Некоммерческое акционерное общество

Алматинский институт энергетики и связи

Кафедра Электрических станций, сетей и систем

 

                               

 Проектирование электрических СТАНЦИЙ

Конспект лекций

для студентов всех форм обучения

 специальности 050718 - Электроэнергетика

 

Алматы 2008 г.

 

Составители:,  С.Е.Соколов, Г.Х.Хожин

Проектирование электрических станций. Конспект  лекций для студентов   всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика.- Алматы: АИЭС, 2008. -  56   с.

         Данный конспект лекций содержит сведения по основным вопросам проектирования электрических станций и подстанций от выбора структурных  и выбора оборудования  до проектирования  системы измерений и систем управления.

     

1 ЛЕКЦИЯ 1. История проектирования  и основные задачи и положения

 

Содержание лекции:

- история проектирования  в электроэнергетике.

 

Цель лекции:

- ознакомление с историей проектирования в электроэнергетике.

 

1.1 Понятия и определения

 

Проектирование-процесс составления описания для создания еще не существующего объекта.  Исходная информация - задание на проектирование составленное по определенной форме.

Электрическая станция относится к технической системе, имеющей иерархическую структуру  с подсистемами высшего и низшего уровней и состоящей из фрагментов и  элементов. Элемент - это отдельный предмет: машина, аппарат, проводник и т. п. Выбор параметров элемента осуществляется действием, называемым проектной операцией. Фрагмент - совокупность связанных элементов (например, РУ) и характеризующихся параметрами элементов и структурой связей между ними. Выбор фрагмента определяется проектной процедурой, состоящей из цикла операций. Подсистема - обособленная часть системы, состоящая из фрагментов со  слабыми связями с другими подсистемами (например, электроустановка СН).

В результате проектирования в соответствии с множеством фрагментов по­лучается множество локальных проектных решений, а  их совокупность представляет собой конечное решение, дающее полное описание подсистемы. Каждое проектное решение оформляется в виде проектного документа, выполненного по заданной форме. Комплект всех проектных документов составляет проект.

  1.2 Развитие проектирования 

Начало   (1920— 1930 гг.).  В 1921 г. выработка электроэнергии в стране составляла всего 0,5 млрд. кВт-ч, наибольшая мощность электростанций равнялась 57 МВт, а мощность наиболее крупного агрегата - 10 МВт. Для осуществления электрификации народного хозяйства в 1920 г. был разработан  план ГОЭЛРО. Первые электростанции проектировались на импортном оборудовании.

Для обеспечения технической документацией энергетических строек в 1924 г. в составе  «Главэлектро» был организован проектный отдел, преобразованый в 1933 г. в трест Теплоэлектропроект (ТЭП) с тремя отделениями: Центральным, Ленинградским и Харьковским. С этого момента началось централизованное проектирование  тепловых электростанций, тепловых и электрических сетей.

1931—1940 гг. В 1931 г. была введена в эксплуатацию первая тепловая электростанция - Брянская ГРЭС с двумя агрегатами мощностью по 11 МВТ.  К 1940 г. были освоены агрегаты с единичной мощностью 100 МВт. Начата разработка стандартов и норм и поиски в области создания типовых проектов.

1941—1945 гг. Во время войны на территории СССР было разрушено 60 крупных и большое количество мелких электростанций с общей установленной мощностью 5800 МВт, примерно половина всей генерирующей мощности страны. Оборудова­ние значительного числа электростанций, расположенных на западе страны, было  эвакуировано. Нужно было обеспечить быстрейший ввод энергетических мощностей на базе эвакуированного оборудования. В проектах электростанций военного времени были приняты решения, позволившие максимально снизить объем строительно-монтажных работ и резко сократить сроки строительства.

1945—1956 гг. Восстановление народного хозяйства можно было решить только на базе новой техники: повышения параметров пара на тепловых элек­тростанциях (ТЭС), увеличения единичных мощностей агрегатов и т. д.

В проектах нашли отражение  новая техника,  новые прогрессивные проектные решения, способствующие сокращению сроков проектирования и ввода электростанций а эксплуатацию. Проведены работы по унификации и типизации всех основных элементов и сооружений. Стало возможным применение повторных проектов,  и типовое проектирование, положено начало проектированию  АЭС.

 

1.3 Особенности проектирования современных  электростанций 

1.3.1 Качественные и количественные изменения  

Освоено оборудование на закритические параметры пара (24 МПа). Созданы разнообразные конструкции ядерных реак­торов.  Проработаны новые энергетические установки и новые методы получения электроэнергии: газотурбинные установки мощностью до 200 МВт;  парогазовые установки 250 МВт с низконапорным парогенератором;  магнитогидродинамические (МГД) установки;  парогазовые установки в сочетании с МГД;  использование возобновляемых источников энергии – гидравлической,  солнечной, ветровой и геотермальной.

Единичная мощность блоков достигла: - конденсационных-80-1200 МВт;  теплофика­ционных - 250 МВт;  атомных – 1000 МВт;  гидроагрегатов - 650 МВт и более.

Соответственно возросла и установленная мощность отдельных электростанций: конденсационных (КЭС)  до 4000—6500 МВт, теплоэлектроцентралей (ТЭЦ)  до 1400 МВт, атомных (АЭС)  до 8000 МВт, гидравлических (ГЭС)  до 6500 МВт.  Характерна работа электростанций в составе  энергосистем.

 

1.3.2 Комплексный характер проектирования 

Одна и та же организация проектирует весь комплекс подсистем, входящих в электростанцию:  тепломеханическую,  ядерную, гидроэнергетическую, электротехническую, строительную, гидротехническую подсистемы, а также вспомогательные сооружения, дорожно-транспортную часть и связь. Проектирующая организация выполняет: предварительные изыскания; проектирование; изготовление технической документации; курирование строительства.

Высшая кульминация комплексности объекта достигается в так называемых топливно-энергетических комплексах (ТЭК) в состав которого входит ряд мощных ТЭС. Предусматривают комплексное использование всех отходов энергетического производства - сбросного тепла, золы и шлака, обмывочных вод и т. п.

 

1.3.3 Учет опыта строительства и эксплуатации 

Централизованный учет это:  проведение ежегодных совещаний главных специалистов проектных институтов, с приглашением строительных, наладочных и других заинтересованных организаций;   тематические или комплексные обследования электростанций, построенных по проектам данного института;  анализ опыта эксплуатации зарубежных электростанций.

Индивидуальный учет это: сбор и обработка данных, полученных проектной организацией в процессе самого проектирования, строительства и последующей эксплуатации конкретной электростанции.

Наиболее совершенная форма индивидуального учета - сквозное курирование объекта, в котором можно выделить четыре этапа:

I. Предварительное обследование электростанций с оборудованием, аналогичным проектируемому объекту, и учет опыта их эксплуатации.

II. Проведение в период проектирования расширен­ных технических совещаний с заинтересованными организациями: заводами-изготовителями, НИИ,  монтажно-наладочными организациями,  эксплуатационным персоналом.

III. Курирование объекта в период его сооружения.

IV. Курирование объекта во время его пуска и эксплуатации.

 

1.3.4 Нормативные материалы 

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), Правила техники безопасности (ПТБ) при эксплуатации электроустановок ЭС и ПС.

Нормы технологического проектирования (НТП) тепловых электрических станций и  тепловых сетей, НТП гидроэлектростанций, НТП атомных электростанций, НТП понижающих ПС с выс­шим напряжением 35—750 кВ.

Руководящие указания по расчету токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем, по защите электростанций и подстанций 35—500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн и т. д.;

Государственные стандарты (ГОСТ) на оборудование, устройства, термины и определения, буквенные обозначения и т. п.

 

1.3.5 Применение типового проектирования 

При проектировании ранее разработанных фрагментов,  которые могут повторяться на электростанциях разных видов. Для  этого необходима унификация элементов,  повторяю­щихся фрагментов.

Были разработаны типовые ГРЭС 4000 МВт с блоками 500 МВт; универсальные проекты  КЭС и ТЭЦ при различных видах топлива и мощности турбоагрегатов; проект атомного энергоблока 800 МВт, проекты ГРЭС с энергоблоками  800 МВт, проект АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 и др.

Получили широкое распространение  комплектные  устройства - распределительные устройства, распределительные щиты и сборки напряжением ниже 1000 В, токопроводы, панели управления, за­щиты и автоматики;  унифицированные строительные и архитектурные детали - фундаментные блоки, колонны, стеновые и кровельные панели и т. д.;  

 

1.3.6 Обеспечение защиты окружающей среды. 

Выбросы в атмосферу летучей золы, сернистого ангидрида, окислов азота и пр. составляют у ТЭС 25% вредных выбросов всех стационарных источников за­грязнения. Сюда следует добавить вредные выбросы технического водоснабжения, сбросы загрязненных сточных вод, золоотвалы. Атомные ЭС по сравнению с ТЭС значительно меньше загрязняют окружающую среду, но возникает проблема захоронения радиоактивных отходов.

Мощные ТЭС  и АЭС размещают на малоценных и неудобных для сельского хозяйства землях. Сооружают специальные золоулавливающие устройства. Ведут борьбу с окислами азота и наличием сернистого ангидрида. Для рассеивания сооружают дымовые трубы  высотой до  250, 400 м. На золоотвалах предпринимают специальные меры по предотвращению  пыления. Изыскивают средства по утилизации сбросного тепла.  

 

1.3.7 Автоматизация проектно-конструкторских работ. 

В настоящее время разработаны и используются ряд программ по расчету и выбору электрооборудования, расчету надежности систем и подсистем, а также  других  элементов и параметров электрических станций

2 Лекция 2.  Содержание работ по проектированию и компоновка оборудования

 

Содержание лекции:

- стадии проектирования и компоновка оборудования.

 

Цель лекции:

  - ознакомление с содержанием работ по проектированию и основными принципами компоновки оборудования.

 

2.1 Стадии   проектирования: 

Задание на проектирование включает в себя внешнюю исходную информацию - месторасположение, тип, назначение станции и ее ос­новные исходные параметры; топливо и источник водо­снабжения; режимы работы станции, ее нагрузки и ее место в графике нагрузки энергосистемы; схему присоединения станции к энергосистеме, данные энергосисте­мы. Задание составляет заказчик проекта на осно­вании технико-экономического обоснования (ТЭО).

Технический проект пред­ставляет собой совокупность проектных документов,  дающих описание проектируемой станции.

 В со­став технического проекта входят: пас­порт; ТЭО; сме­та и  проектные документы  по технологической части,  по электротехниче­ской части, по гид­ротехнической части), по строительной части, а также  генеральный план станции, транспорт и метериалы по органи­зации строительства.

Рабочий проект - это совокупность пояснительной записки с рас­четами и рабочими чертежами, по которым осуществляют монтажно-строительные работы.

 

 2.2 Содержание работ по проектированию

 

1. Подготовка исходной информации. Источни­ком внешней информации служит задание на проекти­рование. Внутренняя информация поступает в процессе проектирования от секторов, проектирующих другие подсистемы.

Основные внутренние данные:  мощности, число, типы и параметры основного энер­гетического оборудования - котлов, реакторов, турбин и т. п.;  характеристика технологической схемы (например, для ТЭС - блочная или с поперечными связями) и па­раметры вспомогательных рабочих машин (механизмов собственных нужд);  очередность ввода агрегатов по годам.

2. Уточнение схемы присоединения электростанции к энергосистеме.

3. Проектирование главной схемы.

4 Проектирование  электроустановки собственных нужд (с. н.)

5. Разработка конструкции РУ это компоновка электро­технических устройств,  зашита от перенапряжений и заземление.

6. Проектирование установки постоянного тока.

7. Проектирование устройств управления и контро­ля и РЗиА.

8. Проектирование электроосвещения.

9. Проектирование вспомогательных устройств и со­оружений: масляного, воздушного и водородного хозяйств,  мастерских и пр.

   В пояснитель­ную записку по электротехнической части подстанции входят:  паспорт подстанции; присоединение подстанции к энергосистеме и расчет электрических нагрузок;  главная схема соединений и схема собственных нужд;  расчет токов к. з. и выбор электрических аппаратов и проводников; организация эксплуатации, управление и контроль;  релейная защита и автоматика;  конструкция РУ, разводка воздушных линий, защита от перенапряжений и зазем­ление;  электроосвещение.

 

2.3 Сооружения, инженерные коммуникации и их размещение

 

Электрическая станция имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций для размещения которых требуется значительная площадь: 0,04— 0,06  га/МВт  для КЭС,  0,01—0,03  га/МВт для ТЭЦ.

Часть со­оружений - склад топлива, железнодорожные при­емные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы и т. п., выносят за пределы строитель­ной площадки.

Для золошлакоотвалов отводят площади, которые должны обеспечить работу электро­станции в течение не менее чем 25 лет.

Площадку для ТЭЦ стремятся поместить в центр тепловых нагрузок, так как радиус передачи носите­лей тепловой энергии от ТЭЦ ограничен. Горя­чую воду транспортируют на расстояния до 35 км, а пар—до 8—12 км.

Конденсационные электростанции (КЭС) требуют огромного количества топлива и тех­нической воды (в первую очередь для конденсации от­работанного пара турбин).

При выборе системы во­доснабжения стараются  использовать есте­ственные водоемы,  а при их отсутствии создают систему искусственного охлаждения с прудом-охладителем или градирнями. Площадки ТЭС должны быть удалены от границ жилых районов в соответствии с размерами нормиро­ванных санитарно-защитных, как это показано в таблице 2.1.

При выборе места сооружения газо­мазутной КЭС в первую очередь учитывают расположе­ние естественных водоемов. Транспорт низкосортных углей ограничен расстояниями до 150 - 200 км. Намечая  строительство пыле-угольной КЭС, учитывают расположение как топливной базы, так и источника водоснабжения.

При выборе района сооружения АЭС удаленность топливной базы не играет существен­ной роли. В настоящее время  АЭС раз­мещают там, где запасы органи­ческого топлива весьма ограничены, а потребность в электроэнергии очень велика.

Месторасположение ГЭС определяется  характеристиками створа реки и требованиями комплексного использования водотока для целей оро­шения, судоходства, рыбного хозяйства, водоснабжения, лесосплава и т. п.

Большую роль здесь играет разме­щение водохранилища ГЭС, которое часто требует за­топления значительных площадей и отчуждения годных для сельского хозяйства угодий.

Уровень грунтовых вод должен быть ниже глуби­ны заложения подвалов и подземных коммуникаций не менее чем на 3 - 4 м. Не допускается строительные пло­щадки располагать в районах тяжелых оползней, на за­болоченных и переувлажненных грунтах.

Необходимо учитывать опасность  селевых потоков, снежных лавин, землятресений (выше 8 баллов) и т. д. Рельеф местности желателен относительно ровный.

Для определения возможности строительства и сравнения вариантов размещения площадок  проводят инженерные изыскания:  инженерно-геологические (определение рельефа местно­сти, состава коренных и четвертичных отложений на глубине до 50—100 м, характеристик водоносных слоев» исследование физико-геологических процессов и явле­ний); топографо-геодезические (составление карт пред­полагаемого участка строительства станции);  гидроло­гические (оценка водных ресурсов, определение харак­теристик возможного источника технического водоснаб­жения); метеорологические (климатические данные и сейсмичность).

Выбор площадки сооружений гидроузла ГЭС имеет свои особенности.

Сюда входят: выбор створа подпор­ных сооружений, выбор трасс судоходных и водопропу­скных сооружений, выбор станционной площадки и, на­конец, определение зоны водохранилища.

 

 Т а б л и ц а 2.1 - Нормы санатарно-заащтных зон, м

 

Зольность топлива	При улавливании 70% золы			При улавливании 90% золы
% рабочей массы	Расход условного топлива, т/ч
	50—100	100-230	50-100		100-200	200-300
До 15	500	500	300		500	500
15-20	500	1000	300		500	1000
20-25	1000	1000	300		500	1000
25-30	1000	1000	500		1000	1000
30-45	1000	По согласованию с соответствующими органами	500		1000	1000

   

На площадке электростанции размещают многочис­ленные здания, сооружения и прокладывают инженер­ные коммуникации (сети).

В состав инженерных коммуникаций вхо­дят; технологические связи (трубопроводы, водоводы, каналы, лотки, транспортеры топлива и т. п.;  электри­ческие связи (токопроводы, кабели и т. д.); транспорт­ные пути и комму­никации общего назначения; водопровод и канализа­ция;  отопительная сеть, сети электроосвещения, связи, сигнализации.

Здания и сооружения основного производственного назна­чения:  главный корпус, в котором размещают ос­новное и вспомогательное оборудование;  распредели­тельные устройства (РУ) генераторного и повышенных (35 кВ и выше) напряжений;  РУ собственных нужд;  со­оружения циркуляционной воды - насосная, градирни, брызгальный бассейн;  сооружения топливного хозяйст­ва - приемные и размораживающие устройства, угле­дробилка, пылезавод;  спецсооружения для удаления и дезактивации радиоактивных отходов.

 

2.4 Общие принципы компоновки 

Под компоновкой понимается взаимное размещение основных и вспомо­гательных сооружений на ее площадке.

План площадки, на котором показано расположение основных и вспомо­гательных сооружений и коммуникаций, называют гене­ральным планом.

Компоновка это один из наиболее сложных вопросов проектирования. При компоновке  учитывают климат, рельеф местности, расположение естественных водоемов, розу ветров.

При составлении вариантов компоновок электро­станций руководствуются следующими общими принци­пами:

1. Оптимальная ориентация относительно естествен­ных водоемов.

2. Удобство внешних инженерных коммуникации.

3. Удобство внутренних инженерных коммуника­ций.

4. Размещение зданий вспомогательных хозяйств.

5. Наименьшие размеры площадки.

6. Возможность дальнейшего расширения.

Компоновка ведется в соответствии с  минимальными допустимыми расстояниями между зданиями и сооружениями.

 Между отдельными зданиями, сооружениями и установками предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.

Вокруг площадки станции сооружают сетчатое стальное или железобетонное ограждение высотой 2 м. С внутренней стороны ограждения оставляют свободную от застройки зону шириной 5 м 

 

3 Лекция 3.  Компоновка электрических станций и подстанций

 

Содержание лекции:

- принципы компоновки электрических станций и подстанций.  

 

Цель лекции:

- ознакомление с основными принципами компоновки электрических станций и подстанций.

 

3.1 Компоновка ТЭЦ с поперечными связями 

Как показано на рисунке 3.1, к числу основных технологических сооружений пылеугольной ТЭЦ относятся: главный корпус 1, где устанавливают турбоагрегаты 2, котлы 3 и их вспо­могательное оборудование; градирни 4 и водоводы 5 циркуляционной воды; склад топлива 6; топливоподача, включающая в себя разгрузочное устройство 7, галерею конвейеров 8, дробильный корпус 9; дымовые трубы 10. Размещение основных технологических сооружений со­ответствует последовательности технологического про­цесса.

 

Рисунок 3.1- Генеральный план ТЭЦ с поперечными связями

 

В непосредственной близости от основных технологи­ческих сооружений размещают их вспомогательные со­оружения: химводоочистку, мазутное хозяйство 12, механическую мастерскую 13, материальный склад 14, размещенные между складом топлива и главным корпу­сом, трансформаторную мастерскую 15— возле желез­нодорожной ветки, проложенной вдоль ряда трансфор­маторов связи с системой 16. Масляное хозяйство 17  относят в сторону от основ­ных сооружений. Корпус управления 18, в состав которого входят службы, не имеющие технологических связей с основным и вспомогательным оборудованием ТЭЦ, расположен со стороны постоянного торца главного здания, по другую сторону от главного въезда на территорию .

Компоновка электротехнического оборудования и со­оружений соответствует структурной электрической схеме: генераторы 2, РУ генераторного напряжения (ГРУ) 19, электрические связи 25 между генераторами и ГРУ, трансформаторы связи 16, РУ повышенного на­пряжения 20, воздушные линии электропередачи 21 .Главный щит управления 22 (ГЩУ) пристроен к ГРУ со стороны его постоянного торца. Между ГРУ и главным корпусом предусматривают расстояние в 20—30 м, необходимое для размещения подземных и наземных технологических коммуникаций. Распределительные устройства собственных нужд (с. н.) размещают внутри глав­ного корпуса. Трансформаторы связи 16 и трансформаторы собственных нужд 23 устанавливают по обе стороны от ГРУ. Для ремонта трансформаторов используют монтажную площадку 24 главного корпуса. Мощные трансформато­ры (трансформаторы связи) транспортируют на монтаж­ную площадку по железнодорожному пути на собствен­ных тележках. Трансформаторы небольшой мощности доставляют с помощью автомашин.

3.2 Компоновка КЭС

 

Большую роль играет взаимное расположение главного корпуса, РУ и внешнего  водохранилища (реки, брызгального бассейна и т. п.). РУ имеют внутренние электрические связи с блочными трансформаторами, которые всегда устанавливают у стены главного здания со стороны машинного зала. Могут иметь место  четыре характерные случая размещения РУ как показано на рисунке 3.2. Максимальное приближение главного корпуса к водохранилищу  позволяет получить самые короткие и дешевые, гидротехнические коммуникации с наименьшими годовыми расходами на прокачку охлаждающей воды. При размещении РУ со стороны постоянного торца главного корпуса  связи между РУ и блочными трансформаторами получаются  протяженными и дорогими.

3.3. Компоновка АЭС

Для удаления радиоактивных отходов АЭС снабжают дополнительными устройствами и сооружениями: специальной технологической вентиляцией, спецканализацией, системой дезактивации и захоронения ходов.

Воздух из системы вентиляции очищается фильтрами и через вытяжную трубу выбрасывается в верхние слои атмосферы. Для отвода жидких радиоактивных отходов сооружают внутреннюю спецканализацию. Для захоронения твердых радиоактивных отходов, а также пульпы и концентрированных растворов предусматривают специальные хранилища, или иначе могильники.

Площадку для строительства АЭС выбирают так, чтобы  можно было организовать санитарно-защитную зону.

                                            

 

                       

/ — главный корпус; 2 — РУ высшего напряжения; 3 — РУ среднего напряже­ния; 4—водохранилище; 5 — насосная станция; 6— дымовая труба; 7—склад топлива; 8—трансформатор энергоблока; 9 — автотрансформатор связи; 10— электрическая связь между трансформатором блока и РУ; 11 — воздушные линии электропередачи

Рисунок 3.2.-Варианты компоновки сооружений КЭС.

 

.3.4 Компоновка ГЭС

 

Здание русловой ГЭС  наравне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа (ВБ). Трансформаторы  блоков раз­мещают на площадке со стороны верхнего или нижнего бьефа (НБ). РУ генераторного напряжения  располагают в здании ГЭС. Площадку для  сооружения ОРУ выбирают в соответствии с рельефом прибрежной полосы.

На приплотинной ГЭС  здание  сооружают за глухой плотиной. Вода подается к турбинам по напорным трубопроводам. Между зданием ГЭС и плотиной над напорными трубопроводами образуется «пазуха» , которую удобно использовать для установки трансформаторов  блоков и размещения  РУ генераторного напряжения. РУ повышенного напряжения , как и на русловой ГЭС, размещают на берегу.

Компоновка деривационной ГЭС  имеет свои особенности. Головной узел объединяет сооружения, предназначенные для создания подпора в реке и отвода потока в деривацию. Сюда входят плотина, водосбросные устройства, водоприемник, отстойник, промывные устройства.

 

3.5 Компоновка подстанций

 

На площадке ПС размещаются: РУ, трансформаторы, реакторы, синхронные компенсаторы, общеподстанционный пост управления (ОПУ). Здания вспомогательного назначения (гараж, ремонтные мастерские, складские помещения и др.) сооружают только на крупных  ПС. ОПУ предусматривают там, где планируется постоянное дежурство персонала, устанавливается аккумуляторная батарея или сооружается ЗРУ. ОПУ выполняют в виде одноэтажного отдельного здания или совмещают в одном здании с ЗРУ 6-10 кВ.

Размещение электрооборудования и РУ на площадке ПС с двумя напряжениями соответствует положению элементов в структурной схеме. Электрические связи  прямые и короткие. При трех напряжениях компоновка усложняется и возможны различные варианты, как это показано на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Структурная схема (а) и варианты компоновки со­оружений

(б, в, г) подстанции с тремя напряжениями

 

3.6 Выполнение внутренних электрических связей

 

 Для электрических связей используют гибкие открытые токопроводы; открытые шинные мосты;  комплектные пофазно экранированные токопроводы; кабели. Ошиновку РУ 35—750 кВ выполняют гибкими проводами, из сталеалюминиевых проводов.

 

4 ЛЕКЦИЯ 4. Проектирование технологической части

 

Содержание лекции:

- особенности технологических схем электрических станций.

 

Цель лекции:

- ознакомление с технологическими схемами электрических станций различных типов.

 

4.1 Технологические схемы ЭС 

Моноблочная схема выполняется с установкой одного однокорпусного котла на турбину, как это показано на рисунке 4.1, а. Пар, поступивший из котла  в ц. в. д. конденсационной турбины 2, направляется в промежуточный перегреватель пара 3, представляющий собой часть котла. Вторично перегретый пар возвращается в ц. н. д. турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе 4.

                                  

1—котел; 2.—паровая турбина; 3—промежуточный перегреватель пара;

4 — конденсатор; 5—генератор

Рисунок 4.1 - Моноблочная (а) и дубль блочная (б) схемы.

 

При дубль блочной схеме устанавливается два котла по 50% производительности каждый и одна турбина. Это допускается при сжигании низкосортных видов топлива (торф, сланцы), для которых по условиям их сжигания максимальная производительность котла ограничена до 500 т/ч. Если преобладает промышленная паровая нагрузка, то применяют дубль-блоки, а если отопительная нагрузка, то моноблоки.

Для ТЭЦ без промежуточного перегрева пара предусматривают поперечные связи по пару между агрегатами.

На ТЭЦ смешанного вида, как это показано на рисунке 4.2,  имеют место  поперечные связи между котлами по пару (магистраль 6), между турбинами по производственному пару (магистраль 7) и по горячей воде (магистраль 8).

Применяются различные схемы включения теплофикационных турбин различного типа:  типа Т с регулируемым отбором пара для получения горячей воды; типа ПТ с регулируемыми отборами пара для промышленных целей и для подогрева воды;  типа Р с противодавлением, у которой весь пар отводится к потребителям при давлении выше атмосферного.

     

 

1—котел; 2.—паровая турбина; 3—промежуточный перегреватель пара; 4 — конденсатор; 5—генератор; б—переключательная паровая магистраль; 7—производственный пар; 8—горячая вода; 9—пиковый котел; 10 — редукционно-охладительвая установка; 11 — сетевой перегреватель; 12 — пиковый водогрейный котел; 13 — сетевой насос.

Рисунок 4.2 – Технологическая схема смешанного вида

 

Выбор структурной схемы АЭС зависит от типа реактора (корпусный или канальный), вида теплоносителя, замедлителя и других факторов. Схема может быть одноконтурной, двухконтурной, не полностью двухконтурной и трехконтурной.

Выбор технологической схемы ГЭС зависит от ее типа. Выбор решения производится на основе сопоставления возможных вариантов схемы гидроузла по экономическим, строительным и эксплуатационным показателям в соответствии с природными условиями используемого участка реки и народнохозяйственными комплексными задачами.

 

4.2  Выбор турбин

 

На КЭС единичную мощность турбоагрегатов выбирают возможно более крупной с учетом развития  системы. Единичная мощность агрегатов не должна превышать аварийного резерва системы, который может составлять от 4 до 10% мощности системы. Тип турбины – конденсационный.

 На ТЭЦ единичные мощности теплофикационных турбоагрегатов выбирают возможно более крупными, учитывая  рост тепловых нагрузок.  Определяющими являются давления и расходы отборов пара для промышленных и коммунально-бытовых потребителей.  Для городских ТЭЦ без промышленных потребителей выбирают теплофикационные турбины типа Т, например Т-50-130, Т-100-130 или Т-250/300-240. На промышленных ТЭЦ устанавливают турбины типа ПТ (например, ПТ-60/75-130). Для покрытия постоянной тепловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противодавлением (например, Р-100-130).  Для ТЭЦ, проектируемых для районов с развитым промышленным и коммунально-бытовым тепловым потреблением, может оказаться целесообразной установка турбин трех типов—Т, ПТ и Р (ТЭЦ смешанного типа).

На АЭС тип турбины выбирают в зависимости от типа реактора и структурной технологической схемы: при высокотемпературных реакторах устанавливают турбины с перегретым паром высокого давления; для реакторов с теплоносителями в виде жидкого металла, газа и органической жидкости—турбины с перегретым паром среднего давления, а для реакторов с водяным теплоносителем—турбины с насыщенным паром среднего давления.

На ГЭС мощность гидроагрегата выбирают путем технико-экономического, сопоставления вариантов с раз­личным числом агрегатов.

 

4.3 Выбор котлов

 

В номенклатуре оборудования заводов изготовителей имеются котлы, предназначенные для работы на газе, на газе и мазуте, на твердом топливе: барабанные с естественной циркуляцией-без промежуточного перегрева пара марки Е (например, Е-420-140) и с промежуточным перегревом марки Е_п (например, Е_п-640-140);  прямоточные с промежуточным перегревом пара марки П_п (например, П_п-950-255).

Барабанные котлы более гибки и менее чувствительны к качеству питательной воды, но они более металлоемкие и  дороже прямоточных котлов. При давлении выше 17 МПа использование барабанных котлов по условию циркуляции исключено и возможна установка только прямоточных котлов. В области средних давлений пара (8,8 и 12,7 МПа) могут быть выбраны как барабанные, так и прямоточные котлы.

На промышленных ТЭЦ с большим производственным потреблением пара имеют место значительные потери конденсата, восполняемые добавкой очищенной воды. Поэтому меньшая требовательность таких  котлов к качеству питательной воды  играет решающую роль.

Тепловая схема блочных ТЭС должна обеспечивать возможность пуска блока  при любом его состоянии, для чего предусматривают пусковую котельную или другие устройства.

 

4.4 Выбор тягодутьевых машин и насосов

 

На котлах, работающих с разрежением, устанавливают тягодутьевые машины-дымососы (для отсоса дымовых газов) и дутьевые вентиляторы (для вдувания пыли и подачи необходимого для ее горения воздуха).Для котлов паропроизводительностью 500 т/ч и менее, а также для каждого котла дубль-блока предусматривают один дымосос и один вентилятор. Для более мощных котлов устанавливают два дымососа и два вентилятора с подачей по 50% каждый. Мощность тягодутьевой машины  определяется  расходом и напором:

где: Р - потребляемая мощность, кВт;

Q - расход тягодутьевой машиной,  м³/с;

Н - напор, выбирают с запасом в 15% , кПа;

- КПД установки (машины и передачи.

Питательные насосы являются самыми мощными и ответственными вспомогательными рабочими машинами. Для блоков с давлением пара 13 МПа предусматривают один питательный электронасос с подачей 100% (на складе, кроме того, находится один резервный насос для всей ТЭС), а для блоков с закритическим давлением пара—один турбонасос  с подачей 100% или два турбонасоса с подачей по 50%. При сверхкритических параметрах пара применяется турбопривод. Питательный насос на сверхкритическое давление выполняется на  повышенную частоту вращения 4500— 6000 об/мин.

Циркуляционные и конденсатные насосы выбирают из условия максимального расхода рабочей жидкости, имеющего место при работе турбин с полной нагрузкой в летнее время с учетом дополнительных расходов циркуляционной воды на охлаждение.

 Конденсатные насосы выбирают с резервом: при одном конденсаторе на турбину предусматривают два конденсатных насоса с подачей 100% каждый, при двух-трех конденсаторах на турбину - три конденсатных насоса с подачей 50% каждый (два рабочих и один резервный). Мощность на валу центробежного насоса равна:

 Вт

    где Q - подача насоса, м³/ с;

            давление в нагнетательном и всасывающем патрубках , Па;

            - КПД насоса и передачи в расчетном режиме.

Создаваемый насосом напор складывается из трех составляющих

 

где - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³;

 g= 9,81 м/с²—ускорение свободного падения;

 h- геодезический напор, разность высот нагнетания и всасывания, м;

  - давления в резервуарах, Па;

 - потеря напора в магистрали, м.

Определив напор, находят  значение мощности на валу насоса, которое затем используют при выборе мощности приводного двигателя.

 

 

5 ЛЕКЦИЯ 5.   Технико-экономическое обоснование принимаемых

решений

 

       Содержание лекции:

- методика технико-экономического обоснования принимаемых решений.

 

       Цель лекции:

       - ознакомление  с основными принципами построения целевой функции при технико-экономическом обосновании схем.

 

5.1 Качества электроустановок и целевая функция

 

ЭС состоит из нескольких частей (подсистем) - технологической, тепловых сетей (для ТЭЦ), электротехнической, строительной, гидротехнической, транспортной и вспомогательных сооружений, каждая из которых имеет специфику и  слабые связи с другими подсистемами. Поэтому для ЭС возможна локальная оптимизация.  В качестве критериев оптимизации может служить большое количество показателей.

1. Экономичность - совокупность стоимостных показателей: капиталовложений, стоимости годовых потерь энергии, годовых издержек на ремонт и обслуживание.

2. Надежность -  свойство объекта выполнять заданные функции. Для ЭС - это выработка заданного количества электрической и тепловой (для ТЭЦ) энергии нормированного качества, для ПС - снабжение потребителей электроэнергией нормированного качества.

Для количественной оценки надежности электроустановок еще не  существует общепризнанных нормативных показателей, а наибольшее распространение получили следующие:

- частота и среднегодовая длительность потери генерирующей мощности;

- частота и среднегодовая длительность нарушения электроснабжения; 

- математическое ожидание (м. о.) недоотпуска электроэнергии  за год;

- математическое ожидание ущерба.

Ущерб как стоимостный показатель снижения национального дохода от ненадежности объекта представляет собой результирующий показатель надежности.

3. Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в его приспособленности к проведению ремонтов и обслуживания. Ремонтопригодность входит в качество надежности и отражается значениями частоты и длительности ремонтных состояний электроустановки.

Экономичность и надежность находятся в противоречии, так как повышение надежности требует дополнительных капиталовложений.

        4. Безопасность обслуживания.

        5. Удобство эксплуатации и минимальный объем переключений.

  6. Удобство размещения электрооборудования.

7. Возможность дальнейшего расширения

Если оценку качеств объекта можно произвести по одному критерию эффективности - экстремальному значению одной целевой функции, то имеет место однокритериальная оптимизация. Если необходимо ввести несколько критериев эффективности, то возникает сложная проблема многокритериальной оптимизации.

Получение строгого оптимального решения при проектировании электроустановки относится к многокритериальной оптимизации. Однако отсутствие математического выражения для ряда критериев эффективности и  сложность решения самой задачи обусловили  при проектировании энергетических объектов использование метода однокритериальной оптимизации.

Целевая функция при однокритериальной оптимизации должна количественно отражать наиболее весомые качества проектируемого объекта и иметь экстремум.

Расчет ведут по минимуму приведённых затрат 3, руб/год, которые включают в себя: капиталовложения К, руб; годовые издержки И, руб/год; и м. о. ущерба М(У), руб/год.

 

 

где  - нормативный коэффициент эффективности, 1/год; в энергетике

       = 0,12, соответствует нормативному сроку окупаемости Тн=8 лет.

Нормативный коэффициент эффективности позволяет объединить в одной функции капиталовложения и годовые издержки. Так, при сопоставлении вариантов двух с капиталовложениями  и  и годовыми издержками  и  можно записать условие экономической эффективности первого варианта

 

или

 

В совокупности   дает количественную оценку экономичности, а ущерб - надежности (м. о. дополнительных затрат из-за ненадежности объекта). Годовые издержки производства (годовые эксплуата­ционные расходы) складываются из трех составляющих

 

где  - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и  капитальный ремонт);

          —норма амортизационных отчислений, 1/год;

 - издержки на обслуживание электроустановки;

        b - норма отчислений на обслуживание, 1/год;

        - издержки, обусловленные потерями энергии;

        - удельные затраты на возмещение потерь, руб/(кВт-ч);

        - годовые потери энергии, кВт ч/год.,

 Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: = 6,4%; =3% при Uном до 150 кВ и ==2% при Uном220 кВ.

Ущерб  может быть представлен произведением удельного ущерба , руб/(кВт-ч), и математического ожидания недоотпуска электроэнергии из-за ненадежности электроустановки M(W}, кВт.ч/год. С учетом выражений для отдельных составляющих получим:

 

 

Целевая функция не отражает всех качеств объекта и решение, полученное по критерию минимума приведенных затрат, не строго оптимально.

При выборе сначала  намечают ряд вариантов и вычисляют целевую функцию (расчетные затраты). Затем отбирают варианты, входящие в зону наименьших затрат, у которых 3 отличаются от 3min не более чем на 5%), а  затем проводят дополнительное сопоставление конкурентоспособных вариантов по другим качествам, не отображенным в целевой функции.

 

5.2 Издержки на потери энергии

Затраты на возмещение потерь энергии определяют как

где  - стоимость 1 кВт-ч и годовые потери энергии, зависящие,    от нагрузки (переменные);

          - то же, но не зависящие от нагрузки (постоянные).

Стоимость 1 кВт-ч потерянной электроэнергии рассчитывают как удельные затраты на базовых и пиковых электростанциях на возмещение потерь энергии:

где  - коэффициент попадания в максимум энергосистемы (для ЭС   = 1);

         - время максимальных потерь;

                ,  - затраты на 1 кВт-ч, отпущенный соответственно на базовой и пиковой ЭС; 

                - удельные участия (по мощности) базовых и пиковых станций в возмещении потерь;

           - число часов использования установленной мощности на базовых и пиковых электростанциях.

Годовые потери энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют следующим образом:

 

 

где  - потери х. х. и  к.з. трансформатора, кВт;

 - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года;

 - нагрузка j-й и i-й ступеней зимнего и летнего графиков, кВт;

 - длительности ступеней, ч;

      п,'- количество ступеней в зимнем и летнем графиках.

Для трехобмоточных трансформаторов строят характерные суточные графики нагрузок для каждой обмотки и по ним рассчитывают потери отдельно для каждой обмотки:

 

 

 

где   и - нагрузки  и потери к. з. обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, кВт. 

На стадии проектирования в исходных данных приводят только максимальные нагрузки Smax и число часов их использования Ттах. и расчет потерь энергии ведут приближенно через время максимальных потерь

 

 

где Тр - длительность простоя трансформатора из-за планового ремонта, ч/год.

 

6 ЛЕКЦИЯ 6. Проектирование  главной схемы

 

Содержание лекции:

  - проектирование главных схем электрических станций.

 

Цель лекции:

- ознакомление  с  методами построения главных схем электрических станций и подстанций.

 

6.1 Выбор схемы присоединения  к системе

 

При проектировании главной схемы электрической станции возможность типовых решений исключена, а само проектирование можно разделить на следующие этапы: - выбор схемы присоединения  к энергосистеме; выбор структурной схемы; - выбор способа ограничения токов к. з.; выбор схем РУ на всех  напряжениях;   расчет токов к. з. и выбор ЭА.

Для проектирования должны быть известны:  напряжения выдачи электроэнергии и характеристики нагрузок ;  схемы сетей, число и протяженность отходящих линий и их оснащение (ШР, КБ, заградительные высокочастотные устройства и т. п.);  допустимые потери генерирующей мощности по условию устойчивости параллельной работы и располагаемого резерва мощности в энергосистеме;  графики активной и реактивной мощностей генераторов в соответствии с местом станции в покрытии графика нагрузки системы; - данные по токам к. з.

При выборе схемы присоединения станции к системе  кроме  существующей схемы энергосистемы следует учитывать и  возможности передачи электроэнергии  по линиям различного класса напряжений. Границы между сетями разных уровней напряжения приведены в таблице 1

 

Т а б л и ц а 1

Uном, кВ	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт	Наибольшая длина ВЛ, км
110	25—50	50—150
220	100—200	150—250
500	700—900	600—1200
750	1800—2200	800—1500
1150	4000—6000	1200—2000

 

Выдача электроэнергии на одном напряжении характерна для пиковых гидроаккумулирующих (ГАЭС) или газотурбинных ЭС.  В большинстве случаев (60%) выдача происходит на двух напряжениях: 110—220 кВ - в местный район нагрузки и в  основные сети двух напряжений, 220 - 330 и 500 - 750 кВ. Наличие трех повышенных напряжений сильно усложняет электрическую схему.

 При выборе количества линий связи необходимо иметь в виду что при работе всех ВЛ, или при отключении любой из них должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности при нормальном уровне устойчивости и надлежащем качестве электроэнергии.

ТЭЦ часть энергии  выдают в местные распределительные сети на генераторном напряжении, а остальную - в сети системы на напряжениях 110—220 кВ. Современные ТЭЦ с теплофикационными турбоагрегатами мощностью 100 и 250 МВт охватывают большие территории и почти всю мощность выдают в распределительные сети системы напряжением 110 и 220 кВ.

 

6.2 Проектирование  структурной схемы

 

Структурная схема определяет распределение генераторов  между РУ и количество трансформаторов связи. Выбирается на основе ТЭО. Основной принцип - максимальное использование блочных схем. 

Примеры возможных структурных схем КЭС приведены на рисунке 6.1.

 

             

а- с одним повышенным напряжением; б - с отдельным автотрансформато­ром связи между РУ ВН СН; в - с использованием блочных АТ; г - с двумя двухобмоточными ТР

Рисунок 6.1 - Структурные схемы электростанций районного типа

Структурные схемы ТЭЦ, приведенные на рисунке 6.2. зависят от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки. Существенную роль играет расположение  ТЭЦ вне  или в черте города.

Для  мощных ТЭЦ с агрегатами 100 и 250 МВт, которые сооружают для тепло - и электроснабжения больших городов и крупных промышленных предприятий применяют единичные блоки

Рисунок 6.2 - Структурные схемы ТЭЦ неблочного (а, б, в), блочного (г)

и смешанного (д) вида

 

Структурные схемы подстанций  значительно проще и определяются количеством трансформаторов и напряжений.

 

6.3 Выбор  числа и мощности трансформаторов

Рекомендуются трехфазные трансформаторы, но допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов.  Все трансформаторы, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь устройства РПН. Мощность трансформатора

 

 

где - расчетная мощность;

- номинальная мощность трансформатора;

- допустимый коэффициент перегрузки.

При блочной схеме трансформатор должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки ответвления. При присоединении  только нагрузки СН

При подключении местной нагрузки и СН

 

где  Р_ном, _г, Q_{ном, г}-  активная и реактивная номинальные мощности гене ратора;

Р_c,н,  Q_с,н,  - активная и реактивная нагрузки собственных нужд;

Р_м,н, Q_{м, н} —активная и реактивная местные нагрузки;

-номинальный коэффициент мощности генератора.

Выбор  ТР выполняется  с учетом  возможных систематических перегрузок в дневное время без сокращения срока службы, т. е.

 

где К_п.сист - допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяют по графикам нагрузочной способности

  На ТЭЦ  предусматривают два трансформатора связи с системой. При выборе трансформаторов связи РУ генераторного напряжения  повышенного напряжения ТЭЦ определяется передаваемая мощность

 

 

Число трансформаторов на подстанциях выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания. На однотрансформаторных ПС номинальную мощность трансформатора выбирают с учетом  систематических перегрузок:

 

.

При установке более одного трансформатора расчетным является случай отказа одного из них, когда оставшиеся в работе  с учетом  аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:

 

 .

         

Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проектировании принимается К_п,ав=1,4. Такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки был не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

 

7 ЛЕКЦИЯ 7. Ограничение токов короткого замыкания

 

Содержание лекции:

- способы ограничения токов короткого замыкания.

 

Цель лекции:

- выбор способа ограничения токов короткого замыкания.

 

7.1  Способы ограничения токов короткого замыкания

 

Ограничение уровня токов к. з. должно быть обосновано технической необходимостью  или экономической целесообразностью.

В настоящее время применяют следующие способы: а) деление сети (например, путем раздельной работы трансформаторов на стороне 6— 10 кВ подстанции или раздельной работы РУ повышен­ных, напряжений на районных электростанциях); б) уста­новка токоограничивающих реакторов 6 - 10 кВ;  в) при­менение трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения;  г) частичное заземление нейтра­лей трансформаторов (для ограничения тока однофаз­ного замыкания на землю); применение  безинерционных токоограничивающих устройств и   токоограничивающих коммутационных аппаратов; приме­нение вставок постоянного тока и т. д.

 

7.2 Выбор токоограничивающих средств на электростан­циях

 районного типа

 

Электрическая схема таких станций строится по блочному принципу, и вопрос об ограничении тока к. з. на генераторном напряжении может возникнуть лишь при укрупненных блоках. Объединение двух и более генераторов в блоке с общим трансформатором приводит к появ­лению поперечных связей на генераторном напряжении, как это показано на рисунке 7.1,  и  к увеличению токов к. .з. на этом на­пряжении

Рисунок 7.1 – Укрупненный блок и его схема замещения

         Ограничение тока к. з. может быть достигнуто применением трансформатора с расщепленными обмот­ками, как это показано на рисунке 7.2. Коэффициент расщепления k_p трехфазных трансформаторов обычно равен 3,5, а группы однофазных    трансформато­ров—4,0.   Токи к. з. от соседнего генератора Г2 и системы С проходят  по путям со значительно большими   сопротивлениями, чем и достигается ограничение этих токов.

Рисунок 7.2 - Ограничение токов короткого замыкания посредством транс­форматора с расщепленными обмотками.

 

Применение  трансформаторов с расщепленными обмотками всегда выгодно и не требует  экономического обоснования.

При проектировании мощных электростанций, пред­назначенных для работы в составе крупных  систем, может возникнуть необходимость огра­ничения токов к. з. и на стороне повышенного напря­жения. Одной из мер может быть де­ление РУ повышенного напряжения электростанции на две раздельно работающие части с помощью секционных выключателей

 

7.3  Выбор токоограничивающих устройств на генератор­ном

 напряжении ТЭЦ

 

Допустимый ток к. з. на ТЭЦ определяется параметрами выключателей, изго­товляемых заводами на данное номинальное напряже­ние, а также термической стойкостью головных участ­ков кабельной питающей сети. Для потребителей тре­буется обычно более глубокое ограничение токов к.з., которое определяется термической стойкостью кабелей распределительных сетей потребителей и параметрами выключателей, устанавливаемых на РП.

   За расчетный параметр выключателя удобно при­нять номинальный ток отключения или номинальный ток электродинамической стойкости I_эд, значения кото­рых обычно одинаковы. Этот расчетный параметр дол­жен быть согласован с начальным значением периоди­ческой, составляющей тока к. з. I_п,о, методика расчета которого наиболее проста.

   Применение блоков гене­ратор—трансформатор уже само по себе является ме­рой ограничения токов к. з. на генераторном напряже­нии. Поэтому на блочных ТЭЦ с генераторным напря­жением 6 -10 кВ обычно ограничиваются установкой реакторов на ответвлении к РУ, от которого отходят линии местной нагрузки.

На ТЭЦ с поперечными связями генераторного на­пряжения при наличии двух транс­форматоров связи обычно применяют секционные ре­акторы СР как это показано на рисунке 7.3 , и  в редких случаях допускается раздельная работа секций.

Рисунок 7.3 -Схемы ограничения токов к.з. на ТЭЦ с помощью групповых линейных реакторов (а), секционных реакторов (б,в), трансформаторов с расщепленными обмотками (г), трансформаторного реактора (д)

 При одном трансформаторе связи с системой ограничение  достигается расщеплением его обмоток НН,  или уста­новкой в его цепи сдвоенного реактора Р.

 Выбор  секционных реакторов ведется  следующим  образом:

I. Определяют число секций ГРУ.

2.  В соответствии с  числом секций определяют схему включения секционных реакторов: прямолинейную (разомкнутую) при числе секций две-три  и кольцевую при числе секций три – четыре.

3. Анализируя возможные перетоки между секция­ми выбирают номинальные токи секционных реакторов. Им соответствуют определенные индуктивные сопротивления, из которых выбирают наибольшее.

4. Производят   расчет токов к. з. I_п,о на шинах ГРУ   при наличии секционных реакторов и без них. Эти токи являются расчетными при выборе выключателей в присоединениях трансформаторов собственных нужд.

5. Обосновывают необходимость  ограничения тока к. з. в ГРУ ТЭЦ.

6. Если принята схема с секционными реакторами, то определяют потери напряжения, в них при наибольшем перетоке мощностей между секциями. Эти потери не должны превышать 5—6% номинального.

Выбор линейных реакторов определяется структурной схемой ТЭЦ.

Предпочтение отдается групповым сдвоенным реакто­рам, как это показано на рисунке 7.4. Сдвоенные реакторы по­зволяют объединять большее число линий под один реактор и тем самым снижают капиталовложения. Кроме того они имеют меньшие потери напря­жения в нормальном режиме.

Рисунок 7.4 - Групповой сдвоенный реактор и его схема замещения

Число линий, присоеди­ненных к групповой сборке не должно превышать трех-четы­рех.

 

 7.4  Выбор токоограничивающих средств на подстанциях

 

Желаемый уровень ограничения тока к. з. определяется параметрами  выключа­телей КРУ, а также током термической стойкости головных участков питающей кабельной сети.

Прежде всего оценивают токоограничивающий эф­фект   от   раздельной   работы   трансформаторов как меры, не требующей дополнительных затрат. Если это не дает нужного эффекта, то используют трансформаторы с расщеп­ленными обмотками или установку в вет­вях трансформаторов реакторов.

На мощных подстанциях может оказаться необходимым соче­тание всех трех средств: раздельной ра­боты трансформаторов, расщепления их обмоток и включения в каждую ветвь реакторов. Возможно также применение линейных реакторов.

 

 

 

8 ЛЕКЦИЯ 8. Проектирование схем распределительных устройств

Содержание лекции:

- выбор схем распределительных устройств.

 

Цель лекции:

- ознакомление с методикой выбора схем РУ электрических станций и подстанций.

 

8.1  Классификация схем РУ

 

1-й тип—с коммутацией присоединений через один выключатель (схемы с одной или двумя системами сборных шин с одним выключателем на каждое присоединение, которые могут быть дополнены обходной системой шин с обходным выключателем);

2-й тип - с коммутацией присоединений через два выключателя или кольцевого типа (схемы с двумя системами сборных шин с двумя, 3/2, 4/3 выключателями на каждое присоединение, многоугольники и т. п.);

3-й тип - упрощенные с сокращенным числом выключателей (менее одного на присоединение) или совсем без них (блочные схемы, схемы мостиков и пр.).

 

8.2 Выбор  электрических схем РУ 6—10 кВ ТЭЦ и подстанций

 

 К РУ 6—10 кВ ТЭЦ и подстанций подключаются небольшое число питающих присоединений и  значительное количество линий, отходящих к местным потребителям. При этом схема РУ должна быть такой  чтобы повреждение или отказ любого выключателя не приводили к перерыву в электроснабжении от­ветственных потребителей и к нарушению баланса мощ­ностей. Кроме этого должна быть обеспечена возможность  расширения.

Наи­более рациональным решением являются схемы ради­ального типа с коммутацией через один выключатель — с одной или с двумя системами сборных шин, как это показано на рисунке 8.1.  

 Схема с одной системой сборных шин проще, дешевле и позволяет использовать ячейки КРУ. Однако ремонт секции сборных шин требует отключения всех присо­единений. Выбор электрической схемы РУ 6— 10 кВ базируется лишь на анализе исходных условий и технико-экономических вариантных расчетов не требует.

 

8.3 Выбор электрических схем РУ повышенных напряжений

 

Тре­бования

1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и вы­ше должен производиться без отключения присоединений.

       2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, трансформаторов - не более чем тремя выключателями.

3. Отказы выключателей  не должны при­водить:

а) к одновременной потере обеих параллель­ных транзитных линий одного направления;

б) к одновременному отключению несколь­ких линий.

Для электрических схем РУ повышенных напряжений находят  применение  схемы всех трех типов, приведенные на рисунке 8.2.

 

 

 

 

 

 

 

 

а — с одной системой сборных шин на подстанции; б — с одной системой сборных шин на ТЭЦ; в—с двумя системами сборных шин на ТЭЦ.

Рисунок 8.1 - Варианты схем электрических соединений 6—10 кВ

 

а — структурная схема ТЭЦ; б — пятиугольник; в — сдвоенный мост; г — рас­ширенный треугольник. Рисунок 8.2 - Варианты схем электрических соединений для РУ 110 кВ ТЭЦ

Если число присоединений РУ 35—220 кВ не более четырех—шести, то применяются упрощенные электрические схемы  3-го типа и схемы многоугольников. При большем числе присоединений РУ 35—220 кВ рассматривают электрические схемы с коммутацией присоединений через один выклю­чатель.

Если (U_ном = 35 кВ), то обходную систему шин с обходным выключателем можно не предусматривать при U_ном =110—220 кВ обходная система шин с обходным выключателем необходима.

В схеме с двумя системами сборных шин,  если число присоединений от 12 до 16  рекомендуют одну из систем  секционировать, получив три секции сборных шин. При числе присоединений более 16 рекомендуется секционировать обе системы сборных шин.

В РУ 110—220 кВ с одной секционированной системой сборных шин устанавливают отдельный обходной выключатель для каждой секции. При двух секционированных системах сборных шин число присоединений на каждую секцию оказывается обычно не более пяти-шести, что позволяет применять совмещенный (шиносоединительный и обходной) выключатель.

На стороне среднего напряжения (220 кВ) КЭС с блоками 300 МВт рассматриваются: схема с одной секционированной системой сборных шин и с обходными шинами и схема с двумя си­стемами сборных шин и с обходными шинами, как это показано на рисунке 8.3.

 

а) структурная схема КЭС; б,в) варианты схем РУ 330 кВ;

г-ж) варианты  схемы РУ 50 кВ.

Рисунок 8.3 - Варианты схем электрических соединений РУ повышенных напряжений  КЭС

Для РУ с большим числом присоединений и напря­жением 330—750 кВ рекомендуются к рассмотрению надежные схемы кольцевого типа с коммутацией при­соединений через два (три) выключателя, то есть схемы, с двумя системами сборных шин - с тремя выключателями на два присо­единения (полуторная) или с четырьмя вы­ключателями на три присоединения  (схема 4/3); спаренные многоугольники; схема генератор—трансформатор—линия с уравнительно-обходным многоугольником У ОМ,

На ГЭС с частыми режимными коммута­циями блоков - через один выключатель, или включа­тель нагрузки.

На подстанциях, где отключения трансформаторов крайне редки, -  без выключателей, т. е. по схеме шины-трансформатор

Рисунок 8.4- Схемы с присоединением трансформаторов к сборным ши­нам РУ через выключатель нагрузки (а) и непосредственно без выключателя (б)

 

Порядок расчета по выбору схемы РУ

1.Намечают ряд вариантов схем ОРУ

2. Оценивают по числу ячеек  капиталовложения  каждого варианта:

 

К_ру=пК_яч ,

где К_яч— стоимость ячейки.

        3.Определяют количественные показатели надежности вариантов:

- для электростанций - частоту и продолжительность аварийной потери гене­рирующей мощности, математическое ожидание недоотпуска электроэнергии в систему,

- для подстанций - частоту и продолжитель­ность перерыва электроснабжения, математическое ожидание  недоотпуска электроэнергии потребителям.

4. Для каждого варианта вычисляют ущерб: для электростанций - от недоотпуска электро­энергии в энергосистему, для подстанций - от переры­ва в электроснабжении.

5. Для каждого варианта определяют согласно  приведенные затраты, принимая

6. Отбирают варианты, входящие в зону наименьших затрат.

7. Проводят дополнительное сопоставление отобранных вариантов по техническим критериям.

 

 

9 Лекция 9. Короткие замыкания в электроустановках

Содержание лекции:

- особенности переходного процесса и расчета различных схем.

 

Цель лекции:

- изучение характера переходного процесса при  трехфазном коротком замыкании  при наличии АРВ и особенностей расчета различных схем.

 

9.1 Характеристика  переходного процесса трехфазного  к.з.

 

Наиболее тяжелым видом повреждений в электроустановках является трехфазное короткое замыкание, вероятность возникновения которого составляет 1-7 %. При коротком замыкании углы между током и напряжений меняются, токи существенно возрастают, в связи с чем происходит повышенный нагрев проводников и контактов, возникают электродинамические усилия между проводниками, и имеет место существенное понижение уровня напряжения в электрической сети. Короткие замыкания сопровождаются переходным процессом и  полный ток КЗ слагается из двух составляющих. Вынужденная составляющая тока КЗ называется периодической составляющей

,

где I_n,m – амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая КЗ называется апериодической  _.

Длительность переходного процесса КЗ для современных генераторов обычно составляет не более 3-5 с. Максимальное значение тока  наступает через 0,01 с после начала процесса КЗ и  носит название ударного тока  i_у

.

При малой электрической удаленности места повреждения существенное влияние на переходный процесс оказывает АРВ генератора.  В этом случае снижение напряжения при КЗ  сопровождается увеличением тока возбуждения, причем при снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф_f, ЭДС генератора,  и ток КЗ, согласно рисунка 9.1. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. Кроме того, значительная индуктивность обмотки возбуждения генератора приводит к задержке увеличения тока ротора. В результате этого действие АРВ начинает проявляться спустя некоторое время после возникновения КЗ. Из сказанного можно сделать вывод, что АРВ не влияют на ток КЗ в первые периоды короткого замыкания.

Рисунок 9.1 - Кривые изменения тока КЗ синхронного генератора при наличии АРВ

Начальные значения периодической и апериодической составляющих тока, процесс затухания последней, а, следовательно, и ударный ток остаются такими же, как и в случае работы генератора без АРВ.

9.1 Выбор расчетных точек  для расчета тока короткого замыкания

 

Расчет проводится при  общепринятых допущениях и производится в следующем порядке.

1. Составляется расчетная схема, на которой указываются все элементы и их параметров и точки К.З,  причем так, чтобы через проверяемое оборудование протекал наибольший ток К.З., как это показано на рисунке 9.2.  Например, для проводников и аппаратов в присоединении Г1, расчетной точкой является точка К7, а расчетный ток складывается  из суммы токов всех источников питания кроме Г1.

а) для станции районного типа; б)  для станции неблочного типа;  в) для подстанции Рисунок 9.2 - Расчетные схемы электроустановок

Расчетное время К.З. t_расч оценивают в зависимости от цели расчета: для проверки оборудования на элек­тродинамическую стойкость t_расч = 0 (для тока I_п,о) и t_расч =0,01 с (для тока I_уд,max); для проверки выключателей на отключающую способность t_расч (τ) определя­ется как сумма наименьшего возможного времени действия защиты 0,01 с и собственного времени отключения выключателя.

2. По расчетной схеме составляется схема замещения и преобразуется к лучевому виду так, чтобы каждый источник питания были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением х_рез.

3. По результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению, определяют начальное значение периодической составляющей тока К.З. I_п,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

 

9.3 Характерные схемы замещения при расчете токов К.З.

 

Все случаи расчета могут быть сведены к трем характерным конечным схемам замещения.

 

а)- схема  вида «система»; б)- схема вида «система генератор»; в) - схема вида «двигатель—система», Рисунок 9.3 - Типовые схемы замещения  для расчета токов к.з.

Схема вида «система», приведенная на рисунке 9.3,а, имеет место если расчетная точка К.З. электрически удалена от всех источников, то схема замещения преобразуется в конечную однолучевую схему с параметрами эквивалентного источника, условно названного системой. Такие преобразования справедливы для РУ6 - 10 кВ подстанций, к которым не подключены непосредственно синхронные компенсаторы и двигатели высокого напряжения (точка К1) для РУ повышенных напряжений электростанций и подстанций (точки К2);  и для сетей 6-10 кВ, питаемых от электростанций через реакторы и т. п.  Значения токов К.З., необходимые для выбора проводников и аппаратов, опреде­лятся весьма просто:

       

где    

Схема вида «генератор—система» имеет место если электрическая удаленность некоторых источников от расчетной точки к. з. равна нулю.  Их следует выделить особо (источник «генератор» Г), объединив все остальные удаленные источники в один эквивалентный - «система» С. В результате получается конечная двухлучевая схема замещения, как показано на рисунке 9.3,б.  Схема замещения типична для выбора проводников и аппаратов на генераторном напряжении (точки К.4 где в источник Г выделяют соответственно Г1—Г2 и Г1), а также на стороне 6—10 кВ подстанций в местах присоединения синхронных компенсаторов (точка К5).

Для определения периодического тока от источника Г к моменту времени τ рекомендуется пользоваться типовыми кривыми. Для этой цели вычисляют кратность начального значения перио­дической составляющей тока К.З. Г по отношению к его номинальному току;  по этому значению находят нужную кривую и по ней для t = x определяют кратность искомого тока по отношению к начальному значению  и  .

 Ударный ток источника Г:  где   Постоянная времени Т_а,г находится из справочников.

Схема вида «двигатель—система», приведенная на рисунке 9.3,в, для расчета токов к. з. в электроустановке с двигателями, которые непосредственно связаны с расчетной точкой К.З.: РУ 6 - 10 кВ собственных нужд атомных и тепловых электростанций (точка К6) или промышленных подстанций (точка К1 при наличии двигательной нагрузки).

Для упрощения группу электродвигателей объединяют в один эквивалентный (источник Д) суммарной мощности с усредненными параметрами. Получается двухлучевая конечная схема вида «генератор - система». Расчет ведется  либо  с индивидуальным учетом каждого двигателя либо с групповым учетом.

Начальный периодический ток асинхронного двигателя можно с достаточной точностью приравнять его пусковому току:

 

где- кратность пускового тока по отношению к номинальному I_ном.

Для секции С.Н. ТЭЦ можно принять следующие параметры  эвивалентного двигателя:  I _пуск.д =5,6;  cos φ = 0,87; КПД – 0,94;  = 0,07 сек;   = 0,04 сек. Тогда начальное значение периодической составляющей тока К.З. кА, от эквивалентного двигателя секции (источника Д) определится следующим выражением:

где Р_{ном, д  -} номинальная мощность эквивалентного двигателя Д, равная сумме номинальных мощностей двигателей секции (группы), МВт;

       U_ном-номинальное напряжение двигателя Д, кВ.

Остальные необходимые значения тока К.З. от источника Д вычисляют следующим образом:

- периодическая составляющая  к моменту τ ;

- апериодическая составляющая  к моменту τ  ;

- ударный ток   ;    ;

 

10 Лекция 10.Определение импульса квадратичного тока, токов К.З. в различные моменты времени и выбор выключателей и токоведущих частей

Содержание лекции:

- определение импульса квадратичного тока и токов К.З. в различные моменты времени и выбор выключателей и токоведущих частей.

 

 Цель лекции:

- изучение методов определения импульса квадратичного тока и токов К.З. в различные моменты времени и методикой выбора выключателей и токоведущих частей.

 

10.1 Определение импульса квадратичного тока

 

Проверка на термическую стойкость требует вычисления квадратичного тока к. з. за время отключения t_oтк, равное сумме времени действия основной защиты и полного времени отключения выключателя. Импульс квадратичного тока К.З. характеризует его термическое действие за время отключения t_oтк:

В основу упрощенного метода расчета импульса квадратичного тока положено раздельное определение импульсов от периодической В_п и апериодической В_а составляющих с последующим суммированием.

Импульс В_а определяют аналитически, исходя из экспоненциального закона изменения . Метод расчета импульса В_п выбирают в зависимости от вида расчетной схемы замещения.

Для схемы вида «система» вычисляют импульс от полного тока К.З.,

В=I²_п,с (t_отк +Т_а,с).

 

В схеме вида «генератор—система» для расчета импульса от периодической составляющей тока К.З. используют кривые относительных импульсов -токовых Q и квадратичных токовых В . Относительный импульс  - это отношение импульса от затухающего периодического тока К.З. генератора к импульсу от незатухающего тока

.

Импульс от апериодической составляющей тока

.

Если в схеме, вида «двигатель - система» источник «двигатель» представляет собой группу разнотипных двигателей синхронного и асинхронного типов, то импульсы от периодической и апериодической составляющих определяют раздельно.

,

 

 ,   где   .

 

Если в группе двигателей преобладают асинхронные, то формулы для В_п и В_а  упрощаются и могут быть объединены в одно общее выражение

 

.

 

10.2 Определение токов К.З. для любого момента времени

 

Значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ для времени  t >0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры.

Расчетное время, для которого требуется определять токи КЗ, вычисляется как   t = t_с,в + 0,01 с, где t_с,в – собственное время выключателя. Для современных выключателей оно не превышает 0,2 с.

Апериодическая составляющая тока КЗ  равна , а при условии максимального значения

.

 

При определении значений периодической составляющей тока КЗ для моментов времени до 0,5 с руководящие указания рекомендуют метод типовых кривых, который основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный момент времени (I_n,t,), и в начальный момент короткого замыкания (I_п,0,г) при разных удаленностях точки повреждения. Метод типовых кривых применяется в тех случаях, когда точка КЗ находится у выводов генераторов  или на небольшой электрической удаленности от них.

 

10.3 Выбор выключателей  и токоведущих частей

 

По условию длительного нагрева аппараты и проводники должны удовлетворять форсированному режиму, который возникает: а) для цепей параллельных линий при отключении одной из них; б) для цепей трансформаторов при перегрузке; в) для кабелей при использовании перегрузочной способности; г) для генераторов при работе с номинальной мощностью при снижении напряжения на 5% от номинального . . 

Электродинамическая устойчивость характеризуется максимальным допустимым током аппарата , который должен быть равен или больше расчетного ударного тока трехфазного К.З. - .

Для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую устойчивость необходимо знать длительность К.З..- , которая равна времени действия релейной защиты , и полному времени отключения  выключателя , так что   . При проверке на термическую устойчивость  определяется величина теплового импульса К.З. В_к, за время .

Выключатели выбирают по номинальному напряжению , длительному номинальному току , отключающей способности и  проверяют на термическую и динамическую устойчивость.

Проверка на электродинамическую устойчивость производится путем определения  и  и сравнением этих значений с величиной сквозного симметричного тока и предельного ассиметричного тока, равного   по условию ;  .

Условия проверки на термическую устойчивость

 

,          ,

где  — номинальный ток термической устойчивости, который аппа рат может выдержать без повреждений в течение номинального времени термической устойчивости .

Кроме того, выключатели проверяются по отключающей способности, которую характеризуют номинальный симметричный ток отключения  (дается в каталогах) и номинальное относительное содержание апериодической составляющей  (определяется по кривой  для времени  от  момента возникновения К.З. до начала размыкания контактов).  Для проверки на отключающую способность необходимо определить , . 

Тип и марка токоведущих частей  РУ и силовых кабелей определяется местом установки, как это показано на рисунке  10.1.

В цепях генераторов на ТЭЦ в пределах турбинного отделения от выводов генератора до фасадной стены токоведущие части выполняются в виде шинного моста из жестких голых алюминиевых шин или комплектным токопроводом. На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.  Соединения внутри ЗРУ 6-10 кВ, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.  Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше  выполняются проводами АС или АСО. В некоторых конструкциях применяются алюминиевые трубы.

В цепях трансформаторов собственных нужд, от стены ГРУ до выводов ТСН, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) применяется кабельное соединение.

       

а) элемент схемы ТЭЦ; б) элемент схемы КЭС в) элемент схемы подстанции

Рисунок  10.1 -  К выбору проводников в основных электрических сетях

 

В цепях линий 6-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии. В блоке генератор - трансформатор на КЭС участок АБ и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Для участка ЕД от ТСН до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6 кВ.     В цепи резервного трансформатора собственных нужд участок ЖЗ может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТСН.  Ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС или АСО.

На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

 

11 Лекция 11.  Расчет многополосных и коробчатых шин и  выбор кабелей

 

Содержание лекции:

-расчет многополосных и коробчатых шин и  выбор кабелей.

 

Цель лекции

-  ознакомление с методами механического расчета токоведущих частей и  методикой выбора кабелей.

 

11.1 Расчет многополосных и коробчатых шин

 

При токах до 3000 А  одно - и двухполосные шины. При больших токах  шины коробчатого сечения.      Сборные шины и ответвления от них крепятся на опорных фарфоровых изоляторах  горизонтально, вертикально, по вершинам треугольников др. Шинодержатели допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы.

Выбор сечения ошиновки производится по экономической плотности тока.        Найденное сечение, округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения, если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15%. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение. Выбранные по экономической плотности тока шины проверяются  по допустимому току из условий нагрева, на термическую и  динамическую стойкость  при к. з.

Проверка по допустимому току заключается в выполнении  соотношения  I_maxI_доп, где I_доп - допустимый ток с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах ().Проверка  на  термическую стойкость заключается в выполнении соотношения .

Для проверки шинной конструкции на электродинамическую стойкость проводится механический расчет.

Сила f , обусловленная ударным током,  создает изгибающий момент

 Н*м

 

где l - длина пролета между опорными изоляторами, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа

 

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

Шины механически прочны, если

В случае применения двухполосных шин возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие, в пролете между полосами устанавливаются прокладки, как это показано на рисунке 11.2 . Расстояние  между прокладками l_п  выбирается так, чтобы силы  не вызывали соприкосновения полос 

Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно определить как

     ;   

 

Рисунок 11.1 – Расположение двухполосных шин  с  промежуточными прокладками

 

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос, МПа

где W_п – момент сопротивления одной полосы, см³; l_п - расстояние между прокладками, м.

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз

где l_ф – длина пролета между изоляторами;

      W_ф – момент сопротивления пакета шин .

Шины механически   прочны, если .

При механическом расчете шин коробчатого сечения учитывается способ их расположения, как это показано на рисунке 11.2.

Рисунок 11.2 – Расположение шин коробчатого сечения	Рисунок 11.3 - Расположение  шин  по вершинам равностороннего треугольника

Если шины расположены в горизонтальной плоскости и швеллеры жестко соединены то W=W_y0-y0.. При отсутствии жесткого соединения W=2W_y-y. Если шины расположены в вертикальной плоскости то W=2W_x-x.

Сила взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого профиля, определяется  при условии k_ф =1;  i₁=i₂=i_y/2; a=h, равна

.

Напряжение в материале шин от действия силы,  .

Шины механически прочны, если . Если это условие не соблюдается, то следует уменьшить l_ф или l_п, увеличив число прокладок в пролете. Максимально допустимое расстояние между прокладками

.

При расположении по вершинам равностороннего треугольника, как это показано на рисунке 11.4.,  все три фазы находятся в одинаковых условиях. Результирующая сила f_а меняется не только по величине с частотой 2wt, но и по направлению, создавая растягивающие, изгибающие и сжимающие усилия на изоляторы

Максимальная сила взаимодействия оказывается равной силе, действующей на фазу В при горизонтальном расположении шин, Н/м:

.

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по  номинальному напряжению   U_уст<=U_ном  и  по допускаемой нагрузке F_расч<=F_{доп, ,} причем допускаемая нагрузка на изолятор должна быть меньше разрушающей (F_доп=0,6F_разр).

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила,  действующая на изолятор равна.

 

где k_h - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена "на ребро"  определяемый как отношение высоты от  основания изолятора до середины шины Н к высоте изолятора Н_из

 

 ,             .

 

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по экономической плотности  тока, по длительно допустимому току и проверяются по термическому действию тока К.З. в соответствии с условиями

 

 или .

 

Расчет на электродинамическое действие не производят. В ряде случаев проводится проверка на схлестывание. При напряжении 35 кВ и выше производится проверка по условиям коронирования.

При выборе кабелей прежде всего  определяется  его тип (марка) в зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, согласно таблицы  справочным данным. Далее , как и другие токоведущие части, кабели выбираются по напряжению установки ,  по экономической плотности тока  и по допустимому току . При этом длительно допустимый ток определяется  с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k_2. Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость по условию   или.      

Для соединения выводов турбогенераторов 160 МВт и выше с повышающими силовыми трансформаторами  применяются комплектные экранированные токопроводы (КЭТ), каждая фаза которых заключена в защитный металлический (алюминиевый) кожух. Токопроводы выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая устойчивость закрытых токопроводов характеризуется максимальным током электродинамической устойчивости , который должен быть больше расчетного ударного тока К.З.

  

12 Лекция 12. Собственные нужды электрических станций и подстанций

Содержание лекции

 

- основные вопросы проектирования электроустановок собственных нужд электрических станций и подстанций.

 

Цель лекции:

- изучение основных методов проектирования систем собственных нужд.

 

12.1. Выбор электродвигателей собственных нужд

 

Электродвигатели собственных нужд работают в условиях неблагоприятного микроклимата при высокой температуре, большой влажности и  запыленности, при наличии вибраций с частыми пусками  и остановами.

 В наибольшей степени  приспособленными к таким условиям являются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором. Синхронные двигатели применяют только для привода мощных рабочих машин - шаровых мельниц, циркуляционных и сетевых насосов. 

Электродвигатели постоянного тока применяют для привода  питателей пыли, которые требуют широкого и плавного регулирования и   для привода резервных маслонасосов турбины, которые  должны работать даже при полном исчезновении напряжения.

Для регулирования производительности при использовании асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором прибегают к дроссельному регулированию и регулированию с помощью направляющего аппарата рабочей машины.  Для расширения диапазона регулирования выбирают двухскоростные асинхронные двигатели, но они требуют двух присоединений к РУ СН.

При тяжелых условиях пуска (шаровые мельницы, машины подъемно-транспортных устройств) подбирают асинхронный двигатель с двойной беличьей клеткой.

Номинальную частоту вращения электродвигателя подбирают равной номинальной частоте вращения механизма. Номинальная мощность двигателя

 

.

 

Асинхронные двигатели двигатели с короткозамкнутым ротором должны допускать два пуска подряд из холодного состояния и один пуск из горячего состояния.

Для успешного разворота агрегата необходимо, чтобы вращающий момент двигателя М_д превышал момент сопротивления М_с рабочей машины на всем диапазоне изменения частоты вращения от 0 до n_ном

 

где M_д (n)—моментная характеристика двигателя при номинальном напряжении U_ном;

U_д,_t - напряжение на выводах двигателя во время пуска;

М_c (п) -характеристика момента сопротивления рабочей машины.

Проверку на нагрев ЭД при пуске осуществляют сопоставлением времени пуска t_п, вычисленного с помощью уравнения движения двигателя, с допускаемым временем пуска . Допускаемое время пуска определяют в предположении, что до пуска двигатель работал с номинальной нагрузкой, а теплоотдача во время пуска пренебрежимо мала:

 

где - превышения температуры обмотки статора над температурой охлаждающей среды соответственно допускаемое и при номинальной нагрузке, ⁰С;

 - номинальная плотность тока  (4—6 А/мм²);

- кратность пускового тока.

Питание с. н. осуществляют отбором мощности от главной схемы с помощью понижающих трансформаторов или реакторов.  Для особо ответственных электроприемников предусматривают дополнительный независимый источник, в качестве которого используется автономный  «дизель-генератор», установка  «газовая турбина - генератор», вспомогательный генератор на валу главного генератора и  аккумуляторные батареи.

Для питания используют два уровня напряжения и  последовательную двухступенчатую трансформацию, как это показано на рисунке 12.1. РУСН выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение, с ячейками КРУ.  Резервное питание обеспечивают также отбором мощности от главной схемы, но  места присоединений цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания.

Схему питания с. н. выбирают на основе технико-экономических вариантных расчетов где варьируются: значения напряжений U₁ и U₂; тип, число и мощность трансформаторов рабочего питания; число, мощность и место при- соединения трансформаторов резервного питания.

Так же как и при выборе структурных схем и схем РУ, критерием для этих расчетов являются  расчетные затраты, где в качестве капиталовложений определяется  сумма стоимостей электродвигателей, электросветильников, трансформаторов, распределительных устройств, кабельных сетей и резервных магистралей, а в качестве  эксплуатационных расходов годовые потери энергии в электродвигателях, в трансформаторах  и кабельных сетях с учетом ущерба от  среднегодового недоотпуска электроэнергии в энерго­систему из-за отказов  с. н.

Рисунок 12.1 – принцип построения схемы питании собственных нужд

 

Отказы в элек­троустановке с. н., ведут к потере гене­рирующей мощности ∆Р_г, не превышающей мощности генератора. Поскольку эта мощность всегда меньше, чем аварийный резерв в системе, то имеет место только си­стемный ущерб.

Расчетная мощность трансформатора первой ступени трансформации:

 

 

где  суммарные активная и реактивная мощность, потребляемые электродвигателями первой  ступени напряжения;

- суммарные активная и реактивная мощность, потребляемые на  второй ступени напряжения.

 

Проектные организации приме­няют упрощенную методику определения S_расч, кВ-А, через расчетный переводной коэффициент, который для группы двигателей Д1 равен:

                 

где k_p —коэффициент разновременности максимумов на­грузок ЭД;

k_{н, ср}, η_ср, cosφ_ср- средние значения коэффициента нагрузки, КПД и коэффициент мощности.

Тогда

 

где Р_расч.д1 — расчетная мощность на валу двигателя Д1, кВт;

n_д1 - общее число всех присоединенных к выбирае­мому ТСН двигателей.

Расчетная нагрузка от ЭП второй ступени, присоединяемых к Т1 через трансформаторы Т2, равняется:

 

 

где S_ном,т2 - номинальная мощность трансформатора второй ступени Т2, кВ·А;

n_Т2 -  количество присоединенных к Т1 трансформа­торов Т2.

Таким образом, суммарная расчетная нагрузка на Т1составит:

 

 

Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступе­ни напряжения складывается из мощностей многочис­ленных, но мелких  электродвигате­лей небольшой мощности,  - электросветильников, электро­нагревателей и пр.

Поскольку состав электроприем­ников,  как по параметрам, так и по режиму работы весьма неоднороден, то их разбивают на четыре группы, принимая для каждой свое значение обобщенного пере­водного коэффициента:

 

 

где P₁ - суммарная мощность постоянно работающих электродвигателей с единичной мощностью от 70 до 200 кВт;

P_2-- суммарная мощность периодически рабо­тающих электродвигателей  с единичной мощностью не более 100 кВт;

Р_з- суммарная мощность мелких электродвигателей задвижек, дистанционного управле­ния и т. п.;

Р_4-- суммарная нагрузка освещения и электрообогрева. 

 

13 Лекция 13. Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд  ТЭС

Содержание лекции:

- проектирование схемы электроснабжения собственных нужд  ТЭС.

 

Цель лекции:

- ознакомление с основными принципами проектирования  схем электроснабжения С.Н.

 

13.1  Проектирование схем электроснабжения собственных нужд КЭС и блочных ТЭЦ

 

На таких станциях РУ каждого блока под­соединяют через рабочие ТСН к ответвлению от генера­тора. Потребители с.н. блока питаются от РУ данного блока, а потребители общестанционного назначения распределяют между блочными РУ по возможности равномерно. Электрические поперечные связи (резервные магистрали) между РУ с. н. разных блоков сооружают лишь для резервного питания.

РУ 6—10 кВ выполняют с одной секционированной системой сборных шин. Собственные нужды каждого блока питаются от двух и более секций. К секциям 6—10 кВ подключают крупные двигатели мощностью 200 кВт и более при использовании напряжений 6 и 0,4 кВ,   и 400 кВт и выше - при напряжениях 10 и 0,66 кВ. Сюда присоединяют и трансформаторы второй ступени трансформации: 6/0,4 или 10/0,66 кВ.

а—без генераторных выключателей; б—с генераторными выключателями. Рисунок 13.1- Схемы с. н. блочных ТЭС

Местами присоединения резервных трансформаторов могут быть: а) сборные шины РУ СН (110—220 кВ); б) третичная обмотка автотрансформатора связи между РУ высшего и среднего напряжений; в) ответвление на генераторном напряжении от блока, имеющего генераторный выключатель.

а-один двухобмоточный трансформатор; б-два двухобмоточных трансфор­матора половинной мощности; в- трансформатор с расщеплением об­мотки НН на две части; г- трансформатор с расщеплением обмотки НН на три части; и два трансформатора с расщеплением обмотки НН на две части. Рисунок 13.2-Варианты исполнений цепи рабочего питания собственных  нужд

 

На рисунке 13.3 показана характерная схема питания с.н. на напряжении 0,4 (0,66) кВ.

Рисунок 13.3 - схема питания с.н. на напряжении 0,4(0,66) кВ.

 

Трансформаторы второй ступени устанавливают вблизи площадки размещения электроприемников данной группы. Резервный трансформатор присоединяют к секциям 6 (10) кВ другого блока (в данном случае блока 2). Для особо ответственных электроприемников  предусмотрены отдельные секции — 1НА2 и 1НБ2. Эти секции получают резервное питание и от резервных трансформаторов и от дизель генераторов. Число рабочих трансформаторов для питания группы электроприемников выбирают таким образом, чтобы номинальная мощность единицы не превышала предельного значения по условию ограничения токов к.з. на стороне 0,4—0,66 кВ (для 0,4 кВ—1000 кВ∙А, при u_к =8% и 630 кВ∙А при u_к =5,5%; для 0,66 кВ— 1600 кВ∙А при     u_к =8%).

 

13.2 Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд ТЭЦ с поперечными связями

 

Для ТЭЦ, имеющих поперечные связи в технологи­ческой и электрической частях, блочный принцип по­строения схемы с. н., естественно, не может быть при­менен. Трансформаторы (реакторы) с. н. подключают к разным секциям РУ генераторного напряжения 6- 10 кВ.

Для питания электроприемни­ков с. н. ТЭЦ выбирают, как правило, напряжения 6 и 0,4 кВ. Поскольку на шинах ГРУ, от которых питается ме­стная нагрузка, поддерживается стабильный уровень на­пряжения, то на трансформаторах с.н. 10/6 кВ РПН можно не предусматривать. Секционирование сборных шин 6 кВ, с. н. выполняют по числу котлов (на рисунке 13.3 показаны четыре секции для четырех котлов), так что электродвигатели механизмов с. н. котла питаются все от одной секции или - для крупных котлов производитель­ностью 420 т/ч и более - от двух полусекций. Для элек­тродвигателей механизмов турбины применяют принцип перекрестного питания от двух разных секций. Электро­приемники с. н. общестанционного назначения могут питаться совместно с агрегатными и раздельно. В последнем случае для пита­ния общестанционных с. н. выделяют две отдельные секции. Это решение требует дополнительного обоснова­ния.

Рисунок 13.3 - Схема с. н. ТЭЦ с поперечными связями

 

Рабочие ТСН обеспечивают питание с. н. во всех эксплуатационных режимах ТЭЦ. Резервное питание нужно лишь в случае планового ремонта и повреждения одного из рабочих ТСН. Поэтому в большинстве случаев достаточно предусмотреть один резервный трансформатор той же мощности, что и рабочий ТСН. И только при числе рабочих ТСН более шести НТП рекомендуют установку двух резервных трансформаторов. Место при­соединения резервного трансформатора должно быть независимым от мест присоединения рабочих ТСН. Если ко всем секциям ГРУ уже присоединены рабочие ТСН, то резервный трансформатор можно включить на ответ­влении от трансформатора связи с системой или через развилку выключателей к двум секциям ГРУ.

 

13.3 Особенности системы электроснабжения АЭС

 

Потребители собственных нужд АЭС делятся на четыре группы. ЭП первой  группы, не допускают перерыва питания (ЭП системы управления и защиты реактора, системы контроля и измерений реактора, системы дозиметрического контроля радиоактивных излучений, ЭД аварийных маслонасосов системы регулирования и смазки турбины и т. п.).

ЭП второй группы, допускают перерыв питания на время не более 1-3 мин, что позволяет осуществить АВР от независимого источника (ЭД насосов, обслуживающих первый радиоактивный контур и его вспомогательные устройства, ЭП важных вспомогательных  систем - специальной  вентиляции, аварийного освещения, противопожарной защиты и т. п.). Для электроснабжения потребителей I и II групп выполняют специальные сети и источники надежного питания, наличие которых - специфичная особенность с. н. АЭС. ЭП третьей группы – это главные циркуляционные насосы (ГЦН) для реакторов с водяным и жидкометаллическим теплоносителем и  газодувки реакторов с газовым теплоносителем.

Потребители четвертой группы аналогичны  ТЭС. Схема электроснабжения электроприемников этой группы строится аналогично тому, как это делается на КЭС.

В нормальном режиме питание всех ЭП с. н. осуществляют отбором мощности от главных генераторов, работающих параллельно с энергосистемой.

 

Рисунок 13.4 - Варианты присоединения рабочих трансформаторов с. н. на АЭС

 

Если аварийное расхолаживание не требует использования энергии выбега турбогенератора, то ответвление рабочего ТСН выполняют, как на ТЭС: к токопроводу генератора, если генераторные выключатели отсутствуют, или при наличии генераторных выключателей ВГ—между выключателем и трансформатором блока (см.рисунок 13.4  б, в).

Если для аварийного расхолаживания необходимо использовать энергию выбега турбогенератора, то рабочий ТСН присоединяют между генератором и выключателем. Тогда при повреждении блочного трансформатора или блочных выключателей со стороны ВН, а также при исчезновении напряжения в РУ ВН генератор отключается выключателем ВГ. Энергия выбега через ТСН используется для аварийного расхолаживания реактора. Схема с двумя последовательно включенными генераторными выключателями и присоединением рабочего ТСН между ними (см. рисунок 13,4 г) позволяет избавиться от этого недостатка, сохранив возможность использования энергии выбега турбогенератора для аварийного расхолаживания.  

 

14 Лекция 14. Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд  и самозапуск электродвигателей

Содержание лекции:

- проектирование схемы электроснабжения собственных нужд  и самозапуск электродвигателей.

 Цель лекции:

- изучение процесса самозапуска электродвигателей.  

14.1 Схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС

 

Собственные нужды  гидроагрегатов даже больших мощностей являются исключительно ЭД малой мощности. Их электроснабжение осуществляют на напряжении 0,4 кВ, как это показано на рисунке 14.1.

Электроприемники общестанционного назначе­ния более разнообразны по своему составу: электродви­гатели небольшой мощности, электролампы, электро­нагревательные устройства и электроприемники общестанционных собственных нужд размещаются по всей территории ГЭС и  могут выходить за ее пределы (поселок, шлюзы, головные сооружения гидроузла и пр.). Поэтому на ГЭС средней и большой мощности появляется необходимость в двух ступенях напряжений: 6 -10 кВ для электроснабжения удаленной нагрузки и наиболее мощных ЭП общестанционных с. н., расположенных в здании ГЭС;   380/220 В - для агрегатных ЭП и общестанционных ЭП небольшой мощности. Такая схема приведена на рисунке 14.2.

Рисунок  14.1 - Схема объединенного централизованного питания агрегатных и общестанционных с. н. ГЭС на одном напряжении	Рисунок 14.2 - Схема объединенного централизованного питания агрегатных и общестанционных с. н. ГЭС на двух напряжениях

 

Среди ЭП с. н. ГЭС нет особо ответственных потребителей. Поэтому для с. н. ГЭС не предусматриваются автономные источники энергии. Поэтому присоединение цепей питания с. н. должно быть выполнено так, чтобы обеспечивалось напряжение от энергосистемы.

 

14.2 Проверка на успешность самозапуска ЭД  С.Н

 

Для оценки успешности самозапуска необходимо  знать возможную длительность перерыва в электроснабжении, которая зависит от места короткого замыкания, как это показано на рисунке 14.3

Рисунок 14.3 - К определению времени перерыва питания ЭД СН

1. При  трехфазном к.з. в сети с. н. (точка К.1). Напряжение на шинах с. н. падает до нуля. Работает  РЗ - токовая отсечка и отключает выключатель В1. Время перерыва питания  t_п,п = t_з+, t_в._отк =0,1+0;12=0,22 с.   Успешный самозапуск ЭД позволяет удержать энергоблок под нагрузкой.

2. При к.з. в цепи рабочего питания (точка К.2). РЗ отключает выключатели В2 и В4, АВР со временем действия t_АВP переводит питание с. н. на резервный трансформатор (автоматически включаются  ВЗ и В5).

 Время перерыва питания при работе основных (например газовой) защит составит: t_п,п = t_з+, t_в._отк + t_АВP =0,1+0,12+ (0,4-0,6) =0,62—0,82 с.

При отказе основной защиты и действия резервной МТЗ время перерыва питания возрастет до t_п,п =  (1—1,5)+0,12+(0,4—0,6)=1,52—2,22 с.

Энергоблок должен быть аварийно остановлен. Для безопасного останова необходимо обеспечить самозапуск двигателей дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов и некоторых двигателей 0,4 кВ.

3. При к.з. во внешней сети (точка КЗ)на шинах с. н. имеет место глубокая посадка напряжения ниже (0,7—08) U_ном. После отключения В6 напряжение восстанавливается. Успешный самозапуск ЭД с. н. сохраняет энергоблок под нагрузкой. Время нарушения нормального питания с. н. определяется временем отключения к. з., которое в случае действия основной защиты не превосходит 0,1-0,3 с, а при ее отказе и действии резервной защиты - 1,0 с.

При к. з. на линии и отказе линейного выключателя В6 работает устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) и с выдержкой времени t_уров отключает все присоединения данной системы сборных шин, включая энергоблок. Если энергоблок может работать на холостом ходу, то самозапуск двигателей с. н. происходит через рабочий трансформатор с. н., и время перерыва нормального питания составит: t_п,п = t_уров +, t_в._отк = (0,3 - 0,4) +0,08=0,38 - 0,48 с.

В тех случаях, когда режим холостого хода блока невозможен, после отключения  В4 энергоблок аварийно останавливается. Выключатель В2 тоже отключается, а устройство АВР подключает к шинам с. н. резервный трансформатор.  Тогда t_п,п = t_уров +, t_в._отк + t_АВP =(0.З - 0,4) + 0,12 +(0,4-0,6) = 0,89-1,12 с.

4. При отказах в технологической части, не требующих продолжительных восстановительных работ, работают технологические защиты, и при закрытии стопорных клапанов турбины формируются импульсы на отключение В2 и В4 блока. Работает  АВР.

Перерыв питания с. н. составит:

Успешный самозапуск электродвигателей с. н. позволяет перевести котел в растопочный режим, что убыстряет восстановление нормальной работы блока после устранения повреждения.

5. Ошибочное или самопроизвольное отключение рабочего питания с. н. ( отключение В2). Работает устройство АВР и переводит питание с. н. на резервный ТР. Перерыв питания равен времени действия АВР не более 0,4-),6 с. Последующий разворот электродвигателей с. н. позволяет сохранить блок в работе под нагрузкой.

Самозапуск двигателей может быть успешным и неуспешным. Успешным является лишь такой самозапуск, при котором ответственные ЭД достигают нормальной частоты вращения за время, допустимое по условиям сохранения устойчивости технологического режима электростанции и нагрева двигателей.

Допустимое время самозапуска двигателей для ТЭС среднего давления должно быть не более - 35 с  и определяется нагревом электродвигателей. Для  ТЭС высокого явления с поперечными связями по пару - 25 с (определяется устойчивостью режима котлов высокого давления, обладающих малой аккумулирующей способностью). Для блочных ТЭС с агрегатами мощностью более 150 МВт - 20 с (определяется условием сохранения технологического режима блока).  Для АЭС с малоинерционными ГЦН продолжительность самозапуска не должна превышать 1-2 с.

Длительность процесса самозапуска определяется временем перерыва нормального электроснабжения, параметрами элементов цепи питания, составом и характеристиками группы самозапускающихся ЭД.

Время перерыва электроснабжения с. н.  не должно превышать 0,7 с при отключении цепи рабочего питания дейст­вием основной защиты,  и 1,5 с при отключении цепи рабочего питания действием его резервной защиты и  2,0 с при отключении рабочего ТСН (с расщепленными обмотками НН) действием резервной защиты на стороне ВН.

Электромеханический переходный процесс, вызванный кратковременным снижением или исчезновением напряжения на шинах питания электродвигателей, имеет две характерные стадии: группового выбега и группового разворота (самозапуска) электродвигателей.

Расчет этого переходного процесса можно вести  строгим аналитическим расчетом путем совместного решения дифференциальных уравнений переходных процессов, графо-аналитическим методом последовательных интервалов и приближенным методом по значению начального напряжения на шинах питания группы самозапускающихся двигателей.

Строгий расчет процесса самозапуска возможен только с помощью ЭВМ. Графо-аналитический метод последовательных интервалов предполагает использование механических характеристик рабочих машин M_c=f(n) и электродвигателей М_д=f(n), а также кривых изменения сопротивления двигателя от частоты вращения z_д=f(n) (или кривых изменения пусковых токов).

Рисунок 14.4 - Схема замещения для расчета самозапуска электродвигателей с. н.

Переходный процесс разбивают на малые интервалы времени ∆t. На каждом интервале принимают переменные величины (моменты М_д и М_c, сопротивления z_д, напряжение на шинах питания U_ш) неизменными и равными значениям, имевшим место в начале интервала. Напряжение на шинах определяют из схемы замещения, приведенной на рисунке 14.4.

.

Используя уравнение движения в конечных приращениях, получают для каждого двигателя приращение частоты вращения  за время ∆t:

.

Приближенный метод оценки успешности самозапуска заключается в определении начального напряжения группы электродвигателей, участвующих в самозапуске, и сопоставлении его значения с допускаемым U_ш0 ≥ U_доп

15 Лекция 15.  Проектирование распределительных устройств

 

Содержание лекции:

- основные задачи проектирования распределительных устройств.

 

Цель лекции:

- изучение  основных принципов проектирования распределительных устройств.

 

15.1 Проектирование закрытых распределительных устройств

 

Для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции (подстанции) основой служат типовые решения, в основу которых положены  надежность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность и  возможность расширения.

По конструктивному исполнению разли­чают четыре типа РУ: сборные закрытые (ЗРУ), сборные открытые (ОРУ), комплектные для внутренней установки (КРУ), комплектные для наруж­ной установки (КРУН).

При напряжении 6—10 (35) кВ, когда габариты электрических аппаратов относительно невелики, при­меняют  ЗРУ. Начиная с напряжения 35 кВ и выше используют ОРУ, но при стесненности площадки  или при тяжелых условиях внешней среды прибегают к ЗРУ или к комплектным РУ.

Надежность ЗРУ обеспечивают соблюдением достаточных изоляционных расстояний в возду­хе между неизолированными токоведущими частями разных фаз А_ф,ф, между токоведущими и заземленны­ми частями А_ф,з, а также между не огражденными токо­ведущими частями разных присоединений Г , как это показано на рисунке 15.1. Минимально допускаемое расстояние между фазами назначают в 1,06—1,14 раз выше, чем минимально допускаемое расстояние фаз до заземленных частей.

А_ф,ф = (1,06 – 1,14) А_ф,з.

 

Обычно по условиям монтажа расстояния А_ф,ф и А_ф,з принимают в 1,5—4 раза больше нормированных значений.

Локализация повреждений достигается с помощью системы изолирующих продольных и поперечных пере­городок. Перегород­ки позволяют уменьшить неко­торые изоляционные рас­стояния.  Для удобства и безопас­ности обслуживания обору­дование располагают рядами в камерах. Вдоль фронта камер предусматрива­ют коридоры обслуживания. Оборудование устанав­ливают в открытых камерах, защищенных со стороны коридора сетчатыми или смешанными ограждениями. Приводы выключателей, рукоятки ручных приводов разъединителей, панели аппаратов управления и защи­ты размещают вне камер на их наружных стенках и на полу коридора.

Рисунок 15.1 -  К оценке допускаемых расстояний в ЭРУ

Высота ограждения Н по условию безопасности должна быть не менее 1,9 м, а расстояния от токоведущих частей до сплошных и сетчатых ограждений - не менее нормированных значений.  Для защиты персонала от случайных прикосновений к токоведущим частям, находящимся вне камер, проводни­ки должны быть расположены на высоте не менее расстояния Д, ука­занного на рисунке 15.2, или огражде­ны сетками. Высота прохода под  ограждением должна быть не менее 1,9 м.

Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей, могут нагреваться индуцированными токами. Для защиты персонала от ожогов проектирование ЗРУ ведется таким образом, чтобы температура строительных конструкций, доступных для прикосновения, была бы менее 50 ⁰С, Для строительных элементов, недоступ­ных для прикосновения, значение этой предельной температуры со­ставляет 70 °С.

Рисунок 15.2 -  Расстояния, обеспечивающие  за­щиту персонала от случайных прикосно­вений к токоведущим частям.

Коридоры предназначены для осмотра оборудования. Минимальная ширина коридора и количество выходов нормируется  в зависи­мости от расположения оборудования относительно коридора, его назначения и длины.

Количество выходов принимают, исходя из длины, чтобы расстояние от любой точки коридора до выхода со­ставляло не более 30 м.

Безопасность и удобство ремонта оборудования в ЗРУ обеспечиваются:

1. Отключением разъединителей с обеих сторон ре­монтируемого оборудования и соблюдением расстояния  Ж , в соответствии с рисунком  15.1, которое должно быть не меньше нормированных значений.

2. Продольными и поперечными изоляционными пе­регородками.

3. Созданием удобного и безопасного участка в коридоре обслуживания перед камерой ремонтируе­мого оборудования (обеспечивается нормированными расстояниями В, Г и Д).

Для обеспечения пожарной безопасности применяется аппаратура либо без масла либо содержащая ограниченное количество масла.  Междуэтажные перекрытия и перегородки не должны иметь открытых проемов. Лестничные клетки и выходы должны чтобы обеспечить надежную эвакуацию персонала.

Для безопасности окружающих все двери должны быть снабжены самозапирающимися замками. Наружные электрические вводы в здание РУ должны быть безопасны.

В настоящее время для закрытых распределительных устройтсв имеется  досточное количество  типовых решений ЗРУ.  Это генераторные РУ 6—10 кВ с одной системой сбор­ных шин с одноэтажным зданием, генераторные РУ 6 -10 кВ с двумя системами сборных шин с двухэтажным зданием зального типа, крупноблочные ГРУ 6—10 кВ в бескаркасном зда­нии применительно к схеме ГРУ с одной системой сборных и  целый ряд других. Типо­вые проекты ЗРУ 35—220 кВ рассчитаны на применение оборудования  для на­ружной установки. Размещение оборудования в здании с перегородками между присоединени­ями позволяет уменьшить шаг ячейки. При напря­жении 110 кВ шаг ячейки ЗРУ составляет 6 м против 9 м для ОРУ.

Для ЗРУ 35—220 кВ используют как одно, так и  двухэтажные здания. Существуют типовые проекты ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных ЗРУ 110 кВ с двумя основными и третьей обходной системами шин, ЗРУ 220 кВ с двумя основными и третьей обходной системами шин  и другие.

Для каждого ЗРУ составляется схема заполнения, которая наглядно связывает электрическую схему с конструкцией РУ. Кроме этого выполняется  план размещения оборудования, как это показано на рисунке 15.3. Для двух   и трех этажных конструкций составляются поэтажные планы. Эти планы определяют габариты здания РУ, размещение выходов, лестничных площадок,  коридоров и проходов

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 15.3 -  План одноэтажного двухрядного ГРУ 6—10 кВ

Применением комплектных РУ достигаются макси­мальная индустриализация монтажных работ.  В настоящее время изготавливаются КРУ на напряжение 6—35 кВ с воздушной изоляцией и КРУ на напряжение 110 и 220 кВ  и более кВ с элегазовой изоляцией.

Заводы-изготовители для каждой серии КРУ выпускают целый набор шкафов для различных присоединений. Все шкафы одной серии для удобства компоновки имеют одинаковые габариты.

Использование в качестве среды для изоляции и для гашения дуги шестифтористой серы, позволило создать компактные КРУ  и сильно сократить занимаемые  ими площади. КРУ с элегазовой изоляцией (КРУЭ) обладают  высокой надежностью, безопасностью в обслуживании, пожаробезопасностью, бесшумностью при работе выключателя, увеличением межремонтного периода. В большинстве случаев КРУЭ выполняют с разделенными фазами и  может быть изготовлено для любой схемы электрических соедине­ний.

 

 

15.2 Проектирование открытых распределительных устройств

 

Ошиновку ОРУ выполняют сталеалюминевыми проводами (обычно марки АСО) на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алю­миниевыми трубами.  Для крепления гибких проводов предусматривают порталы или опоры в ви­де стоек и стульев. Все несущие конструкции изготовляют из сборных железобетон­ных элементов.

Надежность ОРУ достигается соблюдением изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз А_ф,ф и между токоведущими и заземленными частями А_ф,з. При выборе расстояний для гибких шин, расположенных в горизонтальной плоскости, учитывают возможную стрелу провеса  провода  под воздействием силы давления ветра  и массы провода .

Минимально допускаемые расстояния в ОРУ назначают в 1,06—1,38 раза больше соответст­вующих изоляционных расстояний для ЗРУ (меньшее значение для 220 кВ, большее—для 35 кВ). Безопасность обслуживания обеспечивают располо­жением токоведущих частей на достаточно большой вы­соте и на достаточном расстоянии друг от друга, с учетом расстояния от них до габаритов механизмов и автотранспорта. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара устраивают маслоприемники с засыпкой гравием. Площадка ОРУ ограждается от остальной террито­рии станции внутренним забором высотой 1,6 м -  сплошным, сетчатым или решетчатым.

При компоновке ОРУ большую роль играют число рядов размещения выключателей, количество ярусов расположения шин, тип разъединителей. С увеличением числа ярусов растет высота порталов, поддерживающих ошиновку, и снижается надежность РУ. Пример компоновки ОРУ разных напряжений приводятся в справочниках и учебной литературе.

 

 

 

16 Лекция  16. Проектирование системы управления

содержание лекции:

- основные положения проектирования систем управления.

 

цель лекции:

- ознакомление с основными положениями проектирования систем управления.

 

16.1  Выбор организационной структуры оперативного управления. Посты управления

 

Система управления технологиче­ским процессом (АСУ ТП) - это человеко-ма­шинная система управления, в которой автоматизирова­ны основные ее функции - сбор, обработка и передача информации об управляемом объекте (электростанции) и выдача управляющих (регулирующих) воздействий на объект. Различают два основных уровня развития систем управления,  неавтоматизированная и автоматизированная. АСУ ТП ЭС могут использоваться: в качестве регистратора; в качестве советчика; в качестве регулятора.

Существуют три формы организа­ционной структуры управления: цеховая, блочная (бес­цеховая) и централизованная. Цеховая структура пред­полагает деление обслуживаемого объекта на оператив­ные участки (цеха), сформированные по принципу объ­единения однотипного силового оборудования. При блочной (бесцеховой) структуре в оперативный участок входит оборудование одного или двух энергетических блоков. Оперативное управление станцией в целом в обоих случаях осуществляет началь­ник смены станции, находящийся в оперативном подчи­нении у дежурного диспетчера системы. Централизован­ная структура управления означает, что оперативное обслуживание всего объекта ведется централизованно одной оперативной бригадой без деления объекта на  участки.

Для блочных электростанций (КЭС, АЭС) принима­ют: для основного оборудования блочную структуру опе­ративного управления, а для обслуживания оборудова­ния общестанционного назначения цеховую структуру.

Оперативное управление ТЭС с поперечными связями проектируют по цеховому принципу. На ТЭС мощностью более 250 МВт соответственно ее основным цехам обра­зуют пять участков оперативного обслуживания: топливно-транспортный, котлотурбинный, химический, тепло­вой автоматики и измерений и электрический. На ТЭС с поперечными связями организуют посты управления трех видов: главный щит управления (ГЩУ) для управ­ления генераторами, трансформаторами, воздушными и кабельными линиями, междушинными связями; группо­вые агрегатные щиты управления (ГрЩУ) для управ­ления котлами и турбинами; местные щиты управления (МЩУ) вспомогательных цехов и общестанционных ус­тановок.

 

 

16.2 Проектирование постов [щитов] управления

 

При проектирова­нии постов (щитов) управления  учитываются две стороны: а) технические ха­рактеристики объекта - тип, сложность оборудования структуру связей, уровень автоматизации объекта и т. п.; б) психологические, физиологические, биологиче­ские особенности и возможности человека-оператора.

Щит управления стараются разме­щать по возможности в центре оперативного участка, где находится оборудование, управляемое с данного щита. Щиты управления располагают в изо­лированном помещении, находящемся внутри главного здания (например, ГрЩУ, АЩУ), в его пристройке (на­пример, БЩУ), в зданиях вспомогательных цехов и ус­тановок (МЩУ), в пристройке к зданию ГРУ (ГЩУ) или, наконец, в отдельно стоящем здании (например, ЦЩУ).

Приборы, аппаратура, устройства ЩУ   име­ют две группы элементов. Одна группа находится непо­средственно у управляемого оборудования. Это датчики, измери­тельные трансформаторы, коммутационные аппа­раты, исполнительные механизмы и пр. Другая группа эле­ментов сосредоточена на соответствующем ЩУ. К ним относятся: измерительные (вторичные) приборы; средства отображения информации, индикаторы, лампы, табло, электрические сирены и звонки; приборы и аппаратура управления - ключи, кнопки, тумблеры; приборы и реле защит и автоматических устройств, электронные регуляторы и т. д..

Групповое управление предусматривает подачу команды либо одновременно на ряд исполнительных ме­ханизмов (например, на приводы нескольких задвижек, принадлежащих параллельным технологическим трак­там), либо на один исполнительный механизм группы функционально связанных механизмов с дальнейшим развитием команды по определенной программе. Выс­шей фазой группового управления является иерархиче­ская система управления функциональными группами с помощью управляющих вычислительных машин (УВМ) по цепочке: исполнительные механизмы (низший уро­вень), подгруппы (средний уровень), группа (высший уровень). Под функциональной группой понимается со­вокупность элементов управляемого объекта, выполня­ющая определенную функцию.

Аппараты управления монтируют на пультах управ­ления, а остальные приборы и аппараты -  на панелях.

Помещения ЩУ должны обеспечивать благопри­ятные условия труда (комфорт) операторам и хорошие условия функционирования аппаратуре и приборам.

Расположение панелей и пультов должно обеспе­чивать максимум наглядности и удобства обслуживания. Для этого выделяют оперативную и неоперативную части щита. В оперативном контуре располагают панели и пульты с приборами, сигнальными устройствами и аппаратурой, обеспечивающими контроль основных по­казателей работы оборудования и выполнение основных операций по управлению. В неоперативном контуре находятся: а) панели с показывающими, реги­стрирующими приборами, которые предназначены для периодического контроля, и аппаратура управления для выполнения второстепенных операций; б) панели с элек­тронными регуляторами, приборами защиты и сигнали­зации, вспомогательной аппаратурой различного назна­чения.

Панели и пульты оперативного контура размещают по эллипсу или дуге, что обеспечивает хорошие условия для наблю­дения и свободный доступ к органам управления и регулирования. Панели неопе­ративной части щита занимают место позади и (или) сбоку оперативного контура.

Конфигурация и компоновка панелей и пультов оперативного контура должны быть удобны для визу­ального наблюдения, а основные органы управления для ручного воздействия. При разомкнутой компоновке (см. рисунок 16.1,а) пульт управления рояльного типа и оперативная панель расположены на некотором расстоянии друг от друга. На пульте смонтированы основ­ные аппараты управления 1, а на оперативной панели - основные показывающие при­боры 2 и сигнальные устрой­ства 3. В совмещенной компо­новке пульт конструктивно объединен с панелью, образуя пульт-панель. Сигнальные устройства раз­мещены на верхней наклонной приставке к пульт панели (рисунок 16.1 6) или в верхней ча­сти панелей неоперативного контура (см. рисунок 16.1,в).

 

 

а—разомкнутая компоновка с пультом рояльного типа; б—совмещенная ком­поновка, использующая пульт-панель с приставкой; в — совмещенная компо­новка с пульт-панелью; 1—основные аппараты управления; 2—основные по­казывающие приборы; 3—сигнальные устройства; 4 — вспомогательные пока­зывающие приборы; 5 — регистрирующие приборы.

 

Рисунок 16.1 -  Исполнение и компоновка пультов и

панелей щита управ­ления.

 

Щит управления должен иметь мнемоническую схему. Панели щитов должны набираться из типовых ячеек заводского изготовления нормализованных разме­ров: ячеек управления, ячеек сигнализации, ячеек вспо­могательных устройств и т. д.

Щит управления оснащают сигнализацией, кото­рая должна представлять оператору необходимую ин­формацию в виде световых и звуковых сигналов, о нарушениях в режиме работы управляемо­го объекта. Информация должна привлечь внимание персонала, обеспечить понимание  причины происхо­дящего и способствовать принятию правиль­ного решения для действия в сложившейся ситуации.

В пунктах централизованного управления (ЦЩУ, ГЩУ, БЩУ) сигнализацию выполняют в следующем объеме: световую сигнализацию положения активных элемен­тов управляемого объекта; светозвуковую аварийную сигнализацию: аварийную технологическую сигнализацию, сигнализацию аварий­ных отключений и автоматических включений выключа­телей; светозвуковую предупредительную сигнализацию об отклонении от нормального режима работы оборудова­ния и о нарушении исправности оперативных цепей; светозвуковую сигнализацию вызова персонала в по­мещения МЩУ вспомогательных цехов и различных электротехнических устройств; действует при нарушени­ях нормального режима оборудования этих цехов и устройств; сигнализацию действия технологических и электриче­ских защит.

Выбирая месторасположение БЩУ, рассматривают два основных варианта а) внутри главного корпуса, в деаэраторной (бункерно-деаэраторной) эта­жерке; б) вне главного корпуса - в здании, примыкаю­щем к главному корпусу со стороны машинного зала.

В первом варианте рационально исполь­зуется площадь этажерки, а кабельные связи получают­ся относительно короткими - на 15—20% меньше. При размещении БЩУ вне главно­го корпуса  легче обеспечиваются вентиля­ция, изоляция от шума и вибрации, достигается большая пожаробезопасность и возможность исполь­зования естественного освещения.

Общая площадь, необходимая для расположения всех устройств АСУ ТП двух энерго­блоков, зависит, естественно, от мощности блоков. Эта площадь может предусматриваться частично на отметке собст­венно БЩУ, частично - на других этажах.

С центральных постов управления (ЦЩУ, ЦПУ, ГЩУ) осуществляют управление элементами электро­технической части станции. Эти посты желательно располагать вблизи основных электротехни­ческих устройств. Однако здесь приходится учитывать и другие обстоятельства: управление с поста некоторыми элементами технологической части, присутствие на посту дежурного инженера станции, который руководит опера­тивным обслуживанием всей станции.

 С центрального щита управления (ЦЩУ) блочных тепловых и атомных станций производится управление выключателями РУ высшего и среднего напряжений, выключателями системы резервного питания собственных нужд для секций 6 - 10 кВ, выключателями электродвигателей резервных возбудителей. Кроме того, с ЦЩУ осуществляют управление некоторыми техноло­гическими элементами общестанционного назначения, например циркуляционной насосной. Контроль за работой блоков ведется с БЩУ, а на ЦЩУ предусматривают лишь минимальную информа­цию об их работе: сигнализацию положения выключа­телей генераторов, измерение активной и реактивной мощностей генераторов и одно общее табло на каждый блок, извещающее о неисправности на блоке.

На центральных постах небольших электро­установок панели располагают по прямой  или по Г-образной и П-образной  ломаным линиям.

 

а -по прямой; б-по Г-образной ломаной прямой; в - по П-образной лома­ной прямой; г - по дуге; д -по эллипсу; 1 - пульт-панели оперативного кон­тура: 2-панели неоперативного контура; 3 - панели защиты, автоматики, регистрирующих приборов; 4 –  стол дежурного Рисунок 16.2 - Компоновка панелей на центральных постах управления

 

Многочисленные пульты и па­нели оперативного контура мощных электростанций раз­мещают по дуге полуокружности или эллип­су. Криволинейная компоновка панелей ве­дет к удорожанию щитов управления, но улучшает их обзор.

 

 

 

17 ЛЕКЦИЯ 17  Показатели надежности  электроустановок

 

Содержание лекции:

- показатели надежности и ущерб от ненадежности электрооборудования.

 

Цель лекции:

- ознакомление с основными показателями надежности электрооборудования и методика определения ущерба от его ненадежности.

 

17.1 Показатели надежности выключателей

Отказы  элементов и их последствия рассматривают как случайные события. Количественная оценка производится с помощью  математического ожидания (м.о.) или среднего значения случайной величины.

К основным показателям надежности относятся частота отказов ω, (1/год -  среднее число отказов на единицу изделия в единицу времени 1 год)  и среднее время восстановления Т_в, ч/1,  необходимое для восстановления работоспособности  . Здесь m—число отказов за Т лет наблюдений; п-число наблюдаемых единиц оборудования  данного вида; t_i -время на восстановление работоспособно­сти элемента после его i-гo отказа.

Кроме этого для оценки ремонтных состояний схемы необходимо знать частоту плановых ре­монтов μ, 1/год и среднюю продолжительность плано­вого ремонта  Т_р, ч/1.

Повреждение выключателя вызывает отключение присоединений. В справочных материалах приводят усредненные значения частоты отказов , включающие в себя все виды отказов выключателей данного типа. Повреждение выключателя может произойти и  в статическом состоянии, при оперативных переключениях и при автоматическом отключении поврежденного присоединения. Повреждения в статическом состоянии и при опера­тивных переключениях составляют собственные повреж­дения выключателя с частотой отказов:

 

 

где _в.ст  -  частота отказов выключателя в статическом состоянии, 1/год; _в.оп  - частота отказов при оперативных переключениях, 1/год;

_в.оп- относительная частота отказов при операциях, равная отношению числа отказов при оперативных переключениях к общему числу операций выключателем; 

N_oп - число операций выключателем в год.

С уменьшением числа операций выключателем частота его отказов снижается. Относительная частота отказов _в,оп для выключателей, выполняющих частые коммутации, отличается от значения _в,оп для остальных выключателей.

Отказы выключателей при автоматических отключениях характеризуются относительной частотой отказов _в,авт и отношением числа отказов при автоматических отключениях к общему числу автоматических отключений за год N_авт.

 При этом произведение  _в,авт будет равно частоте его неуспешных автоматических отключений. Тогда суммарная частота отказов выключателя:

_в=_в,соб+_в,авт = _в,ст+_в,опN_оп+_в,авт.

Значения _в.оп и _в,авт определяются по данным статистических наблюдений за работой множества выключателей. в стационарном состоянии в зависимости от  отношения _в,ст/_в и приводятся в справочниках.

В число операций, определяющих значение частоты отказов _в.оп, должны войти операции (отключение - включение), вывода элемента в плановый ремонт, отключения  по условиям режима и успешном автоматическим отключением  элемента.

Тогда количество операций за год

где, - частота плановых ремонтов элемента;

_реж - частота его режимных отключений;

 (1—_в,авт) - частота успешных автоматических отключений;

n_ц - число операций цикла (n_ц -1) - число операций укороченного цикла (без операции автоматического отключения)

В схеме с коммутацией присоединений через один выключатель N_ц=2, а в схемах с коммутацией присоединений через два выключателя (схема 3/2, многоугольник и т. п.) N_ц=4.

Если принять, что все отказы в электрической части блока (с частотой _Б,эл сопровождаются к. з., то

Можно принять, что частота отказов в технологической части составляет 0,9 суммарной частоты отказов блока _Б, а в электрической части -  0,1 _Б.

Наличие генераторного выключателя ВГ заметно снижает число операций выключателями со стороны повышенного напряжения,  Тогда для выключателей блока со стороны повышенного напряжения получим:

.

Учитывая, что значения относительной частоты отка­зов при автоматических отключениях _в,авт на три порядка меньше единицы этой величиной пренебрегают.

При разработке электрической схемы ЭС рассчитывают ущерб от недоотпуcка электроэнергии в систему.  При проектировании электрической схемы ПС определяется ущерб от нарушения  электроснабжения.

Общепринятого метода расчета надежности электроустановок и электрических сетей нет, а наиболее распространенные это логико-вероятностные,  логико-аналитические и  таблично-логические методы, метод - расчетных  групп,  метод блок-схем,  метод минимальных путей и минимальных сече­ний.

 

17.2 Определение ущерба от ненадежности электроустановки

 

Ущерб от недоотпуска электроэнергии у ЭС, не имеющих местной нагрузки,  складывается из ущерба в энергосистеме У_с ,  ущерба у потребителей системы из-за снижения частоты У_f  и  ущерба у потребителей из-за нарушений  электроснабжения У_потр.

.

Системный ущерб обусловлен необходимостью проведения внепланового восстановительного ремонта  (прямой ущерб), изменением режима работы энергосистемы после отключения отказавшего оборудования (дополнительный ущерб) и неиспользованием отказавшего оборудования и обслуживающего персонала по прямому назначению, (косвенный ущерб).

На практике применяется упрощенный метод с помощью удельного  значения у_о,с., которое можно принять равным 0,15 руб/(кВт-ч). 

Тогда ущерб  в энергосистеме, руб/год, рассчитывается как произведение удельного ущерба у_о,с, руб/(кВт-ч), и суммарного недоотпуска электроэнергии в систему ΔW_г,Σ, кВт-ч/год, из-за всех отказов с потерей генерирующей мощности

       

где - снижение генерирующей мощности при ij-й аварийной ситуации (отказ i-то элемента при j-м состоянии схемы), кВт;

- средняя частота за год ij-й аварии, 1/год;

T_ij- средняя длительность ij-й аварии, ч/1.

Последствием аварийных ситуаций, при которых снижение генерирующей мощности ΔP_г превысит аварийный резерв в системе Р_рез. является образование дефицита мощности которому соответствует понижение частоты

где f_ном =50 Гц - номинальная частота;

 - коэффициент регулирующего эффекта нагрузки (среднее значение 2,0);

 Р_тах - максимальная нагрузка системы.

При этом частота в системе снизится до уровня  .

Во время работы системы с пониженной частотой ее потребители будут получать электроэнергию ненормированного качества, среднегодовое значение которой:

где Т_тах - число часов использования максимальной нагрузки ч/год;

т - число аварийных ситуаций в установке, при которых ΔР_г>Р_рез, а f >f_АЧР^; Δt - длительность суточного максимума нагрузки в системе (1- 2 ч).

Значение ущерба У_f  вычисляют через удельный ущерб y_o,f от снижения частоты в системе:

.

В особо тяжелых, но достаточно редких аварийных ситуациях может произойти глубокое понижение частоты в системе, что приходят в действие  устройства АЧР. В соответствии с уставкой первой очереди f_AЧР ,  дефицит мощности в системе составит

Устройства АЧР, отключают часть потребителей и в результате имеет место ущерб из-за нарушения электроснабжения У_потр., который рассчитывают через удельный ущерб от перерывов в электроснабжении потребителей у_о,потр, отключаемых АЧР, и математического  ожидания недоотпуска электроэнергии потребителям ΔW_пoтp:

где п - число аварийных ситуаций, сопровождающихся понижением

частоты до или ниже уровня уставки .

Удельные ущербы от внезапных перерывов электроснабжения  лежат в широком диапазоне от 0,22 до 25,7 руб/(кВт-ч) . Поскольку устройствами АЧР в первую очередь отключаются потребители, имеющие при перерыве электроснабжения наименьший ущерб, принимается его значение по нижней границе: у_о,потр = 0,22 руб/(кВт.ч).

Ненадежность электрических схем ПС оценивают значением ущерба У_потр.  Удельный ущерб y_о,потр принимают для конкретной отрасли народного хозяйства, находящейся в зоне электроснабжения ПС:

где среднегодовой недоотпуск электроэнергии ΔW_потр потребителям.

Для большого района промышленной нагрузки можно принять обобщенное значение удельного ущерба равное 0,7 руб/(кВт. ч).

 

Список литературы

1. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006

2..  Электротехнический справочник /Под  общ. ред. профессоров МЭИ. М.: Издательство МЭИ, 200

 3.  Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования; Учебное пособие / Под ред. И.П Крючкова.,  В.А.Старшинова.- М.: Академия,2005.

4. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. М.: Академия, 2007.

5. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. - М.: Энергоиздат,1982.аьербв от его ненажорудования и методика уж

6. Баков Ю.В. Проектирование электрической части  электростанций с применением ЭВМ. - М.: Энергоатомиздат 1991.

7. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд. - М.: Минэнерго СССР, 1981.

8. Электрическая часть станций и подстанций /под ред. Васильева А.А./. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

9. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

10.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций:  Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

11. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

12. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

13. Кузембаева Р.М., Соколов С.Е.,  Хожин Г.Х. Электрические станции и подстанции. Учебное пособие. - Алматы: 2006.

14. Хожин Г.Х. Электр станцияларды жобалау. Оқу құралы,- Алматы: 2003.

 

Содержание

Лекция 1. История проектирования  и основные задачи и положения ……. .3

Лекция 2.  Содержание работ по проектированию и компоновка

оборудования …………………………………………………………………… 7

Лекция 3.  Компоновка электрических станций и подстанций …………….  11

Лекция  4. Проектирование технологической части …………………………15

Лекция  5.   Технико-экономическое обоснование принимаемых решений . 19

Лекция 6. Проектирование  главной схемы …………………………………. 23

Лекция 7. Ограничение токов короткого замыкания …………………………27

Лекция 8. Проектирование схем распределительных устройств ……………31

Лекция 9. Короткие замыкания в электроустановках ………………………..35

Лекция 10.Определение импульса квадратичного тока, токов К.З. в

различные моменты времени и выбор выключателей

и токоведущих частей ……………………………………………………….….39

Лекция 11.  Расчет многополосных и коробчатых шин и  выбор кабелей ….43

Лекция 12. Собственные нужды электрических станций и подстанций …….47

Лекция 13. Проектирование схемы электроснабжения

собственных нужд  ТЭС …………………………………………………………51

Лекция 14. Проектирование схемы электроснабжения собственных

нужд  и самозапуск электродвигателей ………………………………………...55

Лекция 15.  Проектирование распределительных устройств …………………59

Лекция 16. Проектирование системы управления …………………………..... 61

Лекция 17  Показатели надежности  электроустановок ……………………… 67

Список литературы  …………………………………………………………….  72