Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Шихкеримов И.А. Электрическая часть станций и подстанций. Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию - файл n3.docx


Шихкеримов И.А. Электрическая часть станций и подстанций. Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию
скачать (7064.5 kb.)

Доступные файлы (2):

n3.docx7344kb.30.06.2010 11:52скачать
n4.doc34kb.14.06.2010 20:09скачать

Загрузка...

n3.docx

  1   2   3   4   5
Реклама MarketGid:
Загрузка...
Содержание
Перечень сокращений………………………………………………………..3

1. Общие сведения…………………………………………………………….4

2. Выбор главной схемы проектируемой станции………………………..5

2.1. Варианты структурных схем ТЭЦ……………………………………..5

2.2. Выбор генераторов и силовых трансформаторов………………….....8

2.3. Технико-экономическое сравнение

вариантов структурных схем………………………………………………12

2.4. Схемы коммутации распределительных устройств…………………27

2.5. Схема электроснабжения собственных нужд ТЭЦ……………….....37

3. Расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов и токоведущих частей………………………………………………………45

3.1. Выбор главной схемы электрических соединений……………….....47

3.2. Расчет токов короткого замыкания…………………………………..52

3.3. Выбор электрических аппаратов……………………………………..69

Библиографический список………………………………………………..96

Перечень сокращений
АВР – автоматический ввод резерва;

АПВ – автоматическое повторное включение;

АТ (Т) – автотрансформатор, Т – графическое обозначение;

АТС – автотрансформатор связи;

ВЛ (W) – воздушная линия электропередачи;

ВН – высшее напряжение;

ГРУ – распределительное устройство генераторного напряжения;

ГТ (G-T) – генератор-трансформатор;
ГТЛ – схема генератор-трансформатор-линия;

КЗ – короткое замыкание;

КРУ – комплектное распределительное устройство;

КЭС – конденсационная тепловая электрическая станция;

НН – низшее напряжение;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ПС – подстанция;

ОВ – обходной выключатель;

РП – распределительная подстанция (ПС, распределяющая электроэнергию на одном напряжении);

РПН – регулирование напряжения трансформатора под нагрузкой;

РТСН – резервный трансформатор собственных нужд;

РУ – распределительное устройство;

РУ НН – распределительное устройство низшего напряжения;

СВ (QB) – секционный выключатель;

СрН – среднее напряжение;

СН – собственные нужды;

СШ – система сборных шин;

СЭССН – система электроснабжения собственных нужд;

Т (Т) – силовой трансформатор;

ТС – трансформатор связи;

ТСН – трансформатор собственных нужд;
ТЭС – тепловая электрическая станция;

ТЭЦ – теплофикационная тепловая электрическая станция;

УРОВ – устройство резервирования при отказах выключателей;

ШСВ (QA) – шиносоединительный выключатель;

ЭС – электрическая станция.


  1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ


Курсовой проект по электрической части электростанций и подстанций имеет целью закрепление и углубление у студентов знаний по вопросам построения главных схем станций и подстанций, выбора основных агрегатов (генераторов и трансформаторов), высоковольтной аппаратуры и токоведущих частей, а также развитие навыков конструирования распределительных устройств высокого напряжения.

Объем вопросов, подлежащих решению, указан в задании на проектирование.

Курсовой проект должен состоять из пояснительной записки (50 – 70 страниц печатного текста) и двух листов чертежей формата A1(841*594). В пояснительную записку должны быть включены следующие разделы:

1. Выбор и описание главной схемы проектируемой электроустановки.

2. Схема питания собственных нужд.

3. Расчет токов короткого замыкания.

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.

5. Описание конструкции распределительного устройства и подсчет его стоимости по указанным показателям.

Обозначение всех единиц должно соответствовать действующему стандарту «Электротехника. Буквенные обозначения».

К пояснительной записке прилагаются:

- схема заполнения сконструированного распределительного устройства;

- спецификация оборудования распределительного устройства;

- чертежи:

1. Лист №1 – Главная схема электроустановки;

2. Лист №2 – Конструкция распределительного устройства.

Проект выполняется под руководством преподавателя - консультанта, который по окончании проектирования подписывает пояснительную записку и чертежи и допускает проект к защите. Защита производится перед назначенной кафедрой комиссией, включающей руководителя проекта.

По существу, проектирование представляет собой выбор наилучшего из множества возможных вариантов, что обычно производят с помощью метода приведенных затрат.

Число возможных вариантов может быть большим, что затрудняет выбор наилучшего даже при использовании ЭВМ. Поэтому в проектных организациях используются разработанные варианты на основе опыта проектирования, норм технологического проектирования, эксплуатации и правил устройства электроустановок, сокращающие число подлежащих сравнению вариантов. Таким образом, теоретические знания, правила устройства электроустановок, нормы технологического проектирования и технико-экономические расчеты составляют базис для учебного проектирования электрической части электрических станций и подстанций.


  1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СТАНЦИИ



Разработку главной схемы ТЭЦ при учебном проектировании производят в следующей последовательности:

1) составляют варианты структурных схем ЭС;

2) для каждого варианта выбирают генераторы, силовые трансформаторы блоков, связи и собственных нужд. Вычисляют приведенные затраты по каждому варианту. Производят технико-экономическое сравнение вариантов и по критерию минимума приведенных затрат выявляют наилучший из них;

3) выбирают схемы распределительных устройств.


    1. Варианты структурных схем ТЭЦ



Предельно упрощенное изображение главной схемы, на которой показаны генераторы, трансформаторы и РУ (без схем коммутации), называют структурной схемой.

Тепловые электростанции типа ТЭЦ могут выполняться по одному из вариантов (рис.1).

Варианты неблочных ТЭЦ с одним и двумя РУ повышенного напряжения приведены на рис.1,а, б, е. К РУ низшего напряжения, часто называемому ГРУ, обычно подключают генераторы мощностью менее 100 МВт. В этом случае большую или значительную часть вырабатываемой электроэнергии выдают на генераторном напряжении местной нагрузке в радиусе 5 - 10 км. Число и мощность генераторов, присоединенных к ГРУ, определяются на основании проекта электроснабжения потребителей и должны быть такими, чтобы при остановке одного генератора оставшиеся полностью обеспечивали питание потребителей – ТЭЦ избыточного типа (с выдачей избыточной мощности в систему). Однако встречаются случаи, когда генераторы ТЭЦ не покрывают местную нагрузку, и станция нормально потребляет электроэнергию из энергосистемы, что возможно при быстром незапланированном росте нагрузки на ГРУ - ТЭЦ дефицитного типа (часть нагрузки ГРУ питается от системы).

При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены турбогенераторы мощностью 100 МВт и более. Такие турбогенераторы в основном работают в блоках с трансформаторами. Варианты таких блочных ТЭЦ без РУ ВН могут выполняться по схеме ГТЛ (рис.1,г), а с одним РУ ВН - по схеме (рис.1, д).

При этом потребители 6-10 кВ мощностью менее 30 % суммарной мощности генераторов ТЭЦ получают питание реактированными отпайками от генераторов без параллельной работы на шинах КРУ НН, а более удаленные – через подстанции глубокого ввода от шин 110 кВ. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6 - 10 кВ. Как и всякая блочная схема, такая схема дает

Рис. 1. Структурные схемы ТЭЦ (см. также с.7):

а) неблочная ТЭЦ; б) то же с трехобмоточными трансформаторами связи; в) комбинированная ТЭЦ; г) блочная ТЭЦ без РУ ВН; д) блочная ТЭЦ с РУ ВН; е) неблочная ТЭЦ с четырьмя трансформаторами связи; ж) неблочная ТЭЦ с трехобмоточными трансформаторами связи; з) то же с АТ связи


Рис.1. Продолжение
экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части.

Потребительское КРУ НН имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели. Трансформаторы связи должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной мощности и обязательно снабжаются РПН.

На трансформаторах блоков, без отпаек на питание потребителей, также может быть предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 - 220 кВ и выдачу в сеть резервной реактивной мощности при работе ТЭЦ по тепловому графику, когда генераторы могут быть недогружены активной мощностью. Наличие РПН также позволяет уменьшить колебания напряжения в установках собственных нужд.

При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливают турбогенераторы, соединенные в блоки. Линии 220 кВ этих блоков присоединяются к ближайшей районной подстанции.

Комбинированные ТЭЦ, имеющие блочную и неблочную части, выполняют по схемам рис. 1, в, ж, з.

Современные мощные ТЭЦ (500 - 1000 МВт) сооружаются по блочному типу. В блоках генератор – трансформатор устанавливается генераторный выключатель, что повышает надежность питания СН и РУ высокого напряжения, так как при этом исключаются операции выключателями высокого напряжения и в РУ СрН по переводу питания с ТСН на РТСН при каждой остановке и пуске энергоблока.

Наилучший вариант структурной схемы ТЭС выявляется после выбора силовых трансформаторов путем технико-экономического сравнения вариантов. Нормы рекомендуют при выборе структурной схемы ТЭС проверять возможность присоединения одного или нескольких блоков к районным ПС по схеме ГТЛ с генераторным выключателем и с выключателем или без выключателя в цепи линии на ЭС.
2.2. Выбор генераторов и силовых трансформаторов

Типы турбогенераторов для проектируемой ТЭС определяются по справочнику. В пояснительной записке приводятся основные характеристики каждого генератора: тип, номинальные полная и активная мощности, номинальные напряжения, ток и коэффициент мощности по цепям статора, индуктивные сопротивления, постоянные времени и стоимость.

В схемах станций типа ТЭЦ устанавливаются трансформаторы связи между шинами генераторного напряжения (6,10кВ) и повышенного напряжения (110, 220 кВ). На ТЭЦ избыточного типа принципиально возможна установка одного трансформатора связи с системой, если предельная выдаваемая мощность не превышает резервную мощность в системе и если отказ трансформатора не приводит к ограничению отпуска пара тепловым потребителям из-за возможного несоответствия местной электрической нагрузки и выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Обычно связь между РУ осуществляется, как правило, двумя трехфазными трансформаторами или автотрансформаторами с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН). Трёхобмоточные ТС применяются при сочетаниях напряжений 220-110/35/6-10 кВ, т.е. при различных режимах нейтралей сетей ВН и СрН. Если сети ВН и СрН работают с эффективно заземленными нейтралями, то устанавливают автотрансформаторы связи (АТС).

Для определения мощности трансформаторов связи необходимо рассмотреть баланс мощностей на шинах станции при нескольких режимах. Рассматривают, обычно, следующие 4 режима для расчета перетоков мощности через ТС (АТС):

  1. нормальный максимальный (все генераторы работают с Sном.G, нагрузки РУ максимальны);

  2. нормальный минимальный (то же при минимуме нагрузки РУ);

  3. ремонтный максимальный (отключен один генератор в максимальном режиме);

  4. ремонтный минимальный (то же в минимальном режиме).


Номинальная мощность двухобмоточного ТС, а также АТС с ненагруженной третичной обмоткой вычисляется по выражению



где = 1,4 – коэффициент аварийной перегрузки [2, с. 133; 7; 11; 18].
Трансформаторы связи ТЭЦ выбираются по двум условиям.

1.Обеспечение выдачи в сеть повышенного напряжения всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок РУ НН в период минимума последних, т.е. в нормальном минимальном режиме.

Переток мощности через наиболее загруженные обмотки (сторона НН) ТС в нормальном минимальном режиме:


где - суммарная мощность генераторов, подключенных к РУ НН; - мощность нагрузки собственных нужд, подключенной к РУ НН; - минимальная нагрузка внешних потребителей РУ НН.
2. Обеспечение питания потребителей на генераторном напряжении в период максимума нагрузок при выходе из строя наиболее мощного генератора, присоединенного к шинам РУ НН, т.е. в ремонтном максимальном режиме.

Переток мощности через двухобмоточный ТС в ремонтном максимальном режиме:
,
где - максимальная нагрузка внешних потребителей РУ НН;

- номинальная мощность наиболее мощного генератора, подключенного к РУ НН.

Сравнивая модули , выбираем наибольшее значение Sпер.наиб и определяем номинальную мощность каждого ТС:


Если на ТЭЦ установлены трехобмоточные ТС, то необходимо учесть нагрузку на стороне среднего напряжения. Последовательность расчета перетоков мощности по обмоткам ТС (АТС) приводится в примере выполнения контрольных работ.

Номинальная мощность трехобмоточных ТС (АТС) определяется по перетоку мощности наиболее загруженных обмоток (S пер.наиб).

При выборе ТС с Sном меньше расчетного значения мощности (Sном Т), из-за отсутствия в справочной литературе трансформатора необходимой мощности учитывают возможность ограничения питания потребителей III категории, а также снижения выдачи мощности в систему вплоть до мощности, допустимой по режиму теплового потребления(Sдоп.тп) и не более имеющегося горячего резерва в системе (Sр.с). Данный режим может быть рассчитан только при наличии графиков электрических и тепловых нагрузок ТЭЦ. Поэтому в курсовом проекте проверяется наличие перегрузки оставшегося трансформатора и, если она есть, определяется необходимый сброс мощности станций Sсбр , при работе одного трансформатора с учетом допустимой аварийной перегрузки:


где - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; - мощность, протекающая через ТС в нормально–минимальном режиме.

Мощность блочных трансформаторов ТЭЦ при наличии отпайки на собственные нужды вычисляется по выражению


Однако в эксплуатации имеют место режимы, когда собственные нужды блока питаются от резервного трансформатора собственных нужд. Поэтому в практике проектирования для блоков ГРЭС или ТЭЦ мощность двухобмоточного трансформатора блока выбирают по условию

.
На ТЭЦ блочного типа мощность трансформаторов блоков согласуется с мощностью генераторов и значением отбора мощности на генераторном напряжении в местную сеть 6-10 кВ., т.е. номинальную мощность трансформатора блока выбирают по условию

где – мощность нагрузки (минимальная) на генераторном напряжении.
2.3. Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем
Отобранные на основании общих соображений варианты главных схем сравнивают по объективным количественным показателям и окончательно останавливаются на наиболее целесообразном варианте, имеющем лучшее показатели экономической эффективности.

Выбор оптимального варианта технического решения в электроэнергетике осуществляется в соответствии с методическими рекомендациями по оценке экономической эффективности капитальных вложений в развитие электроэнергетики в условиях рынка и практическими рекомендациями по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес планов в электроэнергетике [15; 16].

Расчет экономической эффективности базируется на простых и интегральных критериях оценки экономической эффективности инвестиций.

Простые критерии оценки экономической эффективности инвестиций не учитывают продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков. Эти критерии достаточно широко распространены и применяются в основном для быстрой оценки проектов на предварительных стадиях разработки. К таким критериям относится простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП), а также простой срок окупаемости капитальных вложений.

Интегральные (динамические) критерии экономической эффективности инвестиций оперируют показателями работы проектируемых объектов по годам расчётного периода с учётом фактора времени. К этой группе относится чистый дисконтированный доход ЧДД, внутренняя норма доходности объекта ВНД, дисконтированный срок окупаемости затрат, суммарные дисконтированные затраты, удельные затраты на производство продукции и эквивалентные среднегодовые затраты.

Показатели, расчётные формулы и условия оценки экономической эффективности инвестиций в проекты приведены в табл. 1.

Таблица 1 - Показатели экономической эффективности инвестиций

Номер показа-теля

Наименование показателя

Расчетная формула

Условие эффективности варианта

Примечание

Общий случай

Частный случай*

1

2

3

4

5

6

Простые показатели оценки экономической эффективности инвестиций

1

Простая норма прибыли или рентабельно-сти

(ПНП)

(1)

Rп = Пчt / К (2)

ПНП должна быть больше минимального или среднего уровня доходности

Определяется по характерному году расчётного периода, как правило, когда проектный уровень производства уже достигнут, но ещё продолжается возврат инвестиционного капитала

2

Простой срок окупаемости капитальных вложений

(3)

Ток.п = К /ч + Иа) (4)

Ток.п должно обеспечивать равенство левой и правой частей формулы (3)

Рассматривается период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции (период, в течение которого проект будет работать на «себя»)



Продолжение табл. 1

1

2

3

4

5

6

Интегральные (динамические) показатели экономической эффективности инвестиций

3

Чистый дисконтирован-ный доход ЧДД

(5)

ЭД = (Пч + Иа)Ds К, (6)



ЧДД > 0

Расчёт производится дисконтированием чистого потока платежей (чистого дохода). Целесообразно использовать, если варианты отличаются размером инвестиций

4

Внутренняя норма доходности объекта (ВНД)

(8)

Ds=K/(Пч+Иа) (9)

Т=Тр => Евн по табл.

прил. 3[15]

Евн > Е,

Евн =>max

Используется в том случае, когда ещё не известен источник финансирования. Определяется при условии, что ЧДД=0

5

Дисконтирован-ный срок окупаемости затрат

(10)

Е=>Ток по табл. прил.3 [15]

или



Токприемл

Этот срок характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счёт чистого



Продолжение табл. 1

1

2

3

4

5

6

5













дохода, получаемого при эксплуатации объекта. Определяются при условии, что ЧДД =0

6

Суммарные дисконтированные (интегральные) затраты



З?Д=К+DsИ` (13)

Минимум затрат

Используются при составлении альтернативных вариантов инвестиционного проекта, обеспечивающих равные результаты по годам, а также вариантов проектов, несопровождающихся денежными поступлениями

7

Эквивалентные годовые расходы (приведенные затраты)

Зср.г = З?Д / Ds (14)

Зср.г = К / Ds + И` (15)

или

Зср.г = ЕК + И, (16)

где И=И`+Иа (17)

Минимум затрат

Используются при сравнении проектов с разными жизненными циклами

8

Удельные дисконтированные затраты

(18)

Зуд = Зср.г/V (19)

Минимум затрат

Определяются на единицу продукции


*Капитальные затраты проводятся в один год, технико-экономические показатели (объём производства, цены, эксплуатационные издержки) неизменны в течении всего жизненного цикла, ликвидационная стоимость равна нулю.
В этих формулах (см. табл. 1) Rп – простая норма прибыли; Kt – величина инвестиций в год t, руб.; Пчt = Пбt - Нt - чистая прибыль, руб.; Нt – выплачиваемый налог на прибыль; Пбt = Орt - Иt - балансовая прибыль, руб.; Орt – стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объём реализованной продукции в год t); Иt = И`t + Иаt – суммарные эксплуатационные издержки в год t; И`t = Иобсл + Ипот - суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений, руб. /год; Иобсл - издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб./год; Ипот – издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке за год, руб. /год; Иаt = - амортизационные отчисления, руб. /год; - дисконтированная норма амортизации, доли; Е – норматив дисконтирования; Ток.п – простой срок окупаемости, лет; Тр – расчётный период, лет; ЭД - чистый дисконтированный доход, руб.; Клик – ликвидационная стоимость объекта, руб.; Ds - сумма коэффициентов дисконтирования; Евн – внутренняя норма доходности; Ток – дисконтированный срок окупаемости затрат, лет; З?Д - суммарные дисконтированные (интегральные) затраты, руб.; Зср.г - эквивалентные годовые расходы (приведенные затраты), руб.; Зуд - удельные дисконтированные затраты, руб.; Vt – отпуск продукции по годам расчётного периода. Дисконтированные затраты в результате приведены к началу расчётного периода (Тпр = 0).
Пример выбора варианта структурной схемы ТЭЦ
При наличии местной нагрузки не только на генераторном, но и на среднем напряжении структурная схема ТЭЦ может быть выполнена по двум вариантам, приведенным на рис.2 (см. п.2.1).

Для каждого варианта выбирается основное оборудование и аппараты (см. пример расчёта ТКЗ и выбора аппаратов и токоведущих частей, §3).

Сравнение вариантов производится с помощью формулы суммарных дисконтированных затрат (частный случай, табл. 1) с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии
,
где К – капиталовложения на сооружение проектного варианта электроустановки; - суммарные эксплуатационные издержки без отчислений на реновацию (издержки на ремонт и обслуживание электроустановок); - норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат – на мировом рынке составляет 5-12% по краткосрочным депозитам в зависимости от валюты платежа; n – расчётный срок службы электроустановки, - сумма коэффициентов дисконтирования, значение определяется по формуле 7 (табл. 1) при норме дисконтирования = 10% или по [15, прил. 3].

Расчёт суммарных дисконтированных затрат
Определяем капиталовложения в электрооборудование сопоставляемых вариантов структурной схемы (рис. 2).

В сравниваемых вариантах допускается учитывать только капиталовложения в отличающиеся элементы электроустановки.

Капитальные затраты на отличающиеся в вариантах элементы приведены в табл. 2.
Таблица 2 - Капитальные затраты на оборудование ТЭЦ

Тип

Заводская стоимость единицы в базовых ценах 1989 г., тыс. руб.

Кол-во штук

Сметная стоимость в ценах 2009 г., тыс. руб.

Вариант 1

ТДТН – 63000/110

126

2

33679,8

Итого

126

2

33679,8

Вариант 2

ТРДН – 63000/110

110

2

29403

ТРДН-40000/35

79

2

22524,48

МГГ-10 – 3150 – 45 У3

1,765

2

1604,07

Итого

190,765

6

53531,55


В результате капиталовложения составят:

по варианту 1 (согласно табл. 2 учитываемым оборудованием является трансформатор ТДТН – 63000/110):
К1 = n ? J Кзав = 2 · 1,5 · 89,1 · 126 = 33679,8 тыс. руб.,
где n – количество учитываемого оборудования; ? – коэффициент для перехода от заводской стоимости трансформаторов к расчётной [2, табл. 5.2], Jкоэффициент-дефлятор 2009 года к базовому 1989 г. (определяется по данным Минэкономразвития РФ); Кзав – коэффициент заводской стоимости.





Рис. 2. Структурные схемы ТЭЦ

по варианту 2 (согласно табл. 2 учитываемым оборудованием являются трансформаторы ТРДН – 63000/110, ТРДН-40000/35, а также две ячейки выключателей МГГ-10 – 3150 – 45 У3):
К2 = n1 ?1 J Кзав1 + n2 ?2 J Кзав2 + n3 ?3 J Кзав3 = 2 · 1,5 · 89,1 · 110 + 2· ·1,6 · 89,1 · 79 + 2 · 5,1 · 89,1 · 1,765 = 53531,55 тыс. руб.
Коэффициент перехода ?3 (среднее значение) от базовой стоимости выключателя к расчётной определён по стоимости ячеек выключателей [1,с. 585], из-за того, что в справочной литературе не приводится коэффициент ? для ячеек с выключателями данного типа.
Затраты на обслуживание и ремонт определены укрупненно, как 4,9% от капитальных вложений, и составляют:
по варианту 1

Иобсл1= 4,9% /100К1=4,9% / 10033679,8 =1650,31 тыс. руб.;
по варианту 2

Иобсл2= 4,9% / 100К2=4,9% / 10053531,55=2623,05 тыс. руб.
Издержки, вызванные потерями электроэнергии, составляют:

Ипот = Тпок ?Wпот,
где Тпок—средний тариф покупки электроэнергии на оптовом рынке, определяемый по данным Региональной службы тарифов, руб./(кВт·ч); ?Wпот — потери электроэнергии за год, кВт·ч / год.
Расчёт годовых потерь энергии в трансформаторах
На стадии проектирования расчет потерь энергии ведется приближенно через время максимальных потерь ?. Для числа часов использования максимальной нагрузки Тmax=6000 ч время максимальных потерь составляет 3800 ч [9, с.29; 1, с. 546; 2, с. 79] .

В трехобмоточных трансформаторах связи варианта 1 (рис. 2,а) по [9, формула (4.11)] находим:



где SВ.наиб, SС.наиб, SН.наиб – наибольшие нагрузки обмоток высшего, среднего и низшего напряжений (табл.7); ?Pк.В ;?Pк.С ;?Pк.Н – потери КЗ обмоток, определяются приближенно по [9, формула (4.18)]; ?Pх – потери холостого хода (в стали).

Когда задано лишь одно значение, ?Pк для трехобмоточных трансформаторов допускается принимать по [9 , с.104]:
?Pк.В ??Pк.С ??Pк.Н = 0,5?Pк=0,5·290=145 кВт.
В двухобмоточных трансформаторах связи (вариант 2, рис. 2, б) согласно [9, формула (4.10)] получим:


форматоре типа ТРДН – 63000/110;


форматоре типа ТРДН – 40000/35.
Суммарные годовые потери энергии по вариантам составят:
вариант 1

кВт∙ч/год;
вариант 2


Определяем издержки, вызванные потерями электроэнергии (средний тариф покупки электроэнергии на оптовом рынке, по данным Региональной службы тарифов, составляет 1руб/(кВт·ч):
по варианту 1

Ипот1 = Тпок ?Wпот1= 12,54 106 = 2540 тыс. руб./год;


по варианту 2

Ипот2 = Тпок ?Wпот2= 12,774 106 = 2774 тыс. руб./год.

Определение суммарного среднегодового ущерба от ненадёжности структурной схемы
Экономические последствия из-за ненадежности схем электрических соединений включаются в приведенные затраты как математическое ожидание одной из составляющих ежегодных издержек (см. § 2.5 [9]). Для оценки этих последствий используются различные методы [12, 13, 14]. Наиболее распространен метод удельных ущербов.

В общем случае ущерб У из-за возможного нарушения электроснабжения потребителей определяется по формуле
У= ууд ?Wнедоотп ,
где ууд — удельная стоимость ущерба, принимается в размере 1,5ч4 дол./(кВт∙ч); ?Wнедоотп—суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям, кВт·ч / год.

Определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям.

Состав учитываемых элементов в вариантах структурной схемы: трансформаторы и выключатели. Их показатели надежности приведены в табл. 3[1; с. 487-499].

Таблица 3 - Показатели надежности элементов

Элементы

?, 1/год


Тв , ч/1


? , 1/год


Тр , ч/1


трансформаторы:

Uвн=110 кВ

Uвн=35 кВ


0,014

0,012


70

70


0,75

0,75


28

26

выключатели:

МГГ-10(масляный)

ВМГ-110(масляный)

ВВУ-35(воздушный)


0,009

0,06

0,02


20

20

40


0,14

0,14

0,2


10

30

29


Вероятность ремонтных режимов элементов определяем по [2, формула (4.18)]:

трансформатора с UВН=110 кВ
q = (? Тв + ? Тр)/8760 = (0,014·70 + 0,75·28)/8760 = 0,00251,
где ? ;Тв ;? ;Тр – показатели ремонтируемого элемента (в данном случае трансформатора);

трансформатора с UВН=35 кВ

q = (0,012·70 + 0,75·26)/8760 = 0,00232;
выключателя типа МГГ-10
q = (0,009·20 + 0,14·10)/8760 = 0,00018;
выключателя типа ВМГ-110
q = (0,06·20 + 0,14·30)/8760 = 0,000616;

выключателя типа ВВУ-35
q = (0,02·40 + 0,2·29)/8760 = 0,000753.
Определяем среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям:
по варианту 1

1) из-за отказа одного из трансформаторов связи.

Аварийная нагрузочная способность Т1(Т2) равна
1,4 Sном = 1,4 · 63 = 88 МВА.
Это больше, чем максимальные значения перетоков мощности, между распределительными устройствами в расчетных состояниях схемы (см. табл.7) . Максимальная нагрузка обмотки ВН составляет 80,6 МВА. Таким образом, при отказе одного из трансформаторов связи недоотпуска электроэнергии потребителям не будет.
2) из-за отказа одного трансформатора связи в период ремонта другого.

Этот случай можно не учитывать, так как средняя длительность таких аварийных ситуаций мала:
2 ? i q j Тij=2 ? T q T 0,5Тp.Т =2·0,014·0,00251·0,5·28 = 0,000984 ч/год ,
где Тij = 0,5Тp.Т - средняя длительность аварии, ч/1.
3) из-за отказа выключателя Q6 (Q5) в период ремонта трансформатора связи Т1 (Т2).

При этом (с учетом действия УРОВ) отключаются выключатели Q2 (Q1), Q8(Q7), Q11(Q9), Q4(Q3) и генератор G3(G1).

Продолжительность перерыва питания потребителей:

–питающихся от ГРУ

Тij= Топ+Тп,
где Топ = 0,5 ч – время оперативных переключений [2, с.94] , необходимое для вывода в ремонт отказавшего выключателя Q6 (Q5) ; Тп = 0,5 ч – время пуска генератора из горячего состояния [2, с.94];

–подключенных к РУ СрН
Тij= Топ = 0,5 ч.
Тогда согласно [2, формула (4.27)] среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:

– РУ СрН



где МВт – максимальная мощность потребителей РУ СрН;

– ГРУ


где МВт.
4. из-за отказа выключателя Q2 (Q1) в период ремонта трансформатора связи Т1 (Т2).

При этом отключаются выключатели Q6 (Q5) и Q4 (Q3)

Продолжительность перерыва питания потребителей, питающихся от РУ СрН :

Тij= Топ = 0,5 ч, при этом дефицит мощности составляет МВт;

Тij= ТвQ = 20 ч, дефицит мощности на время восстановления выключателя Q2 (Q1):
МВт.
В указанном режиме недоотпуска электроэнергии потребителям ГРУ не будет , так как .

Таким образом, среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:
Wнедоотп=40∙6000/8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,06∙0,00251∙0,5)+ +6,7∙6000/ 8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,06∙0,00251∙20)=0,03162∙106 кВт·ч/год.

5) из-за отказа выключателя Q4(Q3) в период ремонта трансформатора связи Т1 (Т2).

При этом отключаются выключатели Q2 (Q1) и Q6 (Q5).

В данном случае наблюдается недоотпуск электроэнергии только потребителям РУ СрН на время восстановления выключателя Q4(Q3) или ремонта Т1 (Т2). Таким образом , продолжительность перерыва питания потребителей составляет Тр.Т = 28 ч , так как Тр.Т < ТвQ Дефицит мощности в данном случае составляет 40 МВт.

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит
Wнедоотп=40∙6000/8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,02∙0,00251∙28)=

= 0,05199∙106 кВт·ч/год.
по варианту 2

1) из-за отказа одного из трансформаторов связи с РУ СрН.

Аварийная нагрузочная способность Т3(Т4) равна
1,4 Sном = 1,4 · 40 = 56 МВА.
Это больше, чем максимальные значения перетоков мощности, между распределительными устройствами в расчетных состояниях схемы. Максимальная нагрузка обмотки ВН трансформаторов Т3(Т4) составляет 50 МВА. Таким образом, при отказе одного из трансформаторов связи недоотпуска электроэнергии потребителям не будет.

2) из-за отказа выключателя Q12 (Q5) в период ремонта трансформатора связи Т1 (Т2).

При этом (с учетом действия УРОВ) отключаются выключатели Q2 (Q1), Q8(Q7), Q11(Q9), Q13(Q6) и генератор G3(G1).

Продолжительность перерыва питания потребителей, питающихся от РУ СрН:
Тij = Топ+Тп=0,5+0,5 = 1 ч. Недоотпуск электроэнергии потребителям, подключенным к ГРУ и РУ СрН, составит:


Тij= ТвQ =20 ч. После пуска генератора G3(G1) на время восстановления выключателя Q12 (Q5) дефицит мощности составит:


Таким образом, среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:
Wнедоотп=64,4∙6000/8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,009∙0,00251∙0,5)+

+6,7∙6000/8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,009∙0,00251∙20)=0,02697∙106 кВт·ч/год.

3) из-за отказа выключателя Q2 (Q1) в период ремонта трансформатора связи Т1 (Т2).

Отключается выключатель Q12 (Q5). При этом средняя длительность аварии равна Тij=Топ+ ТвQ =0,5+20=20,5 ч. Дефицит мощности на время восстановления выключателя Q2 (Q1) составит

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:
Wнедоотп=6,7∙6000/8760∙(0,014∙0,00251∙0,5∙28+0,06∙0,00251∙20,5)=

= 0,0161∙106 кВт·ч/год.
4) из-за отказа выключателя Q13 (Q6) в период ремонта трансформатора связи Т3 (Т4).

При этом отключаются выключатели Q4(Q3), Q8(Q7), Q11(Q9), Q12(Q5) и генератор G3(G1).

Продолжительность перерыва питания потребителей, питающихся от РУ СН составляет Тij= Топ+ ТвQ = 0,5+20 = 20,5 ч , а дефицит мощности () – 40 МВт.

В указанном режиме недоотпуска электроэнергии потребителям ГРУ не будет, так как возникший дефицит мощности покрывается из системы через трансформатор связи Т1 (Т2) .

Таким образом, среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:

Wнедоотп=40∙6000/8760∙(0,012∙0,00232∙0,5∙26+0,009∙0,00232∙20,5)=

= 0,02164∙106 кВт·ч/год.
5) из-за отказа выключателя Q4 (Q3) в период ремонта трансформатора связи Т3 (Т4).

При этом отключается выключатель Q13 (Q6).

Продолжительность перерыва питания потребителей, питающихся от РУ СрН, составляет Тij= Тр.Т = 26 ч , а дефицит мощности () на время ремонта трансформатора Т3 (Т4) - 40 МВт.
Среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям составит:
Wнедоотп=40∙6000/8760∙(0,012∙0,00232∙0,5∙26+0,02∙0,00232∙26)=

= 0,04297∙106 кВт·ч/год.
Определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии потребителям по вариантам:
вариант 1
?Wнедоотп=(2·0,01379 +2·0,0086 +2·0,03162 +2·0,05199)·106 =

= 0,212·106 кВт·ч/год;
вариант 2
?Wнедоотп=(2·0,02697+2·0,0161+2·0,02164+2·0,04297)·106 =

=0,2154·106кВт·ч/год.
Ущерб У из-за возможного нарушения электроснабжения потребителей составляет:
по варианту 1
У1= ууд ?Wнедоотп1= 90·0,212·106 =19080 тыс. руб./год,

где ууд = 3$ ? 90 руб./(кВт·ч) - удельная стоимость ущерба;
по варианту 2
У2= ууд ?Wнедоотп2=90·0,2154·106 = 19390 тыс. руб./год.
Определяем суммарные дисконтированные затраты по каждому из вариантов:
по варианту 1
З?Д 1= К1+(Иобсл1+Ипот1+У1)∙Ds =33679,8 + (1650,31 + 2540+ 19080)·7,606 = = 210673,8 тыс. руб.,

где Ds = 7,606 - сумма коэффициентов дисконтирования [15, прил.3];
по варианту 2
З?Д 2 = К2+(Иобсл2+Ипот2+У2)∙Ds =

= 53531,55 + (2623,05 + 2774 + 19390)· 7,606 = 242061,9 тыс. руб.

Таблица 4 - Экономические показатели вариантов, тыс. руб.

Показатель

Вариант 1

Вариант 2

Капиталовложения Кi

Затраты на обслуживание и ремонт Иобслi

Издержки, вызванные потерями

электроэнергии Ипотi

Ущерб Уi

33679,8

1650,31
2540

19080

53531,55

2623,05
2774

19390

Суммарные дисконтированные затраты З?Д i

210673,8

242061,9


Разница дисконтированных затрат, %, составит:
∆З?Д = (242061,9 – 210673,8) / 242061,9 · 100 = 13 % > 5 %,
т.е. варианты не входят в равноэкономическую зону.

Более предпочтительным с точки зрения дисконтированных затрат является вариант 1 структурной схемы ТЭЦ (с трехобмоточными трансформаторами связи).
2.4. Схемы коммутации распределительных устройств

Последовательность выбора схемы РУ:

- намечают варианты схем РУ;

- вычисляют капитальные затраты, эксплуатационные расходы и приведенные затраты по каждому варианту РУ;

- вычисляют ущербы от надежности элементов вариантов РУ с помощью

таблично - логического метода;

- сравнивают варианты РУ и выявляют наилучший.
Схемы электрических соединений на генераторном напряжении
На генераторном напряжении ТЭЦ обычно применяют следующие схемы:

- с одной секционированной системой сборных шин (с двумя-тремя секциями), рис. 3;

- с одной секционированной системой сборных шин кольцевого типа (схема кольца, рис.4).

При применении схем с одной системой сборных шин рекомендуется использовать комплектные распределительные устройства (КРУ) и групповые сдвоенные реакторы для питания потребителей.


Рис. 3. Схема с одной секционированной системой сборных шин:

QB1 - шунтирующий выключатель; QS – шунтирующий разъединитель; QB2 – секционный выключатель; LR – секционный реактор; К1, К2, К3 – секции

Рис. 4. Схема кольца
Ранее при проектировании ТЭЦ, особенно при большом числе присоединений генераторного напряжения, широко использовали схему с двумя системами сборных шин (рис. 5), а в отдельных случаях – схему звезды с уравнительной системой шин (рис. 6).

Рис. 5. Схема с двумя системами сборных шин (рабочая система разделена на две секции)


Рис. 6. Схема звезды

По условиям электродинамической стойкости электрооборудования на каждую секцию, как правило, подключают (коммутируют) генераторы мощностью не выше 60 МВт при генераторном напряжении 6 кВ и не выше 100 МВт при 10 кВ.

С учетом включенных трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой, которые должны иметь устройства РПН, это ограничение позволяет иметь на сборных шинах приемлемый уровень токов КЗ. В случае необходимости дополнительного ограничения уровня токов КЗ на ТЭЦ устанавливают секционные реакторы.

При необходимости глубокого ограничения уровней токов КЗ допускается раздельная работа секций ГРУ с обеспечением параллельной работы агрегатов ТЭЦ на повышенном напряжении, при этом должно быть обеспечено надёжное питание потребителей ТЭЦ.

Блочная часть ТЭЦ выполняется аналогично схемам КЭС (рис. 7).

Выключатель на ответвлении к трансформатору собственных нужд не ставится в случае выполнения ответвления закрытым пофазно экранированным проводом.

Рис. 7. Схема блочной ТЭЦ

Схема с одной секционированной системой сборных шин (см. рис. 3). Схема проста, наглядна и обеспечивает достаточную надежность питания потребителей, если каждый из них связан с ТЭЦ двумя линиями, подсоединенными к разным секциям. Разъединители служат для обеспечения видимого разрыва при ремонтных работах. Недостатком схемы является потеря источников, присоединенных к секции, при КЗ на секции, ремонте сборных шин секции или любого из ее шинных разъединителей.

Для ограничения уровня токов КЗ на ТЭЦ применяют секционные реакторы (см. рис. 4). С целью выравнивания напряжения на секциях сборных шин и улучшения условий питания при отключении любого генератора (трансформатора) в схеме также предусмотрены шунтирующие разъединители QS или выключатели Q. Шунтирования секционных реакторов допускаются в тех случаях, когда после их шунтирования расчетный уровень токов КЗ не превосходит допустимый для электрооборудования.

Схема кольца. В схеме кольца (см рис. 4) для надежного резервирования питания собственных нужд предусмотрена специальная промежуточная сборка между первой секцией и первым трансформатором связи Т1. Секционные реакторы рассчитываются на режим питания нагрузки секции при выходе из строя генератора секции или трансформатора связи, а также на режим выдачи избыточной мощности с секции при отказе одного элемента (трансформатора связи, секционного выключателя).

Схема звезды. В схеме звезды (см. рис. 6) секции соединены между собой с помощью уравнительной системы шин УСШ и реакторов. Предусмотрена возможность шунтирования реакторов разъединителями. Реакторы уравнительной системы шин рассчитываются на режим питания секции при выходе из строя одного из питающих ее элементов (генератора, трансформатора связи) и на режим выдачи избыточной мощности секции в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

Использование схемы звезды связано с более сложными конструктивными решениями, чем при схеме кольца, поэтому в отечественной практике она не нашла широкого применения.

Схема с двумя системами сборных шин и с одним выключателем на цепь. Широкое применение на ГРУ нашли схемы с двумя системами сборных шин (рабочей и резервной) и с секционированием рабочей системы шин на две – четыре секции (см. рис. 5). При четырех секциях рабочая секционированная система шин соединяется в кольцо. В схеме кроме секционных выключателей имеются так называемые шиносоединительные выключатели QA, наличие которых позволяет отказаться от установки выключателей или разъединителей, шунтирующие секционные реакторы.

Достоинствами схемы с двумя системами сборных шин являются:

- возможность ремонта любой секции и системы шин без перерыва питания потребителей;

- возможность ремонта любого шинного разъединителя с отключением лишь одного присоединения соответствующей цепи;

- возможность перевода присоединений с рабочей системы шин на резервную без их отключения;

- возможность замены выключателей присоединения шиносоединительными выключателями;

- отключение шиносоединительным выключателем любое присоединение данной секции, если оно по какой-либо причине не может быть отключено своим выключателем.

Перечисленные качества схемы способствуют повышению надежности электроснабжения потребителей.

Однако схема с двумя системами сборных шин имеет ряд недостатков: РУ, выполненное по этой схеме, конструктивно сложнее и дороже, чем по схеме с одной системой сборных шин; значительно усложняются блокировки между выключателями и разъединителями. Использование шинных разъединителей в качестве оперативных элементов, несмотря на наличие блокировок, приводит к авариям из-за ошибочных действий персонала, что снижает надежность схемы и соответствующего РУ в целом. В современных условиях эту схему следует применять, если потребители питаются по нерезервированным линиям 6-10 кВ, что встречается довольно редко.

Схемы электрических соединений РУ повышенных напряжений

Для РУ повышенных напряжений ТЭЦ (35 кВ и выше) в зависимости от числа цепей и ответственности ТЭЦ обычно применяют следующие схемы электрических соединений:

- блок трансформатор – линия (с выключателем или без него);

- схему ответвлений от проходящих линий 35 -110 кВ (не рекомендуется);

- схемы мостиков (не рекомендуются);

- схемы многоугольников (треугольник, четырехугольник);

- схемы с одной секционированной системой сборных шин;

- схему с одной секционированной системой сборных шин и с обходной;

- схему с двумя системами сборных шин;

- схему с двумя несекционированными системами шин и с обходной.

Обходная система сборных шин применяется в РУ с напряжением 110 кВ и выше. Могут применяться также и другие схемы, рекомендованные НТП для тепловых станций.

Блочная схема подключения ТЭЦ может быть применена при связи электростанции одной или двумя линиями с узловой подстанцией энергосистемы (тупиковое расположение ТЭЦ). Схема проста и экономична, но отказ в работе любого элемента приводит к отключению всего блока. В целях экономии в ряде случаев возможно отказаться от установки выключателя на стороне высшего напряжения, заменив его отделителем QR и короткозамыкателем QN.

Схема ответвлений от проходящих линий (рис. 8) применяется на ТЭЦ при напряжениях до 110 кВ. При напряжении 220 кВ применение такой схемы требует дополнительных обоснований. Схема достаточно проста и


Рис. 8. Схемы ответвлений от проходящих линий
экономична, так как ее использование связано с установкой только двух выключателей (рис. 8,а) или двух отделителей (рис. 8,б). Однако надежность связи ТЭЦ с системой здесь зависит от надежности работы проходящих линий.

Схема мостика применяется в двух исполнениях: с установкой выключателей со стороны линий (рис. 9,а) и с установкой выключателей со стороны трансформаторов (рис. 9,б). Первое исполнение предпочтительно при тупиковом расположении электростанции или при присоединении ее к проходящим линиям, второе – при наличии транзита мощности по линиям, а также в случаях частных отключений одного из трансформаторов, что связано, например, с резкой неравномерностью суточного графика нагрузки. Чтобы и при ремонте выключателя перемычки транзит мощности по линиям не прерывался, в схеме (рис. 9,б) возможна установка ремонтной перемычки из двух разъединителей. Эта перемычка позволяет также сохранить в работе трансформатор при ремонте его выключателя.

Схемы многоугольников (рис. 10) обладают повышенной технической гибкостью. Число выключателей здесь соответствует числу присоединений, однако отключение любого поврежденного элемента (трансформатора, линии) производится двумя выключателями, причем все остальные элементы остаются в работе. Очевидно, такие схемы особенно удобны при наличии транзита по линиям связи ТЭЦ с энергосистемой. Следует отметить, что кроме приведенных схем на ТЭЦ могут применяться также схемы пяти-шестиугольников.

Схемы многоугольников имеют и определенные недостатки: снижается надежность работы при ремонте любого выключателя, так как в этом случае происходит разрыв многоугольника; возникают определенные затруднения с настройкой релейной защиты, а также некоторые конструктивные трудности в случае расширения РУ.


Рис. 9. Схемы мостиков



Рис. 10. Схемы многоугольников:

а - треугольник; б – четырехугольник

Схемы с двумя несекционированными системами сборных шин и с одним выключателем на цепь (рис. 12) применяются при относительно небольшом числе присоединений (6 - 10). Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Переток мощности через шиносоединительный выключатель при этом мал, так как питающие элементы и линии примерно поровну распределяются между системами шин (фиксированное присоединение элементов).

Схема с одной секционированной системой сборных шин и с обходной системой (рис. 13,а), обеспечивая достаточную простоту и надежность распредустройства, нашла применение при напряжениях 110 - 220 кВ. Применяя эту схему, можно, используя обходной выключатель Q и обходную систему шин ОСШ, выводить в ремонт выключатель любого присоединения без разрыва цепи тока.

Рис. 11. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин и с одним выключателем на цепь
При небольшом числе присоединений допускается совмещение функции секционного и обходного выключателей (рис. 12,б). Однако это приводит к понижению надежности работы установки. В остальном схема обладает качествами схемы одной секционированной системой сборных шин.

Схема с двумя несекционированными системами сборных шин и с обходной системой (рис. 13) применяется на мощных ТЭЦ со значительным числом присоединений. При необходимости одна или обе системы шин, а также обходная система шин могут быть секционированы. Нормально имеет место фиксированные присоединения элементов; шиносоединительный выключатель выключен, а обходная система шин обесточена.

Предложено несколько вариантов совмещения функции шиносоединительного и обходного выключателей (рис. 13,б-г), что допустимо, если число присоединений невелико. Во всех вариантах предусматривается дополнительная перемычка, лучшим же по конструктивным соображениям следует считать вариант на рис. 13,б.

Рис. 12. Схема с одной секционированной системой сборных шин и с обходной системой
Во всех вариантах использование шиносоединительного выключателя в качестве обходного приводит к необходимости перевода всех присоединений на одну систему шин или к раздельной работе присоединений в данном РУ электростанции и их связи через электрическую сеть. Практика эксплуатации РУ показывает, что схемы с совмещением функции обходного и шиносоединительного выключателей из-за сложности блокировок и снижения надежности работы распредустройств себя не полностью


Рис. 13. Схема с двумя несекционированными системами сборных шин и с обходной системой:

а - основная схема; бг - варианты схем
оправдали, и их применение требует тщательного анализа конкретных условий электроустановки.

Также не оправдали себя из-за сложности переключений в первичных и вторичных цепях предложения о последовательном включении шиносоединительного и обходного выключателей для повышения надежности работы распредустройств электроустановок.
2.5. Схема электроснабжения собственных нужд ТЭЦ

Собственными нуждами называют комплекс, обеспечивающий работу основного оборудования ЭС или ПС. Указанный комплекс включает в себя внутристанционную систему электроснабжения, потребители электрической энергии (вместе с механизмами: дробилками, мельницами, насосами, вентиляторами и др.), соответствующую систему управления, защиты, автоматики, независимые источники электропитания, а также отопления, освещения и др.

К системе электроснабжения собственных нужд (СЭССН) предъявляются следующие требования:

  1. надежность;

  2. приемлемый уровень токов короткого замыкания;

  3. обеспечение успешного пуска мощных электродвигателей (ЭД) и самозапуска ответственных ЭД;

  4. экономичность (минимальные капитальные затраты и эксплуатационные расходы).

Применительно к СЭССН современных ТЭЦ, особенно АЭС, в комплексе свойств, характеризующих надежность, основное значение имеют безотказность, живучесть и безопасность. Безотказность характеризуют известными величинами: параметром потока отказов ? и временем восстановления Tв элементов.

Живучесть – свойство СЭССН противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития. Это означает, в частности, что повреждение любого элемента главной схемы (выключателя, ТБ, АТС и др.) не должно приводить к нарушению питания теплоэнергетических установок (котельных агрегатов).

Безопасность – свойство энергетического объекта не допускать возникновения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
Cхемы питания собственных нужд ТЭЦ
Основными потребителями собственных нужд являются асинхронные ЭД с короткозамкнутыми роторами. Мощные ЭД (200 кВт и более) имеют номинальное напряжение 6 кВ, остальные – 0.4 кВ. От сети 0.4 кВ питается также система освещения.

Питание потребителей СН блочных ТЭЦ производится от рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд (ТСН). Рабочие ТСН подключают к ответвлениям от блоков на стороне генераторного напряжения. При наличии выключателя между генератором и трансформатором блока ТСН присоединяют между выключателем и трансформатором (рис. 14).

  1   2   3   4   5



Скачать файл (7064.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации