственных нужд

Схема замещения для расчетной схемы представлена на рис. 2.1.6. Источник питания (энергосистема) характеризуется постоянным напряжением ис и эквивалентным внутренним сопротивлением гс, в котором учтены эквивалентное сопротивление системы в точке включения ТСН и сопротивление линии питания ТСН. Трансформатор с.н. с расщепленными обмотками представлен трехлучевой схемой замещения гв, г1П, ъуа- Секции с.н. 6кВ 1 и 2 переключаются с рабочего на резервный ТСН, секции 3 и 4 предварительно, до перевода секций 1 и 2, подключены к резервному ТСН. Сопротивление магистралей питания от ТСН до секций 6кВ обозначены гоь гмь гмз, и тяг, гмг, гм4. Сопротивления г01 и учитывают участки магистралей питания, по которым протекают токи секций 1 и 3, 2 и 4, объединенных при переводе секций 1 и 2 с рабочего на резервный ТСН, а сопротивления гм1, гмг, гмз, гМ4 учитывают те участки магистралей питания по которым протекают токи соответствующих секций. Секции с.н. по получению электропитания от источника разбиты по уровням. Такая структура схемы замещения позволяет без применения эквивалентирования учесть реактирование секций 6кВ, произвольное число секций 0.4кВ, индивидуальный и групповой способы питания электродвигателей. На секции первого уровня подается напряжение от рабочего или резервного ТСН. На секции второго уровня напряжение подается от секций первого уровня через токоограничивающий реактор или трансформатор 6/0.4кВ или групповой кабель питания, учитываемы сопротивлениями г5, ...,гк. На секции третьего уровня напряжение подается от секций второго уровня и так далее.

При расчете исходного режима в системе с.н. в случае питания от рабочего ТСН из схемы замещения исключают секции 3 и 4, при этом сопротивления схемы замещения учитывают элементы сети питания секций 1 и 2 от рабочего ТСН. При расчете исходного режима нагрузки, подключенной к резервному ТСН, исключают секции 1 и 2, при этом сопротивления схемы учитывают элементы сети питания секций 3 и 4 от резервного ТСН. Если резервный ТСН не имеет предварительной нагрузки, из схемы

замещения исключают секции 3 и 4. Таким образом в процессе расчета на первом уровне находятся две или четыре секции. На втором и последующих уровнях может быть произвольное число секций. Схема замещения позволяет также рассчитывать переходные процессы и в случае электроснабжения механизмов с.н. от комплексов ТСН. Для таких схем производится поочередный расчет для каждого из ТСН, входящих в комплект, а взаимное влияние нагрузки, подключенной к разным ТСН комплекта, учитывается приближенно увеличением сопротивления ъс.

Все расчеты целесообразно проводить в относительных единицах, выбрав за базисную ступень трансформации секции первого уровня, за базисное напряжение - номинальное напряжение на этих секциях и за базисную мощность - номинальную мощность ТСН. При выводе информации она пересчитывается в именованные величины или выражается в относительных единицах при номинальных условиях.

2.1.2.2. Математическая модель асинхронного электродвигателя с ко-роткозамкнутым ротором

Переключение электродвигателей механизмов с.н. с рабочего на резервный ТСН сопровождается сложным электромеханическим переходным процессом. При исчезновении напряжения на секциях с.н. от рабочего ТСН вначале происходит совместный выбег электродвигателей механизмов с.н. При совместном выбеге часть электродвигателей, обычно наиболее мощных с большими инерционными постоянными, одновременно или попеременно переходят в генераторный режим, расходуя запасенную во вращающихся массах кинетическую энергию на питание двигателей, которые продолжают работать в двигательном режиме. Происходит практически синхронное снижение частоты вращения всех двигателей, напряжение на секции затухает. При снижении напряжения до значения менее 0.4кВ происходит плавный переход совместного выбега в индивидуальный, когда торможение каждого из электродвигателей механизмов с.н. определяется его инерционной постоянной и характеристиками механизма с.н. После

подачи напряжения на секции от резервного ТСН происходит самозапуск затормозившихся электродвигателей.

Математическая модель двигателя должна отображать характер электромеханического переходного процесса. Для расчета стадии совместного выбега может быть использована модель асинхронного двигателя на основе упрощенных уравнений Парка-Горева с переменными параметрами эквивалентных роторных контуров [24,25]. В этой модели реальная система роторных контуров эквивалентируется одним контуром с переменными параметрами в каждой из осей с! и Учет зависимостей параметров контуров от насыщения стали по путям магнитных потоков рассеяния контуров статора и ротора и от вытеснения тока в пазу ротора при допущении постоянства сопротивления взаимной индукции позволяет правильно воспроизводить зависимости электромагнитного момента и тока от скольжения в диапазоне значений от пускового до рабочего.

В качестве исходной информации для расчета параметров модели используются каталожные данные. Применение более сложной модели двигателя с использованием многоконтурных схем замещения ротора нерационально в условиях приближенной исходной информации, поскольку приводит лишь к значительному усложнению моделирования многомашинных систем с.н., не повышая точности расчета. Для расчета стадий индивидуального выбега и самозапуска вполне допустимо использовать уравнения статической схемы замещения двигателя. Изменение модели двигателя в соответствии с особенностями протекания переходного процесса позволяет в несколько раз сократить время расчета задачи. При необходимости, например, для повышения точности расчета быстрого разгона двигателя при пуске, когда нужно учесть различие между статическими и динамическими характеристиками, и для стадии разгона можно использовать моделирование двигателя по упрощенным уравнениям Парка-Горева.

При использовании упрощенных уравнений Парка-Горева каждый из электродвигателей описывается следующей системой алгебро-

диффирен-циальных уравнений:

^д +Хк1д +{Г+Гк)1й =~иа\ (2.1)

+ хк!<1 ~(г + гк = ич; (2.2)

РУЫ =®5РгЕгс1 (2-4)

= + (2.5) ч

+ Егд; (2.6)

\|/^=а 5х1ч-ЕГ(1\ (2.7)

(2-8)

Vщ = Ц*^ - а^ Ега; (2.9)

Ме=(ЕГд1д+Еы1(1)г]н, (2.10)

где - составляющие напряжение на секции, к которой подключен

двигатель; а5,азг - переменные параметры, учитывающие изменение ин-дуктивностей рассеяния соответственно контуров статора и ротора; г\н -коэффициент полезного действия двигателя; , г/с - индуктивное и активное сопротивление кабельной линии питания двигателя.

Принята генераторная форма записи уравнений, положительной считается энергия, выдаваемая в сеть, а отрицательной - потребляемая из сети, скольжение положительно при частоте вращения выше синхронной. В двигательном режиме электромагнитный момент и скольжение имеют знак минус.

При использовании уравнений статической схемы замещения двигателя каждый из электродвигателей описывается следующей системой алгебраических уравнений:

(а$х+ хк)1ц - Еы +{г + гк)1ё =-иа, (2.11)

(а5х+ хк)1л + ЕгЛ - {г + гк)1я = иа, (2.12)

Рг Ещ ~ ~ а) = (2-13)

) = 0, (2.14)

электромагнитный момент определяется по формуле (2.10), а движение описывается дифференциальным уравнением (1.5).

Уравнения статорных контуров (2.1) и (2.2), (2.11) и (2.12) записаны с учетом падения напряжения в кабеле питания, что является обязательным при учете нагрузки 0.4кВ реальными и эквивалентными двигателями для правильного определения электромагнитного момента [24,25].

Для объединения уравнений двигателя в систему в соответствии с расчетной схемой необходимо иметь выражения для -составляющих тока статора двигателей. Их можно получить из формул (2.1),(2.2), (2.6) -(2.9) при моделировании двигателей по упрощенным уравнениям Парка-Горева и из формул (2.11) - (2.14) при использовании статической схемы замещения двигателя:

(2.15)

1д=-вид-ьиа + ^, (2.16)

При использовании упрощенных уравнений Парка-Горева активная и реактивная проводимости двигателя равны:

§ ~ 2~ 2' Ь = <2Л7> Я1 + X Я1 + X1

где Я=г+Як; X - (а^ - [I / а5Г )х+ хк, а составляющие источника тока и зависящие от потокосцеплений эквивалентных роторных контуров,

Л/ = (М'гс! +£Ч>/-<?)/а5/-;

Л?

При использовании статической схемы замещения электродвигателей ЗсгО, ^=0, а проводимости двигателя равны:

(2.18)

8 = Т>Ь = Т> (2Л9)

А А

где Я={г + гк)(р^ + а^г$2)-рг\ш;

2 2 2 2 Х= (а5х+ +а5Гз ;

А = (г + (а8х+ - Г \

2 2 2 2

^ = х/^а^рху -р х б +{г+ г^)рг\ш.

Для определения производных интегрируемых функций по формулам (2.3), (2.4) и электромагнитного момента двигателя по формуле (2.10) необходимо вычислить ЭДС, индуктируемые в статоре токами поперечного и продольного эквивалентных роторных контуров. При использовании упрощенных уравнений Парка-Горева из формул (2.8) и (2.9) имеем: 1

'Г(1

а

яг

р -^гд

I

а

(УгЛ-^с!)

яг

(2.20)

(2.21)

а при использовании статической схемы замещения двигателя, решая систему (2.11) - (2.14), имеем:

где е = Е/ А,/ = ^/А,

9

Е = (адХ+х^Рт-цх?-(г + г^)а8Г\ш .

Зависимости тока и электромагнитного момента двигателя от скольжения формируется изменением параметров а5,азг,рг в функции тока статора и скольжения.

В диапазоне скольжений от рабочих до критического пере-

менные параметры равны номинальным,

Рт- = Р = азН,азг = а5гН. (2.22)

В диапазоне скольжений -1 < ^ < переменные параметры изменяются в зависимости от скольжения и тока статора двигателя:

Рг = Ргя[1 + (*р " 0^)] Ь,

I

Т7^) - а§ + а\Б + а^

1<1Н 2

(2.23)

т / г2 т2 1 РгП , ЫсгП

где / = д/ + 1Ц - ток статора двигателя; кр = , ка = .

Р гН

Значения параметров в начале пуска при ^ = -1 снабжены индексом «Я», а в нормальном - индексом «Я». Константы Ь0, Ь],а0, а¡, а2в формулах (2.23) определяются по каталожным значениям кратности пускового тока, кратностей пускового и максимального моментов, а также значению кратности момента в промежуточной точке при .? = -0.6...-0.4. Если кратность момента в промежуточной точке неизвестна, ее можно задать по обобщенным характеристикам асинхронных двигателей [48,51].

Математическая модель двигателя на основе уравнений Парка-Горева не учитывает потери энергии в двигателе, что вносит погрешность в определение модуля напряжений на выводах двигателей и электромагнитного момента, которая становится заметной для двигателей напряжением менее 1000 В. Для того чтобы в токе, потребляемом двигателем из сети, присутствовала и составляющая потерь, при определении параметров математической модели двигателя его активную мощность следует принять равной Рн/цн, при этом электромагнитный момент в формуле (2.10) нужно умножить на г)//. Недостатком такого способа является то, что потери активной мощности учтены не в активной составляющей тока, а в полном токе двигателя, однако в диапазоне рабочих скольжений это несущественно, поскольку ток двигателя имеет преимущественно активный характер. В диапазоне же скольжений когда ток двигателя имеет пре-

имущественно индуктивный характер, такой способ учета потерь увеличивает продольную составляющую падения напряжения в сети питания, создавая небольшой расчетный запас при определении напряжения на выводах двигателей, что приемлемо. Увеличение же угловой погрешности в задачах расчета пуска и самозапуска двигателей значения не имеет.

2.1.2.3. Математическая модель недвигательной нагрузки и элементов питающей сети

Помимо электродвигателей к секциям с.н. подключена и недвигательная нагрузка - электрообогрев, освещение, статические преобразователи и прочие электроприемники. Эту нагрузку можно моделировать шунтами постоянной проводимости или по статическим характеристикам. Поскольку поведение в процессе самозапуска недвигательной нагрузки интереса не представляет, целесообразно недвигательную нагрузку представить шунтами постоянной проводимости. При известных активной Рнг и реактивной ()нг мощностях недвигательной нагрузки проводимости шунтов можно вычислить по формулам Рнг^б

ёнг - 7 7 7

17 нгнктр

ъ <2нгЦ2б

ЬНГ= _ _Л ,2

(2.24)

^б У нгн^тр

где <%,{/£ - базисные мощность и напряжение; ингн - номинальное напряжение нагрузки; ктр - коэффициент трансформации между секцией ,

к которой подключена нагрузка, и базисной ступенью трансформации.

При записи уравнений системы с.н. в синхронных координатных осях и моделировании системы с.н. с использованием баланса тока в узловых точках токи нагрузки, замещаемой шунтами постоянной проводимости, должны быть выражены в виде соответствующих проекций на эти оси.

(2.25)

При выборе за положительное направление тока шунта от секции (потребление энергии) выражения для его составляющих имеют вид:

Л/нг = £нгис1

!цнг = 8нги(} +Ьнгий

При использовании упрощенных уравнений Парка-Горева для двигателей статические элементы питающей сети также следует представлять упрощенно [24], поэтому все элементы замещаются активными и индуктивными сопротивлениями. Выражения для с/, ц -составляющих падения напряжения на к-м участке сети, обладающем сопротивлением + ,

по которому протекает ток 1к, имеет вид:

и(1т ~ ис1к = гк1(1к + х^дк ) , _

\ (2.26)

идт ~ Щк = гк^к - хк^к\

где индексом «т» обозначены составляющие напряжения в начале к-го участка, а индексом «к» - в конце его ; ток протекает от начала к концу участка.

2.1.2.4. Математическая модель центробежных насосов и вентиляторов

Математическое описание насосов и вентиляторов целесообразно выполнить на основе статических характеристик зависимости момента на валу от частоты вращения. Зависимость момента сопротивления механизмов с. н. от частоты вращения представлена на рис. 2.2 и может быть описана следующими формулами [3]:

ДЛЯ п > Пул

К = Мкл+^~ Мкл) для пм<п<пкл

пкл пдв

п

Мс = Мм+(МКЛ- Мм) для п<пм

Мс = Мм+(Мтр- Мм)

кл

Г Л2

пдв ~пм

f Л2

пм~пдв

/

(2.27)

V пм

где пм, Мм — частота вращения при минимальном моменте соп] тивления; Мкл — частота вращения и момент на валу механизма, со< ветствующие открытию обратного клапана.

Рис. 1.2. Обобщенная зависимость момента сопротивлен механизмов собственных нужд от частоты вращения

Для механизмов с вентиляторной характеристикой момента соп] тивления следует положить пкл равной синхронной частоте вращения

для высоконапорных механизмов участок характеристики после открытия обратного клапана аппроксимируется линейной зависимостью.

2.1.2.5 Расчет электрического режима в системе собственных нужд

Для определения начальных значений интегрируемых переменных и для расчета их производных в процессе численного интегрирования необходимо выполнить расчет электрического режима в системе с. н., т. е. найти напряжения на секциях с. н., токи в элементах сети и токи электроприемников.

Для определения й, д - составляющих напряжения на п секциях с. н. можно составить и решить систему линейных алгебраических уравнений порядка 2п. Недостатком этого способа являются большие вычислительные затраты на решение системы уравнений, которые накладывают ограничение на количество индивидуально учитываемых секций с. н. Снять это ограничение позволяет метод эквивалентных, преобразований расчетной схемы. Все секции низших уровней, получающие питание от секций более высокого уровня (см. рис. 2.1), замещаются эквивалентным источником тока при моделировании двигателей по упрощенным уравнениям Парка-Горева или шунтом при использовании статической схемы замещения двигателей. После определения напряжений на секциях первого уровня, получающих питание от «системы» в одной или нескольких точках, можно найти токи секций низшего уровня, напряжения на них и, наконец, токи потребителей на этих секциях.

В системе с. н. электростанций по условию ограничения токов к.з. не применяют кольцевые схемы электроснабжения, а используют радиальные схемы с явным и неявным резервированием. Для таких схем на основе эквивалентных преобразований й, д ~ составляющие напряжений на секциях можно найти путем свертывания схемы к источнику питания и последующего развертывания.

На рис. 2.3а представлен фрагмент схемы замещения с. н. К к-й секции подключены электродвигатели, замещаемые источниками тока или шунтами с переменными параметрами, недвигательная нагрузка, замещаемая шунтом постоянной проводимости Гнг, и шунт к.з. 7кз, при помощи которого можно моделировать трехфазное к.з. на секции. Через сопротивление связи хк протекает суммарный ток электроприемников к-й секции 1к, <1, д -составляющие которого по первому закону Кирхгофа можно записать в виде:

кк = °кис1к ~ Вкидк + 3(1к

^к = Вкийк + Скидк ~ ¿дк

где

(2.28)

вк = 8к.з + 8нг + ?,81

(О

Вк = ЬКз+Ьнг + ^Ь1

(О

Л//с ~ X ' ^ак = X Лл

(О (О

(2.29)

В формуле (2.29) суммирование ведется по всем включенным на к-й секции двигателям. Очевидно, при моделировании электродвигателей по статической схеме замещения ^к=0.

Таким образом, электроприемники к-й секции можно заменить эквивалентным источником тока с параметрами (Зь Вк, 1ак, 1дк при моделировании двигателей по упрощенным уравнениям Парка-Горева или шунтом Вк при моделировании двигателей по статической схеме замещения (рис. 2.3,6).

Секция т

Рис. 2.3. Эквивалентные преобразования схемы замещения

Включив сопротивление связи гк в параметры Сь Вь 1ак, 1С[к можно заменить к-ю секцию с ее электроприемниками эквивалентной активной нагрузкой с параметрами (гэ*, ВэЬ 1аэк, 1дэк или пассивной нагрузкой с параметрами Сэк, Вэк (рис. 2.3,в), (I, д - составляющие тока которой можно определить, зная напряжение на т-й секции:

1(1к = ^эк^йт ~ ^эк^дт + Л/э/с:

1дк ~~ ВэкРсЬп + ^эк^дт ^дэк.

(2.30)

Для того чтобы получить формулы преобразования схемы с.н., нужно из формул (2.28) выразить с1, ц - составляющие напряжения на к-й секции, полученные выражения для иак, идк подставить в формулы (2.26) для падения напряжения на сопротивлении гк. и разрешить их относительно составляющих тока 1ак и 1ф В результате будут получены выражения вида (2.30) и формулы для расчета эквивалентных параметров замещаемой секции с. н. Алгоритм эквивалентирования рационально записать в виде последовательно выполняемых вычислительных операций:

<*к г. _ Вк .

\-Rir =

хк =

+В1

2-Х эк = хк+хк>Кэк\ +гк>

Яэк о Хэк

З-^эк =

КЭЛ + Хэк

1Вэк =

Кэк + Хэк

(2.31)

4.Ек = Хк1ф - Я^сЦ^Рк = Кк^к + хк^Ъ 5-Лм = ВэА ~ Сэк^к^дэк = ВэкЕк + °экЕк

При моделировании двигателей по упрощенным уравнениям Парка-Горева выполняются все пять пунктов алгоритма эквивалентирования, а при замещении двигателей статической схемой, когда ^=0, ./^=0 нужно выполнить только первый, второй и третий пункты.

В схеме замещения на рис. 2.1 секции с.н. (узлы схемы) перенумеровываются последовательно по уровням 1,2, ..., т, ..., к. Секции первого уровня могут получать питание от различных источников, переключаться с рабочего на резервный трансформатор с. н., поэтому расчет целесообразно организовать в два этапа. На первом этапе определяются напряжения на секциях первого уровня, на втором - на секциях второго и последующих уровней. Процесс вычислений состоит из следующих действий:

1. Определяют текущие параметры электродвигателей по формулам (2.17), (2.18), если используют уравнения Парка-Горева, или по формулам (2.19), если используют статическую схему замещения двигателей.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», У Сюцзян

5.4. Выводы

1. Основными факторами, влияющими на значение теплового импульса тока к.з. являются: напряжение короткого замыкания и мощности рабочего и резервного трансформаторов с.н., длины и удельные сопротивления токопро-водов 6 кВ вводов рабочего и резервного питания, состав двигательной нагрузки секций, наличие параллельно работающего в режимах полной или частичных нагрузок дизель-генератора, время отключения выключателей, времена срабатывания основной и резервной защит, место короткого замыкания. Сочетание указанных расчетных условий предопределяет широкий диапазон изменения значений токов к.з. и теплового импульса.

2. Проверка термической стойкости и пожарной безопасности кабелей 6 кВ на примере Калининской АЭС выполнена по двум методикам: противоава-рийного циркуляра Ц-02-84(э) [32] и Ц-03-95(э) [84]. Следует отметить, что по методике [84] получаются более пессимистические результаты по сравнению с циркуляром [32] по следующим причинам:

• расчетные выражения [84] для определения конечной температуры нагрева жил при кратковременном нагреве дают более высокие значения, причем различие возрастает с ростом теплового импульса и начальной температуры жил до к.з. Эта разница меняется от 4 до 33% в сторону увеличения расчетной величины конечной температуры нагрева;

• допустимые температуры по условиям возгорания в [84] установлены для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией без бро-непокрова 350°С и для кабелей с бронепокровом 400° -против 430°С по циркуляру [32];

• проверку на невозгорание в [84] предлагается проводить не за отрезком кабеля 50 м как в [32], а в начале кабеля;

• проверку на невозгорание кабелей кабельных пучков в [84] предлагается проводить не при к.з. за пучком, как в ПУЭ, а в начале каждого кабеля пучка.

В данной работе конечная температура нагрева жил кабелей при отключении к.з. резервными защитами рассчитана как при к.з. в начале кабелей (по [84]), так и при к.з. за 50-метровыми отрезками кабелей (по [32]), применяемых на К АЭС.

3. При проверке кабельных линий на термическую стойкость и пожарную безопасность важно правильно учесть начальную температуру жил кабелей в исходном длительном режиме. Эта температура определяется фактической температурой окружающей среды и превышением температуры жил кабелей над этой температурой вследствие нагрева током рабочего режима. Значения фактической температуры окружающей среды варьировались от 25 до 35 °С, а превышения температуры жил кабеля определялись по фактической нагрузке электродвигателей, подключенных к секциям с.н. 6 кВ.

4. Результаты расчетов показывают, что термическая стойкость кабелей сечением 150 мм2 и выше КАЭС обеспечивается при расчете температуры нагрева жил кабеля током к.з. по обеим методикам [32] и [84] при любой рабочей токовой загрузке кабеля во всем расчетном диапазоне значений фактической температуры окружающей среды 25.35°С, т.е. конечная температура нагрева кабелей при к.з. в их начале и при действии основных защит присоединений не превышает 200°С.

5. Результаты проверки условия невозгорания кабелей при действии резервных защит зависят от методики расчета конечной температуры нагрева -[32] или [84].

При расчете температуры по методике циркуляра [32] конечная температура нагрева жил кабелей 6 кВ присоединений с.н. КАЭС сечением 150 мм и выше при к.з. в их начале не превышает 350°С во всем расчетном диапазоне температуры окружающей среды 25.35°С. Таким образом, при расчете по методике [32] можно считать выполненными даже условия невозгорания кабелей из Сборника руководящих материалов [84] (температура для небронированных кабелей 350°С при к.з. в начале кабеля).

При расчете по методике [84] конечная температура нагрева при отключении к.з. в начале кабеля резервными защитами не превышает 350°С во всем расчетном диапазоне рабочей токовой загрузки и температуре окружающей среды только у кабелей сечением 185 мм . Конечная температура нагрева кабелей сечением 150 мм не превышает граничного по условиям невозгорания значения 350°С из [84] только при рабочей токовой загрузке менее или равной 0.1 длительно допустимого тока при температуре окружающей среды 25°С. Во всех остальных случаях, т.е. при больших рабочих токовых загрузках и температурах окружающей среды, конечная температура нагрева оказывается выше 350°С, но не превышает граничного по условиям невозгорания значения 430°С из [53].

При коротком замыкании за отрезками кабелей 6 кВ сечением 150 мм присоединений с.н. КАЭС конечная температура нагрева не превышает 350°С во всем расчетном диапазоне температур окружающей среды 25.35°С при расчете по обеим методикам [32] и [84]. Следует отметить, что по данным эксплуатации повреждения, приводящие к к.з., как правило возникают в концевых заделках кабелей, соединительных муфтах и в клеммных коробках электроприемников - т.е. не в начале, а за отрезками кабелей длиной даже более 50 м. Таким образом, при повреждениях в этих точках, пожарная безопасность кабелей присоединений с.н. КАЭС обеспечена при расчете конечной температуры нагрева по обеим методикам [32] и [84].

Из таблицы 5.5. видно, что конечная температура нагрева участков кабелей длиной 50 м и более, рассчитанная по методике циркуляра [32], после к.з. за этими отрезками не превышает 300°С для всех присоединений с.н. 6 кВ КАЭС. При расчете по методике [84] для большинства присоединений с.н. 6 кВ КАЭС в диапазоне температур окружающей среды 25.30°С конечная температура нагрева также не превышает 300°С, а при температуре окружающей среды 35°С лишь несколько превышает 300°С. Следовательно, после локализации повреждения в соответствии с указаниями [84] для части присоединений можно допустить временную эксплуатацию этих кабельных линий.

6. В таблице 5.1 приведены результаты расчетов по обеим методикам ([32] и [84]) тепловых импульсов тока к.з., которые приведут к нагреву жил до:

• 200°С - для проверки на термическую стойкость;

• 350°С - для проверки небронированных кабелей ААШв на невозгорание по [84];

• 430°С - для проверки на невозгорание по [32].

Кроме того, для проверки условия допустимости временной эксплуатации участка кабеля, по которому протекал ток к.з., рассчитаны тепловые импульсы, приводящие к нагреву до 300°С. Расчеты сделаны для кабелей с длительно допустимой температурой нагрева жил 65°С (ААШв) и 80°С сечением 185, 150, 120, 95 и 70 мм2. Расчеты сделаны для различной токовой загрузки этих кабелей и для различной фактической температуры окружающей среды. Рабочий ток проварьирован от 0.1 длительно допустимого тока нагрузки кабеля до 1.0. Поскольку фактическая температура окружающей среды в кабельных коммуникациях не известна, она проварьирована от 25°С до предельно допустимой по ПУЭ 35°С.

Данные этой таблицы при известном значении теплового импульса тока к.з. можно использовать для проверки кабелей на термическую стойкость и пожарную безопасность, а также для проверки условия допустимости временной эксплуатации участка кабеля после протекания по нему тока к.з.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные научные и практические результаты, полученные в работе, заключаются в следующем:

1. Разработаны основы рационального построения электрической части АЭС повышенной надежности и рекомендованы основные пути совершенствования схем электрических соединений АЭС.

2. Разработаны методы и программы на ПЭВМ для исследования электромеханических переходных процессов в режимах, характерных для АЭС, таких как самозапуск электродвигателей собственных нужд и ступенчатый пуск нагрузки от рабочего или резервного источника.

3. Проведенные исследования показали, что в качестве выделенных системных источников для автономного электроснабжения механизмов систем безопасности и локализации аварии или для пуска энергоблоков с нуля при системных авариях могут использоваться или ТЭС средней мощности, оставшиеся в работе на сбалансированную нагрузку благодаря действию противоаварийной автоматики или гидроагрегаты, которые благодаря их высокой маневренности могут быть запущены из остановленного состояния.

4. Проведенные исследования для конкретного состава нагрузки с.н. запускаемых из остановленного состояния энергоблоков ВВЭР-1000 и РБМК-1000 показали, что с электрической точки зрения нет препятствий к осуществлению успешного пуска и выхода в энергетический диапазон указанных энергоблоков при электроснабжении с.н. от автономного источника или от ослабленной системообразующей сети мощностью от 150 до 200 МВт в зависимости от типа блока и структуры питающей сети.

5. На основе опыта эксплуатации энергоблоков РБМК-1000 и ВВЭР-1000 составлены таблицы очередности включения механизмов с.н. при пуске блоков из различного состояния, а также определены возможности уменьшения мощности потребителей с.н. на начальной стадии пуска до выхода блока в энергетический режим.

6. Выведена формула для расчета теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания при опробовании дизель-генераторов системы надежного питания параллельно с сетью с.н.

7. Проверены термическая стойкость и невозгораемость силовых кабелей 6кВ по двум противоаварийным циркулярам № Ц-02-84 (Э) "О повышении надежности собственных нужд 6 и 0,4 кВ энергоблоков" и № Ц-03- 95 (Э) "О проверке кабелей на невозгорание при действии тока короткого замыкания в сетях собственных нужд электростанции".

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук У Сюцзян, 1998 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Доллежаль Н. А., Емельянов И. Я. Канальный ядерный энергетический реактор. - М.: Атомиздат, 1980.

2. Емельянов И. Я., Клемин А. И. К вопросу о надежности электрической части АЭС. - Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979, №6.

3. Ермаков Г. В. Научно-технические задачи развития атомной энергетики СССР. - Теплоэнергетика, 1979, №7.

\

4. Использование частотного асинхронной нагрузки собственных нужд АЭС/ А. К. Черновец, К. Н. Семенов, Р. Г. Тужик и др. - Электрические станции, 1978, №10.

5. Исследование возможности питания нагрузок с. н. блока от турбогенератора ТГВ-200 с ионной системой самовозбуждения в режиме выбега. В. М. Бобров, И. А. Глебов, М. М. Попов и др. - В кн.: Возбуждение, регулирование и устойчивость синхронных машин. - JT.: Наука, 1970.

6. Исследование совместного выбега турбогенератора и механизмов собственных нужд при аварийном расхолаживании блока с реактором РБМ-КП. В. К. Волков, В. А. Захаров, А. А. Рагозин, А. К. Черновец. - Труды Гидропроекта, вып. 60. - М.: 1977.

7. Ливанова О. В., Фельдман М. Л., Чистиков А. П. Совместный выбег турбогенератора и механизмов с. н. электростанций. - Электрические станции, 1979, №2.

8. Меркурьев Г. В., Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Переходные процессы в системах надежного питания АЭС при наличии синхронных электродвигателей. - Электрические станции, 1977, №9.

9. Меркурьев Г. В., Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Электроснабжение систем расхолаживания и локализации аварий АЭС. - Электрические станции, 1977, №3.

10. Нормы технологического проектирования атомных электрических станций. - М: МНТЦ Минэнерго СССР, 1981.

11. Мощные асинхронные электродвигатели для главных циркуляционных насосов атомных электростанций/ О. J1. Вербер, Ю. Н. Герасимов, С. И. Жаров и др. - Электрические станции, 1980, №9.

12. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. - М.: Энергия, 1972.

13. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. - М.: Изд-во СЦНТИ ОРГРЭС, 1975.

14. О выборе оптимальных мощностей АЭС и районов их размещения. Б. Н. Ковердяев, Б. С. Козлов, В. И. Кохов и др. - Электрические станции, 1979, №10.

15. Перевод питания на пускорезервный трансформатор при систеных авариях и повреждениях в технологической части АЭС/ А. П. Еперии, С. Ф. Мокеев, Г. В. Меркурьев, А. К. Черновец. - Электрические станции, 1978, №9.

16. Повышение эффективности использования энергии маховых масс для расхолаживания ядерных реакторов и методика выбора параметров выбегающей системы/ А. К. Черновец, А. Ф. Белоградов, Р. Г. Тужик. - Электрические станции, 1978, №7.

17. Проблемы самозапуска электродвигателей ГЦН на АЭС/ А. К. Черновец, Г. В. Меркурьев, А. П. Еперии и др. - Электрические станции, 1981, №1.

18. Противоаварийная автоматика Единой энергетической системы СССР. М. А. Беркович, Е. Д. Зейлидзон, М. Г. Портной и др. - Электрические станции, 1977, №12.

19. Режимные принципы противоаварийной автоматики для повышения устойчивости энергообъединений/ JI. М. Невицкая, М. Г. Портной, С. А. Сова-лов и др. - Электричество, 1977, №9.

20. Ремизов И. С., Уманский Б. 3. Особенности построения электрических схем собственных нужд 6 кВ и влияние их на главные схемы электрических соединений АЭС с реакторами РБМК-1000. - В кн.: Технический прогресс в области проектирования и строительства АЭС с реакторами РБМК и ВК. [Труды Гидропроекта, вып. 57]. - М.: 1978.

21. Рубин В. Б. Проблема маневренности атомных электростанций. -Электрические станции, 1978, №11.

22. Самозапуск электродвигателей собственных нужд блоков АЭС с реакторами РБМК-1000/ А. П. Епирин, С. Ф. Мокеев, А. К. Черновец и др. - Электрические станции, 1979, №2.

23. Смирнова К. Б., Уманский Б. 3. Пути совершенствования систем надежного питания АЭС с реакторами РБМК-1000. - В кн.: Проектирование и научно-исследовательские работы в области атомной энергетики. [Сборник научных трудов Гидропроекта.]. - М.: 1979.

24. Черновец А. К., Федотов А. М. Математическое моделирование системы собственных нужд электрических станций с использованием многоконтурных схем замещения асинхронных электродвигателей. - Известия вузов. Энергетика, 1978, №10.

25. Черновец А. К. Электрическая часть АЭС (переходные процессы в системах электроснабжения). - Л.: Изд-во ЛИИ, 1980.

26. Эксплутационные режимы водо-водяных энергетических ядерных реакторов/ Ф. Я. Овчинников, Л. И. Голуб, В. Д. Добрынин и др. - М.: Атомиз-дат, 1979.

27. Эксплутационный циркуляр № Э-6/73. О самозапуске электродвигателей собственных нужд тепловых электростанций. М.: Изд-во СЦНТИ ОРГ-РЭО, 1973.

28. Электрическая часть электростанций / С. В. Усов, В. В. Кантан, Е. Н. Кизеветтер и др.: Под ред. С. В. Усова. - Л.: Энергия. 1977.

29. Фельдман М. Л., Черновец А. К. Особенности электрической части атомных электростанций. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат, 1983.

30. Кукеков Г. А. Выключатели переменного тока высокого напряжения. - изд., перераб. и доп. -Л.: Энергия, 1972.

31. 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.

32. Противоаварийный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР от И. 11. 84 №Ц-11-84 " О повышении надежности собственных нужд 6 и 0,4 кВ энергоблоков ". М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

33. Вавин В. Н. О релейной защите собственных нужд мощных ТЭС и АЭС / Электрические станции. 1983, №2.

34. Зильберман В. А. О селективности и чувствительности релейной защиты питающих вводов собственных нужд блочных электростанций / Электрические станции. 1987, №4.

35. Духовный В. Я., Хромых И. И. Обеспечение дальнего резервирования в релейной защите сети 6 кВ собственных нужд мощных действующих ТЭС / Электрические станции. 1985, №10.

36. О дальнем резервивовании релейных защит вводов питания собственных нужд энергоблоков / А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин, А. Д. Дмит-роченко и др. - Электрические станции, 1988, №1

37. Зильберман В. А. Дальнее резервирование в сети собственных нужд блочных электростанций / Электрические станции. 1988, N29.

38. Решение Главуправления Минэнерго СССР от 27. 09. 85 №Э-6/85 "О блокировании действия автоматического включения резервного питания собственных нужд 6 и 0,4 кВ тепловых и атомных электростанций". М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

39. Морозов Н. Р. Резервирование защит сетей 0,4 кВ собственных нужд электростанций / Электрические станции, 1987, N24.

40. Колесов Л. М., Коротков В. Ф. Комплексное устройство защиты шин и резервирования отказов защит и выключателей присоединений 6-10 кВ / Электрические станции. 1988, N28.

41. Апольцев Ю. А. Испытания КРУ на локализационную способность / Электрические станции. 1984, №3.

42. Мирзоев А. Г., Трост Л. Е., Тимонин В. К. Термическая стойкость и условия возгорания силовых кабелей с пропитанной бумажной изоляцией / Электрические станции. 1988, №4.

43. Кабели повышенной негорючести / Ю. К. Кабалян, С. С. Элазян, Е. Л. Лянзберг и др. - Электрические станции. 1988, №4.

44. Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Электрическая часть атомных электростанций. - Л.: Изд-во ЛПИ, 1987.

45. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы. М.: Энергия, 1964.

46. 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.

47. Рагозин А. А., Черновец А. К., Гольдман Д. И. Повышение устойчивости энергетических блоков при помощи электрического управляемого реактора / Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1979, №3.

48. Рагозин А. А., Черновец А. К., Гольдман Д. И. Электромагнитные переходные процессы в системе собственных нужд электрических станций / Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1979, №5.

49. Проблемы самозапуска электродвигателей ГЦН на АЭС / А. К. Черновец, Г. В. Меркурьев, А. П. Еперин и др. - Электрические станции. 1981, №1.

50. Метленко Г. П., Сафронова С. А. Испытания электродвигателя главного циркулярного насоса Аэс в режимах группового и индивидуального самозапуска. - Электрические станции. 1984, №5.

51. Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Обоснование технических решений по схемам электроснабжения атомных электростанций. - Л.: Изд-во ЛИИ, 1985.

52. Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Проектирование электрической части атомных электростанций. - Л.: Изд-во ЛИИ, 1984.

53. Параметры тока подпитки короткого замыкания от асинхронных электродвигателей в системах электроснабжения АЭС / Черновец А. К., Шаргин Ю. М. Семенов К. Н. и др. - Электрические станции. 1983, №9.

54. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем

(электротехническая часть) / Минэнерго СССР. М.: Энергоиздат, 1981.

.-'"л

55. Самозапуск электродвигателей СН АЭС и пути его улучшения / А. К. Черновец, К. Н. Семенов, Ю. М. Шаргин и др. - Электрические станции. 1989, №10.

56. Отраслевой стандарт "Электрические станции дизельные резерные атомных станций Технические требования ОСТ 34-37-814-85. М.: Минэнерго СССР, 1986.

57. Татаринцев А. Г., Гроховский А. А. О необходимости проверки на термическую стойкость кабелей на напряжение до 1 кВ для мощных станций. -Электрические станции. 1987, №1.

58. Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. - Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. Отд-ние, 1988.

59. Жуков В. В. Метод расчета тока короткого замыкания от асинхронных двигателей системы собственных нужд ТЭС. - Электрические станции. 1987, №7.

60. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1983.

61. Надежность систем энергетики. Терминология: Сб. Рекомендуемых терминов. М.: Наука, 1980, Вып. 95.

62. Типовое содержание технического обоснования безопасности АЭС. ТСТОБАС-85, М.: Энергоатомиздат, 1987.

63. Гук Ю. Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. -Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. Отд-ние, 1988.

64. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

65. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1986.

66. Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем. - 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984.

67. Надежность систем электроснабжения / В. В. Зорин., В. В. Тислен-ко., Ф. А. Клеппель., Г. К. Адлер. - Киев: Высшая школа, 1984.

68. Гук Ю. Б., Смирнов В. В. Диалоговая программа для анализа надежности главных схем электрических соединений на микро ЭВМ / Труды Ленингр. Политехи. Ин-та. 1988, №427.

69. Гук Ю. Б., Семенов К. Н. Топологический анализ главных схем электрических соединений / Сб. Научных трудов. №163. М.: Изд. Моск. энерг. инта, 1988.

70. Каратун В. С., Синенко М. М., Тремясов В. А. Расчеты надежности электроэнергетических установок. - Красноярск: Изд-во Красноярск, политехи, ин-та, 1986.

71. Оптимизация ремонтов оборудования ОРУ 300 и 750 кВ / Ю. Б. Гук, В. С. Каратун, С. Ф. Мокеев и др. / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. М.: Союзтехэнерго, 1984, Вып. 27.

72. Гук Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учеб. Пособие для вузов. - Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. Отд-ние, 1990.

73. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. -3-е изд., перераб. и доп. М.: энергоатомиздат. 1985.

74. Нормативы предельных затрат на повышение надежности электроснабжения потребителей в энергосистемах. - М.: Минэнерго СССР, 1989.

,;75.Тук Ю. Б., Кобжув В. М., Черновец А. К. Устройство, проектирование и эксплуатация схем электроснабжения собственных нужд АЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1991.

76. Костенко М. П., Пиотровский Л. М. Электрические машины. - 3-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергия, Ленингр. Отд-ние, 1973.

77. Вольдек А. И. Электрические машины. - Л.: Энергия, 1966.

78. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. - 4-е изд., перераб. и доп. -М.: Высшая школа, 1984.

79. Иванов В. А. Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. - СПб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отд-ние, 1994.

80. Руководящие указания по расчету коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания. - М.: МЭИ, 1980. Отчет о НИР. инв.№ 9102.

81. Правила устройства электроустановок. - Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

82. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. - Электротехническая часть. - М.: ОРГРЭС, 1992.

83. Элементы САПР электрической части АЭС на персональных компьютерах: Учеб. Пособие / А. К. Черновец, С. В, Кузнецов, В. В. Смирнов, А. Ю. Петров, Ю. М. Шаргин; Санкт-Петербург. Гос. Техн. Ун-т. СПб., 1992.

84. Противоаварийный циркуляр № Ц -03-95(Э) от 30.06.95г "О проверке кабелей на невозгорание при действии тока короткого замыкания в сетях собственных нужд электростанции".

85. А. К. Черновец. Расчет совместного турбогенератора с механизмами собственных нужд. - Л.: ЛПИ, 1980.

86. А. К. Черновец. Электрическая часть атомных электростанций. Компоновка открытых распределительных устройств. Учеб. пособие. - Л.: ЛПИ, 1989.

87. Применение ПЭВМ для расчета переходных процессов в системах рабочего, резервного и автономного электроснабжения АЭС / К. Н. Семенов,

A. К. Черновец, Ю. М. Шаргин; Ленингр. Гос. Техн. Ун-т. Л., 1991.

88. ОПБ-88-Общие положения обеспечения безопасности атомных станций ПНАЭГ-1-011-89 (правила и нормы атомной энергетики государственные ).

89. ПНАЭГ-9-26-90- Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций.

90. ПНАЭГ-9-027-91-Правила проектирования систем аварийного электроснабжения атомных станций.

91. Правила технологического проектирования атомных станций ( с реакторами ВВЭР). РД 210-006-90. - М.: Министерство атомной энергетики и промышленности СССР, 1990.

92. О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. Электрическая часть атомных и гидравлических станций. Учебное пособие к курсовому проектированию. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1998, 108 с.

93. Выбор главных схем и электроснабжения АЭС: Метод, указания / С.

B. Кузнецов, А. К. Черновец, К. Г. Чижков, Ю. М. Шаргин, Ленингр. политехи, ин-т, Л., 1990, 52с.