Требования предъявляемые к схемам

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника,

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на не устранившееся КЗ.

4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.

5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита обычно действует по цепи ускорения без выдержки времени. В установках же собственных нужд, а также на подстанциях, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо, чтобы предотвратить ее неправильное срабатывание в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока, обусловленного сдвигом по фазе между напряжением энергосистемы и затухающей ЭДС тормозящихся электродвигателей, который может достигать 180°.

Требования предъявляемые к схемам

раздел: ОБУЧЕНИЕ
подраздел: Дистанционное обучение
часть: ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

СОВРЕМЕННАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

7.2. Основные требования, предъявляемые к схемам распределительных устройств электроустановок
К схемам электрических соединений электроустановок предъявляется целый комплекс требований, из которых можно выделить семь основных: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, технологическая гибкость, экологическая чистота, компактность и унифицированность.

По степени надежности главные схемы ЭС должны выбираться исходя из важности и значения электростанции в энергосистеме с точки зрения надежного электроснабжения потребителей электрической энергии. Выбранная схема, в частности, должна обеспечивать:

  • допустимую (минимальную) потерю генераторной мощности ЭС в расчетных аварийных режимах (например, при устойчивом коротком замыкании на одной из систем шин ВН или СН);
  • сохранение транзита системных связей через шины РУ при авариях на электростанции;
  • ликвидацию аварий в РУ по возможности только операциями с выключателями;
  • питание РУ с.н. от энергосистемы после полной остановки электростанции.

В зависимости от конкретных условий (например, при сооружении электростанций в зонах повышенной сейсмичности, вечной мерзлоты и др.) к надежности главных схем могут предъявляться и другие требования.

При выполнении схем ГРУ ТЭЦ и ПС должны учитываться требования, связанные с категорией потребителей по степени ответственности их электроснабжения.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) все потребители делятся на три категории:

  • I категория — электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Такие потребители должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, иметь 100 %-ный резерв по питающим линиям электропередачи. Перерыв в электроснабжении таких потребителей допускается лишь на время автоматического ввода резервного питания (АВР), допустимого по условию самозапуска электродвигателей.
  • II категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Для таких потребителей допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. Питание таких потребителей допускается осуществлять через один силовой трансформатор (при наличии передвижного резерва) по одной линии электропередачи.
  • III категория — все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий (например, электроприемники цехов несерийного производства, вспомогательных цехов, небольших поселков и т.п.). Для таких потребителей допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток.

Под экономичностью схемы подразумевается принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и ежегодных издержек на производство тепловой и электрической энергии при обеспечении требуемой степени надежности. Принятие того или иного уровня надежности схемы производится на основании сопоставления затрат на его обеспечение с экономическими потерями (ущербом), связанными с нарушением ее работоспособности.

Под удобством эксплуатации схемы понимаются надежность работы и простота ее исполнения, снижение вероятности ошибок обслуживающего персонала в процессе эксплуатации, минимизация количества коммутаций в первичных и вторичных цепях, уменьшение количества аварий из-за ошибок персонала и отказов электрооборудования во время производства оперативных переключений.

Под технологической гибкостью схемы понимается ее способность адаптироваться к изменяющимся условиям работы при плановых ремонтах, аварийно-восстановительных работах, расширении, реконструкции и испытаниях.

Под экологической чистотой схемы понимается степень воздействия электроустановки на окружающую среду (шум, электрические и магнитные поля, выбросы, отходы и т.п.) и на человека.

Компактность схемы подразумевает минимизацию площадей, занимаемых РУ [например, применение элегазового распределительного устройства (КРУЭ) в 10 раз и более уменьшает площадь отчуждаемых земель для его сооружения по сравнению с традиционным решением].

Унифицированность схемы есть не что иное, как использование типовых решений, позволяющих снизить материальные, трудовые и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию электроустановки.

Требования к схемам электрических сетей

При построении схем систем передачи и распределения электроэнергии решаются основные задачи выбора схем выдачи мощности новых (реконструируемых) электростанций, мест размещения новых подстанций и схем их присоединения к существующим (проектируемым) сетям, схем электрических соединений электростанций и подстанций, мест размещения компенсирующих и регулирующих устройств.

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования:

1. Обеспечение необходимой надежности. Имеются два принципиальных подхода к оценке надежности схем сетей. Первый опирается на нормативные документы, в которых все электроприемники по требуемой степени надежности разделяются на три категории.

В соответствии с ПУЭ электроприемники разделяются на три категории. К наиболее ответственным электроприемникам I категории отнесены такие, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны иметь питание от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника. Из состава электроприемников I категории выделена особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для таких электроприемников должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника, в качестве которого могут быть использованы местные электростанции, аккумуляторные батареи и т. п.

К электроприемникам II категории отнесены те, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроснабжение этих электроприемников рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом для них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала. Питание электроприемников данной категории допускается по одной воздушной линии, либо по одной кабельной линии с двумя и более кабелями, либо через один трансформатор, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта в ней или замены повредившегося трансформатора из централизованного резерва за время не более 1 суток.

Остальные электроприемники отнесены к III категории. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания, если время для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышает 1 суток.

Второй подход предполагает экономическую (количественную) оценку ущерба от недоотпуска электроэнергии. Его рекомендуют использовать, прежде всего, в тех случаях, когда сравниваемые варианты схем сети существенно отличаются по надежности электроснабжения, а также для оценки эффективности мероприятий, направленных на повышение надежности. Недостаток такого подхода заключается в неоднозначности численных значений удельных ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям, несмотря на то, что их определению посвящено достаточно большое количество научных работ.

Читайте так же:  Транспортный налог 2009 ставки

2. Обеспечение нормируемого качества электроэнергии. Действующий стандарт на качество электроэнергии устанавливает нормативные допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников ± 5 % и предельно допустимые отклонения напряжения ± 10 % . Вероятность появления отклонений напряжения между нормативно допустимыми и предельно допустимыми не должна превышать 0,05.

3. Достижение гибкости сети. Здесь подразумевается два аспекта. Первый предполагает, что схема сети должна быть приспособлена к обеспечению передачи и распределения мощности в различных режимах, в т. ч. послеаварийных, при отключении отдельных элементов. Второй аспект выражает требование создания такой конфигурации сети, которая позволяет ее последующее развитие без существенных изменений созданной ранее сети.

4. Максимальное использование существующих сетей. Это требование сочетается с предыдущим (гибкость сети) и отражает то, что сеть должна представлять динамически развивающийся объект.

5. Обеспечение максимального охвата территории. Сущность этого требования заключается в том, что конфигурация сети должна позволять подключение к ней всех потребителей, расположенных на данной территории, независимо от ведомственной подчиненности и форм собственности.

6. Обеспечение оптимальных уровней токов короткого замыкания. В схеме сети с одной стороны токи короткого замыкания должны быть достаточны по значению для реагирования на них устройств релейной защиты, а с другой – ограничены с целью возможности использования выключателей с меньшей отключающей способностью. Для ограничения токов короткого замыкания рассматривается комплекс путей: применение трансформаторов с расщепленными обмотками и токоограничивающих реакторов, секционирование основной сети энергосистемы, шин электростанций и подстанций и др.

7. Обеспечение возможности выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики. Данное требование связано с оптимизацией токов короткого замыкания и различными допустимыми режимами.

8. Создание возможности построения сети из унифицированных элементов. Применение унифицированных элементов линий электропередачи и подстанций позволяет снизить стоимость сооружения проектной схемы сети. Поэтому целесообразно применять технически и экономически обоснованное минимальное количество схем новых решений.

9. Обеспечение условий охраны окружающей среды. Это требование при построении схемы сети может быть выполнено за счет уменьшения отчуждаемой территории путем применения двухцепных и многоцепных линий, в т. ч. повышенной пропускной способности, простых схем подстанций и т. п.

При построении схем используется большое многообразие конфигураций электрических сетей. Условно их можно разделить на радиальные (радиально-магистральные) и замкнутые. В схемах радиальных сетей (рис. 14.1) узлы нагрузки получают ЭЭ от одного центра питания ЦП. При этом к одноцепной линии может быть подключен только один узел нагрузки (рис. 14.1, а) или несколько узлов нагрузки (рис. 14.1, б). Линия может быть разветвленная (рис. 14.1, в). В распределительных сетях 6–20 кВ центр питания может быть соединен с распределительным пунктом РП, от которого уже отходят линии непосредственно к узлам нагрузки (рис. 14.1, г). Между ЦП и РП может быть проложено две цепи. В этом случае сеть превращается в частично резервируемую (рис. 14.1, д).

Радиальные сети ввиду их простоты оказываются наиболее дешевыми, но в то же время они обеспечивают наименьшую надежность электроснабжения. Поэтому они используются обычно для питания узлов нагрузки небольшой мощности, а также в случае возможности резервирования по сети низшего напряжения.

Для повышения надежности электроснабжения используют двойные радиальные сети. Так же как и в одинарных радиальных сетях, к ним может быть подключен один узел нагрузки (рис. 14.1, е), несколько узлов (рис. 14.1, ж). Сеть может быть выполнена разветвленной (рис. 14.1, з). В такой сети обеспечивается резервирование питания потребителей. Линии такой сети могут быть выполнены на двухцепных опорах либо в виде двух цепей на отдельных опорах. В зависимости от схем подключения подстанций в нормальном режиме линии могут работать параллельно либо раздельно.

В схемах замкнутых сетей узлы нагрузки могут получать питание с двух и более сторон (ЦП, источников). Применяют замкнутые сети кольцевой конфигурации, выполненные одинарными (рис.14.2, а) или двойными (рис. 14.2, б), подключенными к одному центру питания, что является некоторым их недостатком. Он устраняется в замкнутой одинарной (рис. 14.2, в) или двойной (рис. 14.2, г) сети, которая получает питание от двух ЦП. Еще большую надежность имеет узловая сеть (рис. 14.2, д), в которой подстанции и могут получать питание от трех ЦП. К более сложным относятся многоконтурные сети, отдельные участки которых могут выполняться одиночными либо двойными линиями (рис. 14.2, е) или полностью двойными линиями (рис. 14.2, ж).

В заключение заметим, что при построении схем сетей следует стремиться по возможности применять простые типы конфигураций, но обеспечивающие требуемую степень надежности, например, такие как двойные радиальные (рис. 14.1, ж, з), одинарная и двойная с питанием от двух ЦП (рис. 14.2, в, г).

studopedia.org — Студопедия.Орг — 2014-2018 год. Студопедия не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования (0.002 с) .

Основные требования к схемам электроснабжения — Электрические сети энергоемких предприятий

1-3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ИХ ПОСТРОЕНИЕ
При построении схемы электроснабжения исходят из следующих общих принципиальных положений:
1. Источники высокого напряжения максимально приближаются к потребителям электроэнергии (электроприемникам). Это позволяет уменьшить число сетевых звеньев и ступеней трансформации и коммутации и тем самым удешевить систему и повысить ее надежность, что достигается применением глубоких вводов и дробления подстанций на всех ступенях электроснабжения.

  1. Все элементы системы электроснабжения постоянно находятся под нагрузкой. «Холодный» резерв в линиях и трансформаторах не применяется. Благодаря этому уменьшаются потери электроэнергии и повышается надежность, так как элемент «холодного» резерва может при его включении отказать в работе вследствие каких- либо неисправностей, образовавшихся в течение длительного его бездействия и оказавшихся незамеченными. Так называемый «скрытый» (или неявный) резерв предусматривается в самой схеме электроснабжения, которая в послеаварийном режиме должна быть в состоянии принять на себя нагрузку временно выбывшего элемента путем перераспределения ее между оставшимися в работе частями сети с использованием перегрузочной способности электрооборудования.

Восстановление питания потребителей производится автоматически с использованием простейшей автоматики на переменном оперативном токе. Применяется также автоматическое отключение неответственных потребителей на время послеаварийного режима, если каждая питающая линия или трансформатор даже с учетом перегрузки не рассчитаны на полное резервирование.

  1. Все элементы схемы (линии, трансформаторы) работают раздельно, потому что при параллельной работе увеличиваются токи короткого (к. з.) и усложняются устройства релейной защиты, что удорожает всю систему электроснабжения. В то же время надежность питания при раздельной работе благодаря применению автоматики, как правило, не уменьшается.
  2. Применяется секционирование всех звеньев системы электроснабжения от источника питания до сборных шин низкого напряжения ТП, а иногда и цеховых силовых распределительных пунктов. На секционных аппаратах предусматриваются простейшие схемы автоматического включения резерва (АВР). Это значительно повышает надежность питания.

5. Предусматриваются мероприятия для ограничения влияния ударных быстропеременных нагрузок, упомянутых в § 1-1,6, которые вызывают резкие и частые колебания напряжения (а иногда и частоты), недопустимые для присоединенных к этой сети электроприемников.

  1. Предусматривается экономичная работа сети в периоды малых нагрузок (в ночной период, выходные и праздничные дни) по возможности без больших затрат на дополнительные сетевые устройства. Это создает большую экономию за счет уменьшения потерь энергии и улучшения коэффициента мощности. Для этой цели нужно широко использовать связи на вторичном напряжении между ближайшими подстанциями и между хвостовыми участками сетей низкого напряжения, питаемых от разных трансформаторов. Наиболее экономично эта задача решается при однотрансформаторных подстанциях, между которыми обычно предусматриваются связи низкого напряжения для взаимного резервирования, рассчитанные на мощность до 15—30% мощности трансформатора. В отдельных случаях можно допустить применение переносных шланговых кабелей для временной передачи небольших мощностей.

Трансформаторный завод выражает опасение, что увеличение числа коммутационных операций связано с повышенным электродинамическим воздействием на обмотки и повышенным числом коммутационных перенапряжений, что может привести к повреждению трансформатора. Однако эти опасения, по-видимому, являются необоснованными, поскольку за десятилетия эксплуатации огромного количества трансформаторов не было ни одного повреждения по этой причине. Тем не менее при заказе трансформаторов, предназначенных для частых отключений и включений, все же необходимо оговаривать режим их работы. Особенно это важно для электропечных трансформаторов.

  1. На предприятиях с поточным производством параллельные технологические потоки присоединяются к разным подстанциям или распределительным пунктам (РП), или к разным секциям их или же к разным магистралям, чтобы при аварии не прекратилось питание обоих потоков. Наоборот, в пределах одного потока взаимосвязанные технологические агрегаты нужно присоединять к одному источнику (подстанции, РП, секции и т. п.), чтобы при прекращении питания потока все входящие в его состав электроприемники были одновременно обесточены, а при восстановлении питания все получили энергию.
Читайте так же:  Судебные приставы сегежа телефоны

Стратегия повышения энергоэффективности в муниципальных образованиях

—VII. Снижение потребности в дополнительных энергоресурсах при развитии поселений

7.5. Требования к схемам энергоснабжения

7.5. Требования к схемам энергоснабжения

На современном этапе, к разрабатываемым схемам энергоснабжения городов и населенных пунктов, необходимо выделить несколько основных требований:

1. Схема энергоснабжения города, населенного пункта должна являться документом, в котором:

  • определены стратегические задачи развития системы энергоснабжения;
  • определен перечень индикаторов безопасности, надежности, энергетической и экономической эффективности, уровня воздействия на окружающую среду;
  • определены этапы реализации программы и сроки их выполнения;
  • обосновывается необходимость и экономическая целесообразность проектирования и строительства новых, расширения и реконструкции существующих энергетических источников и сетевого хозяйства с учетом применения эффективных циклов генерации тепловой и электрической энергии, средств их эксплуатации и управления с целью обеспечения энергетической безопасности развития экономики города и надежности энергоснабжения потребителей.

2. Схемы энергоснабжения необходимо разрабатывать на расчетный срок 15 лет, увязывая с соответствующими документами территориального планирования муниципальных образований, в том числе:

  • схемами территориального планирования муниципальных районов;
  • схемами генеральных планов поселений;
  • схемами генеральных планов городских округов.

3. В разрабатываемых схемах энергоснабжения должна быть выделена первая очередь строительства на срок 3-5 лет.

4. При разработке схем энергоснабжения городов, населенных пунктов необходимо выполнение следующих видов проектных работ:

  • собственно разработка схем энергоснабжения города, населенного пункта на утвержденный расчетный период (пятнадцатилетний период);
  • периодическое уточнение текущих и заданных параметров реализации схемы энергоснабжения (технический и экономический мониторинг);
  • разработка энергетических и сетевых разделов в работах по определению площадок для размещения основных и пиковых энергоисточников, составлению энергетических разделов в составе проектов энергоисточников и крупных сетевых объектов, разработке схем выдачи электрической и тепловой мощности, разработке схем развития энергетических сетей.

5. Разработку схемы энергоснабжения города, населенного пункта необходимо проводить на основе созданной или создаваемой в процессе разработки схемы автоматизированной информационно-аналитической системы «Электронная модель системы энергоснабжения города, населенного пункта».

6. Обоснование решений (рекомендаций) при разработке схем энергоснабжения осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов развития системы энергоснабжения в целом и отдельных ее частей (локальных зон) путем оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат.

7. Составляемые варианты развития систем энергоснабжения (сооружения объектов и др.) должны удовлетворять условиям технической, экономической и социальной сопоставимости, т.е. обеспечивать:

  • выполнение решаемой задачи с учетом нормативных документов и руководящих документов по вопросам проектирования энергетических объектов;
  • одинаковый производственный эффект по всем годам рассматриваемого периода;
  • выполнение нормативных требований по воздействию на окружающую среду и по социальным условиям;
  • нормативное требование к надежности энергоснабжения.

8. Для обоснования эффективности вариантов развития систем энергоснабжения и сооружений объектов систем энергоснабжения необходимо использовать следующие критерии:

  • эффективность с позиции интересов городских потребителей (общественная эффективность);
  • коммерческая, финансовая эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников;
  • для систем теплоснабжения монопольно-регулируемого сектора экономики оценивается только общественная эффективность;
  • для объектов систем конкурентного сектора экономики (энергетики), финансируемых коммерческими организациями, оцениваются оба вида эффективности;
  • рекомендуемый вариант должен удовлетворять условию, при котором его экономическое преимущество устойчиво сохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона этих значений;
  • решения по сравниваемым вариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможную неопределенность исходной информации.

Просим Вас оставлять свои замечания и предложения по стратегии перейти в форум. Для чтения документа выберите интересующий Вас раздел.

Энергосберегающие технологии и методы перейти в раздел

24.2. Требования, предъявляемые к схемам электроустановок

Требования, предъявляемые к элект­рической схеме станции, подстанции, следует понимать как требования к са­мой установке, поскольку схема опреде­ляет основное электрическое оборудова­ние и эксплуатационные свойства уста­новки. Эти требования, выдвигаемые на стадии проектирования и сформулиро­ванные в НТП [24.1] — [24.4], сводятся к следующему:

соответствие электрической схемы условиям работы станции, подстанции в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также технологической схеме станции;

удобство эксплуатации, а именно: простота и наглядность схемы, мини­мальный объем переключений, связан­ных с изменением режима, доступность электрического оборудования для ре­монта;

удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию генераторов, трансфор­маторов, линий;

возможность автоматизации уста­новки в экономически целесообразном объеме;

достаточная, экономически оправ­данная степень надежности.

Последнее требование нуждается в разъяснении. Надежность представляет собой свойство объекта (элементов обо­рудования, системы из ряда элементов, электроустановки в целом) выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатацион­ных показателей в определенных преде­лах. Под надежностью электрической

станции, подстанции следует понимать свойство (способность) выдавать мощ­ность в сеть в соответствии с запла­нированным графиком, снабжать элект­роэнергией потребителей, сохраняя ка­чество электроэнергии в пределах, уста­новленных действующими норматива­ми. Количественно надежность объекта оценивают с помощью ряда показателей, выбираемых и определяемых с учетом особенностей объекта, условий его экс­плуатации и последствий отказов, т. е. нарушений работоспособности. Отказы рассматривают как случайные события. Соответственно для анализа надежности используют методы математической теории вероятностей.*

24.3. Схемы тепловых конденсационных электростанций

Как известно из предыдущего (§ 1.2), тепловые конденсационные станции с агрегатами мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт выполняют из ряда автоном­ных частей — блоков.

Электрические схемы блоков. При­менение получили следующие схемы:

а) схема, в которой генератор G соединен с повышающим трансформа­тором непосредственно, т. е. без всяких коммутационных аппаратов (рис. 24.1, а). Между генератором и повышающим трансформатором Т1 предусматривают ответвление для отбора части мощно­сти в систему собственных нужд (СН) блока через понижающий трансформа­тор Т2. Последний присоединяют также без выключателя на ответвлении, чтобы не снижать надежности блока установ­кой дополнительного аппарата, вероят­ность повреждения которого заметйо больше вероятности повреждения транс­форматора. Выключатели предусматри­вают только на стороне высшего на­пряжения повышающего трансформато­ра и на стороне низшего напряжения трансформатора собственных нужд.

* Методы расчета надежности излага­ются в курсе «Надежность электростанций».

Чтобы ввести блок в работу, не­обходимо обеспечить электроэнергией систему СН через пускорезервный транс­форматор ТЗ, присоединенный к сбор­ным шинам высшего или среднего напряжения. Пуск блока производится в следующем порядке. При отключен­ных выключателях блока и выключате­лях рабочего трансформатора СН вклю­чают пускорезервный трансформатор на соответствующие секции системы СН и пускают электродвигатели рабочих машин. Прогревание и разворот тур­бины происходит одновременно. Когда частота вращения агрегата достигнет номинальной, генератор может быть возбужден, синхронизирован и включен, т. е. соединен электрически с сетью энергосистемы. Теперь можно постепен­но нагрузить блок, включить рабочий трансформатор СН и отключить пуско­резервный. Процесс останова блока про­текает в обратном порядке. Система СН должна быть переключена с рабо­чего трансформатора на пускорезервный, так как после отключения блока часть рабочих машин должна продолжать свою работу. После этого блок может быть разгружен, отключен от сборных шин и генератор может быть развоз-бужден.

Недостаток рассматриваемой схемы заключается в необходимости переклю­чения системы СН в процессе пуска и останова блока; в случае повреждения в тепломеханической части блока он должен быть отключен выключателями высшего напряжения, что нежелательно в РУ кольцевого типа, поскольку нор­мальная работа РУ при этом наруша­ется. Указанные недостатки могут быть устранены, если предусмотреть выклю­чатель у генератора;

б) схема с выключателем у генера­тора (рис. 24.1,6), она удобнее в эксплу­атации, поскольку в процессах пуска блока система СН обеспечена энергией от сборных шин станции через главный трансформатор и рабочий трансформа­тор СН при отключенном выключателе генератора. Рабочие машины СН могут быть введены в работу. Когда частота вращения агрегата достигнет номиналь-

ной, генератор может быть синхронизи­рован и включен своим выключателем. В случае повреждения в тепломеха­нической части блока отключению под­лежит выключатель генератора. Отклю­чение блока от сборных шин и развоз-буждение генератора необходимо лишь при повреждении в электрической части блока. При этом система СН должна быть переключена на резервный транс­форматор СН.

Выключатели генераторов могут быть заменены выключателями нагруз­ки с соответствующим номинальным током и отключающей способностью. Такие выключатели освоены отечествен­ной электропромышленностью и постав­ляются комплектно вместе с разъеди­нителем, заземляющим устройством и измерительными трансформаторами то­ка и напряжения (аппаратный генератор­ный комплекс ПО «Электроаппарат»);

Читайте так же:  Развод за деньги вк

в) на станциях с высшим напряже­нием 500 кВ и выше применение полу­чила схема с объединенными (сдвоенны­ми) блоками (рис. 24.1, в), в которой два блочных агрегата присоединены к. сборным шинам станции через общие выключатели. Такая схема позволяет уменьшить число выключателей высше­го напряжения, стоимость которых вы-

сока. Однако при этом необходимо учитывать возможность отключения двух генераторов. Работа одного из них может быть быстро восстановлена после отключения поврежденного гене­ратора. Возможность применения объ­единенных блоков определяется мощ­ностью системы, а точнее, ее аварийным резервом. Экономическая целесообраз­ность оценивается с учетом показателей надежности и зависит от напряжения и схемы сети, режима работы арегатов и других факторов;

г) на некоторых станциях примене­ние получила схема на рис. 24.1, г, в которой сдвоенный блок соединен с воздушной линией (блок генератор— трансформатор — линия, сокращенно ГТЛ) и присоединен к сборным шинам ближайшей подстанции. При такой схе­ме должна быть предусмотрена возмож­ность дистанционного управления вы­ключателем высшего напряжения бло­ка, расположенным на относительно большом расстоянии от станции. В СССР и за рубежом имеются станции, в которых все блоки выполнены по схеме ГТЛ и присоединены к подстан­циям. Такие схемы позволяют рассредо­точить генерирующую мощность и огра­ничить ток КЗ. Технико-экономическая

целесообразность схемы должна быть проверена соответствующим расче­том.

Принципиальные схемы КЭС. Элект­ростанции рассматриваемого типа в большинстве случаев выдают выраба­тываемую энергию в сети двух ступе­ней напряжения, а именно: 330, 500, 750 кВ и сеть среднего напряжения — 110, 150, 220 кВ. Электростанция с тремя напряжениями, например 500, 220 и 110 кВ, встречаются значительно реже. Вопросы выбора номинальных напря­жений схемы сетей, числа линий, под­лежащих присоединению к сборным шинам, решаются в проекте развития системы (§ 24.1). При проектировании электрической схемы станции возникает вопрос о распределении блоков между РУ высшего и среднего напряжений и связи между ними. Эти вопросы ре­шаются различно в зависимости от еди­ничной мощности блоков и нагрузок се­тей высшего и среднего напряжений.

Наибольшее распространение полу­чила схема, в которой сборные шины высшего и среднего напряжений связа­ны через автотрансформаторы (рис. 24.2, а). В таких схемах блоки должны быть распределены между РУ высшего и среднего напряжений так, чтобы пере­токи мощности были минимальны.

Мощность, передаваемая через авто­трансформаторы связи в том или дру­гом направлении, изменяется вследствие изменения нагрузки сетей, рабочей мощ­ности станции, нарушения нормальной схемы системы и других причин. Но­минальная мощность автотрансформа­торов должна соответствовать макси­мальной мощности, передаваемой в том или ином направлении в наиболее тя­желых условиях. Применение получили следующие варианты связи: а) с одним трехфазным автотрансформатором на полную мощность; б) с двумя автотранс­форматорами, каждый из которых рас­считан на половину передаваемой мощ-

ности (они могут быть присоединены к сборным шинам через общие или отдельные выключатели). Выбор вариан­та связи должен быть сделан с учетом режима электростанции, наличного ре­зерва мощности частей системы высше­го и среднего напряжений, перспектив развития энергосистемы и надежности связи. Обычно мощность автотрансфор­маторов связи не превосходит мощ­ности блока. Обмотки низшего напря­жения автотрансформаторов могут быть использованы для присоединения ре­зервных трансформаторов СН.

В отечественных энергосистемах име­ются станции с двумя напряжениями, в которых блоки распределены между РУ высшего и среднего напряжений, но без автотрансформаторов, связывающих эти устройства. Связь двух частей стан­ции осуществляется через сеть на под­станциях (рис. 24.2, б). Такие схемы воз­можны и целесообразны при условии, что схема сети и пропускная способ­ность линий соответствуют режиму станции.

На некоторых отечественных элект­ростанциях с блоками 200 и 300 МВт для первых двух блоков в качестве повышающих трансформаторов приме­нены автотрансформаторы, используе­мые также для связи РУ высшего и среднего напряжений (рис. 24.2, в). В таких схемах поминальная мощность автотрансформаторов должна быть вы­брана так, чтобы мощность обмотки низшего напряжения Sном соответство­вала мощности генератора, MB∙А:

или

Так как коэффициент типовой мощ­ности Кт меньше единицы, номиналь­ная мощность автотрансформатора пре­восходит мощность генератора.

В рассматриваемой схеме (рис. 24.2, в) автотрансформаторы могут пропустить мощность генераторов, присоединенных к обмоткам низшего напряжения, на сборные шины высшего напряжения и передать дополнительную мощность, ограниченную мощность последователь-

ной обмотки, от шин среднего напря­жения на сборные шины высшего на­пряжения (режим 1). Автотрансформа­торы могут также пропустить мощность генераторов на сборные шины среднего напряжения, но не могут одновременно пропустить дополнительную мощность от сборных шин высшего напряжения на сборные шины среднего напряжения (режим 2), поскольку общие обмотки автотрансформаторов будут перегружен­ными (22.7).

Недостатки рассматриваемой схемы заключаются в следующем. Размеры, масса и стоимость автотрансформато­ров получаются значительными. В ряде случаев приходится устанавливать вме­сто одного два трехфазных автотранс­форматора, включенных параллельно, или группу из однофазных автотранс­форматоров, что нежелательно. Ток КЗ на шинах среднего напряжения, а также на стороне низшего напряжения значи­тельно больше, чем в схемах с авто­трансформаторами связи. Поэтому на станциях с блоками 500 МВт и выше использование автотрансформаторов в качестве повышающих трансформато­ров оказывается нецелесообразным.

На станциях большой мощности при относительно небольшой нагрузке сети среднего напряжения и неясности пер­спективы ее развития выделение части блоков для электроснабжения потреби­телей на среднем напряжении нецеле­сообразно. Электроснабжение этих по­требителей может быть обеспечено че­рез понижающие автотрансформаторы соответствующей мощности, присоеди­ненные к сборным шинам высшего напряжения (рис. 24.2, г).

Схемы РУ высшего и среднего на­пряжений. Распределительные устрой­ства 330 — 750 кВ, через которые в систему выдается очень большая мощ­ность, должны быть выполнены исклю­чительно надежно. При большом числе присоединений применение получили схемы с двумя системами сборных шин типа 3/2 и 4/3; при относительно небольшом числе присоединений — схе­мы типа простых и связанных много­угольников. Распределительные устрой-

ства 110—220 кВ обычно имеют боль­шое число присоединений. Применение получили здесь схемы с двумя систе­мами сборных шин и обходной систе­мой с одним выключателем для каж­дого присоединения.

В качестве иллюстрации к изложен­ному на рис. 24.3 приведена типичная схема КЭС мощностью 4800 МВт с шестью блоками по 800 МВт, с двумя напряжениями 750 и 330 кВ. Чтобы не усложнять схему, на ней опущены разъ­единители, не показаны также транс­форматоры СН. Как видно из рисунка, в блоках генератор — трансформатор установлены выключатели нагрузки QW. Четыре блока с трехфазными трансфор­маторами по 1000 MB∙А присоединены к сборным шинам 330 кВ. Два блока с группами из однофазных трансформа­торов 3 х 333 MB∙А присоединены к сборным шинам 750 кВ. Для связи РУ 750 и 330 кВ предусмотрены две груп­пы однофазных автотрансформаторов 3 х 333 MB∙А. Распределительное уст­ройство 330 кВ выполнено с двумя си­стемами сборных шин с присоединени­ем каждых трех ветвей через четыре выключателя. Распределительное уст­ройство 750 кВ выполнено по схеме шестиугольника. В обоих устройствах

предусмотрено чередование в цепочках присоединений линий и блоков.

В качестве второго примера на рис. 24.4 приведена схема Экибастузской ГРЭС с восемью блоками по 500 МВт (выключатели нагрузки не показаны). Мощность станции выдается в сети 500 и 220 кВ. Как видно из рисунка, РУ 500 и 220 кВ связаны через группу однофазных автотрансформаторов Т9 мощностью 3 х 267 MB • А. Предусмотре­на резервная фаза. К обмоткам низше­го напряжения автотрансформаторов присоединен резервный трансформатор СН Т19 мощностью 63 MB • А. Второй резервный трансформатор СН Т18 при­соединен к сборным шинам, 220 кВ. РУ 220 кВ выполнено с двумя система­ми сборных шин и обходной системой. Вместо шиносоединительного выключа­теля предусмотрены два выключателя в присоединении автотрансформатора. РУ 500 кВ выполнено по схеме 3/2. Блоки 3 и 4 одиночные. Блоки 5, 6 и 7, 8 объединены попарно. Повышающие трансформаторы трехфазные; предус­мотрен трехфазный резервный транс­форматор.

В качестве третьего примера на рис. 24.5 приведена схема Березовской ГРЭС № 1 мощностью 8 х 800 =

= 6400 МВт. Как видно из рисунка, блоки объединены попарно и соединены с линиями 500 кВ по схеме ГТЛ. У генераторов предусмотрены упомянутые .выше аппаратные генераторные комп­лексы (АГК) с выключателями нагрузки QW. Мощность блоков передается на подстанции; РУ 500 кВ на станции отсутствует. Для резервного электро­снабжения системы СН станции пре­дусмотрены две воздушные линии W 220 кВ от ближайших подстанций и два резервных трансформатора мощ­ностью по 63 MB∙А.