1 Электрические станции в энергосистеме и роль разных типов в покрытии графика электрических нагрузок: КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС

1 Электрические станции в энергосистеме и роль разных типов в покрытии графика электрических нагрузок: КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС

Суммарные графики нагрузки энергосистем неравномерны. Коэфф-т заполнения графиков довольно низок (k_зп=0,5÷0,7) и имеет тенденцшо к дальнейшему снижению ввиду появления в энергосистемах новых типов потребителей и изменеиия структуры энергопотребления. До последнего времени суточные графики активной электрической нагрузки энергоеистем имели два характерных максимума (дневной и вечерний) с преобладанием вечернего максимума над дневным. Кроме того, максимум нагрузки в зимние месяцы превышал максимум нагрузки в летние месяцы. В последние годы поуказанной выше причине наметилась тенденция роста, как дневного суточного максимума нагрузки, так и максимума нагрузки в летние месяцы. Распределение нагрузки между отдельными электростанциями с целью покрытия суммарного графика нагрузки энергосистемы производят, исходя из особенностей технологического режима электростанций различиого типа, с тем, чтобы получить в целом по системе положительный иароднохозяйственный эффект (рис. 13.1). При этом в базовую часть графика нагрузки в непаводковый период помещают АЭС, ТЭЦ, частично КЭС, ГЭС без водохранилищ, а также частично ГЭС с водохранилищами (выработка на необходимом санитарном пропуске воды). В полупиковую часть графика помещают КЭС, а в пиковую часть - ГЭС с водохранилнщами и ГАЭС. Во время паводка мощность ГЭС в базовой части графика увеличивается, с тем, чтобы после заполнения водохранилищ не сбрасывать бесполезно избыток воды через водосливные плотины. При этом большая доля КЭС n частнчно ТЭЦ вытесняется в полупиковую часть графика нагрузки. Зная графики нагрузки электростанций, можно планировать ремонт их оборудования. Агрегаты ГЭС, как правило, ремонтируют зимой, а ТЭС и АЭС - весной и летом.

рис.13.1. Участие электростанций различного типа в покрытии суммарного графика нагрузки энергосистемы

Турбо- и гидрогенераторы, основные параметры системы охлаждения.

Синхронные генераторы делятся на турбо и гидрогенераторы./

Турбогенераторы выполняются на большие частоты вращения (3000 об/мин и 1500об/мин для АЭС). Турбогенераторы имеют хорошие технико-экономические показатели на больших скоростях. Они выполняются неявнополюсными. Из соображений механической прочности диаметр ротора не превышает 1,2м. Поэтому предельная длина (6-6,5м) ограничивается величиной статического прогиба вала и вибрациями. Это ограничивает предельную мощность турбогенераторов при 3000об/мин до 1200МВт, а при 1500об/мин до 2500МВт.

Гидрогенераторы тихоходны. Число оборотов определяется напором/расходом воды (50-250об/мин). Ротор – явнополюсный. Диаметр ротора – 5-16м.

Номинальное напряжение для турбогенераторов от 6,3 до 24 кВ (36, 75кВ), для гидрогенераторов от 3,15 до 15,75 кВ.

Охлаждение генераторов: косвенное и непосредственное.

При косвенном охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный тепловой барьер – изоляцию обмоток.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубцов, т.е. непосредственно.

Системы возбуждения, назначение и принципы автоматического гашения поля.

Обмотки роторов СГ получают питание от специальных источников постоянного тока, называемых возбудителями. Мощность возбудителей составляет 0,3-1% мощности генератора, а номинальное напряжение от 100 до 650В. чем мощнее генератор, тем обычно большее номинальное напряжение возбуждения.

Регулируя ток возбуждения, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Регулирование возбуждения генератора позволяет повысить устойчивость параллельной работы.

Требования к системам возбуждения:

1) Надежность работы;

2) устойчивость регулирования тока возбуждения и поддержание нормального напряжения;

3) быстродействие;

4) обеспечение форсировки напряжения для его восстановления после ликвидации аварии.

Системы возбуждения делят на 2 группы:

- независимое возбуждение;

- самовозбуждение.

К первой группе относят все возбудители, сопряженные с валом генератора.

1) Самая простая схема (до 100 МВт) – на роторе генератор постоянного тока.

Дост-во – возбуждение СГ не зависит от режима электрической сети и поэтому является наиболее надежным.

Недост. – большая постоянная времени (малая скорость нарастания напряжение после его посадки); низкая надежность работы возбудителя из-за вибраций и тяжелых условий коммутации.

2) Высокочастотное возбуждение (165-300МВт)

Дост-во – отсутствует машина постоянного тока с коллектором.

Недост. – скорость нарастания напряжения не более 2U_ном в секунду, наличие колец и щеток.

3) Бесщеточное возбуждение (300-1000МВт)

Дост-во – отсутствие трущихся деталей.

Недост. ­– если что-то испортилось – все снимать и менять; большие постоянные времени; невозможно подключить резервный возбудитель; отсутствует гашение поля генератора.

4) Схема самовозбуждения

Недост. – меньшая надежность по сравнению с незав. возб. т.к. работа возбудителя зависит от режима сети переменного тока.

АГП.

Гашением поля называется процесс, заключающийся в быстром уменьшении магнитного потока возбуждения генератора до величины, юлизкой к нулю. При этом соответственно уменьшается ЭДС генератора.

Гашение магнитного поля приобретает особое значение при аварийных режимах, вызваных повреждениями внутри самого генератора или на его выводах.

КЗ внутри генератора обычно происходят через электрическую дугу – именно это обстоятельство обусловливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали.

При внутренних КЗ в генераторах необходимо не только отключить их от внешней сети, но и быстро погасить магнитное поле возбуждения, что приведет к уменьшению ЭДС генератора и погасанию дуги.

Режимы работы в системе, регулирование активной мощности (частоты) и реактивной мощности (напряжения) генераторов и станций в системе.

Регулирование частоты в электрических системах требует изменения мощности, которую генераторы выдают в сеть. Мощность генераторов в установившихся режимах и ее изменения определяются мошностью турбин, которыми эти генераторы приводятся во вращение. Поэтому, рассматривая возможности регулирования частоты в электрических системах, необходимо проанализировать характеристики первичных двигателей - тепловых и гидравлических турбин, определяющих изменение их мощности под действием систем регулирования. На рис. 4.1, а изображена характеристика нерегулируемой турбины, мощность которой неизменна,- это прямая, параллельная вертикальной оси, Р_Т1 =const. Статические характеристики нагрузок по частоте (см. § 2.3) - это кривые 3,1,2, соответствующие нагрузкам Р_нз<Р_н1<Р_Н2. При нагрузке Р_Нl режим определяется пересечением характеристики турбины и хар-ки нагрузки 1, при этом частота равна номинальной. При изменении нагрузки частота в системе принимает новоe, отличное от номинального значение. Например, пересечение характеристик турбины и нагрузки Р_н2 соотв-ет частоте f₂, т. е. увеличение нагрузки от Р_нI и Р_Н2 приводит к уменьшению частоты от f_ном до f₂.

рис. 4.1. Хар-ки регуляторов скорости турбины: а – нерегулируемая турбина, б – астатическая хар-ка, в – статич. хар-ка, г – вторичное регулирование частоты (АРЧ)

Если турбина имеет автоматический регулятор скорости, то он изменяет отпуск энергоносителя (пара или воды) через турбину в зависимости от нагрузки. Регуляторы скорости турбин оказывают стабилизирующее влияние на частоту в системе и поэтому часто называются первичными регуляторами частоты. Процесс изменения частоты под действием этих регуляторов наз-ся первичным регулированием частоты.

Регуляторы скорости турбины могут иметь астатическую или статич-ю (рис. 4.1 б,в) хар-ку. При изменении эл-кой нагрузки под действием регулятора скорости либо восстановится ном-я частота, либо установится некоторая новая частота, близкая к f_ном. В первом случае, когда после изменения нагрузки и окончания переходного процесса регулятор восстанавливает ном-ю частоту, регулирование наз-ся астатическим (рис 4.1б). Если при изменении нагрузки и окончания перех. Процесса устанавливается новая, отличная от ном-ной частота, то такое регулированиеназ-ся статическим (рис. 4.1в).

Реальные регуляторы скорости имеют статич. хар-ку. Добиться астатической хар-ки у регулятора практически очень трудно.

Для атстич. регулирования, т.е. для допол-й корректировки частоты в системе, применяется т.н. вторичное регулирование. В процессе вторичного регулирования осуществляетсяизменение мощности, развиваемой турбинами, в зависимости от частоты перем. тока. Вторичное регулирование ведется либо автоматическими регуляторами частоты (вторич. регуляторами скорости), либо обслуживающим персоналом системы (вручную), который контролирует частоту по показаниям приборов. В рез-те вторичного регулирования статич. хар-ка турбины перемещается параллельно самой себе до тех пор, пока частота не станет номинальной (рис. 4.1г).

Синхронные ген-ры на электростанциях вместе с другими источниками реактив. мощности обеспечивают и регулируют баланс реакт. мощности в современных эл-ких сетях. При этом изменение ракт. мощности синхронных генераторов достигается соответ-м изменением тока возбуждения. В номинальном режиме генератор вырабатывает номин-е значения активной и реактив. Мощностей при cos φ_ном. Уменьшая ток возбуждения, можно снизить реакт. мощность, выдаваемую ген-ром. При снижении актив. мощности в сравнении с ном-ным значением возможна выдача увеличенной реакт. мощности сверх номинальной. Такое увеличение может быть допущено в пределах, ограничиваемых номинальными токами статора и ротора.

Работа ген-ра при большей, чем номинальная, активной мощности связана с перегрузкой турбины и не всегда допустима.

Возможность увеличения реакт. мощности за счет уменьшения активной допустимо использовать в случае избытка акт. мощности, т.е. в режиме минимума активной нагрузки. В этом случае некоторая часть ген-ров, несущих активную нагрузку, может переводиться на работу с пониженным коэфф-м мощности. Резерв реакт. мощности и возможность перегрузок по реактивной мощности очень важны при аварийном снижении напряжения. Все ген-ры оборудованы АРВ, которые при снижении напряжения на зажимах ген-ра автоматически увеличивают ток возбуждения и выработку реакт. мощности. однако для увеличения выроботки реакт. мощности нужно иметь в нормальном режиме резерв по току ротора при φ> φ_ном и по току статора при φ< φ_ном.

Получение электроэнергии от возобновляемых источников, перспективы ветро- и гелиоэлектростанций.

Наряду с поисками новых мощных источников энергии ведется разработка и строительство станций на возобновляемых энергоресурсах экологически «чистого» типа, воздействие которых на окружающую среду минимально. Это станции, использующие энергию солнца, ветра, приливов и т.д. Энергию солнца можно использовать через фотоэлементы путем прямого получения электроэнергии, или путем использования теплового излучения солнца, сфокусированного зеркалами на парогенераторе, пар, из которого вращает турбину с генератором. Первый вид гелиостанций используется пока ограничено и лишь в специальных установках, но по мере снижения стоимости и повышения отдачи фотоэлементов появится возможность широкого использования их в большой энергетике. Второй тип гелиостанций проще в реализации. Ветроэлектростанции (ВЭС) в СССР еще не получили распространения для удовлетворения нужд энергосистем. Они используются для сравнительно небольших автономных потребителей. Однако в пользу ВЭС говорят исследования по мощным электростанциям такого типа, выполненные в СССР (до нескольких десятков мегаватт в комплекте) и за рубежом (до нескольких десятков мегаватт в единице с диаметром двухлопастного ветроколеса до 100 м). Геотермальные электростанции используют энергию подземных термальных вод.

2 Подстанции в электроэнергетической системе.

Их классификация.

По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайцкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная – включает в рассечку одной или двух линий с двухсторониними или односторонним питанием.

Узловая – это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные подстанции.

Структурные схемы трансформаторных подстанций.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования, нагрузки между распредилительными устройставми (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. Показаны структцрные схемы подстанций. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рис а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ НН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание петребителей (рис б). Возможно сооружение подстанций с двумя РУ среднего напряжения, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора (рис в).

Рис. Структурные схемы подстанций

Общие условия выбора числа и мощности трансформаторов подстанций.

Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них. На двутрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации, когда нагрузка не достигла расчетной, возможна установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего или низшего напряжения. В дальнейшем при увеличении нагрузки до расчетной устанавливается второй трансформатор. Если при установке одного трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН нельзя или полная расчетная нагрузка подстанции ожидается раньше чем через 3 года после ввода ее в эксплуатацию, то подстанция сооружается по конечной схеме, т.е. с двумя трансформаторами.

Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей III категории, если замена поврежденного трансформатора или ремонт его производится в течение не более одних суток. Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей II категории допускается при наличии централизованого передвижного трансформаторного резерва или при наличии другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически.

Централизованный трансформаторный резерв широко используется в схемах электроснабжения промышленных предприятий. В этом случае в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции, и предусматривается 1 резервный трансф-р, который при необходимости может быть установлен на любой цеховой подстанции. То же самое может быть предусмотрено для сетевого района, обьединяющего несколько подстанций, связанных подземными дорогами. Состояние которых позволяет в любое время года перевезти резервный трансформатор на любую подстанцию.

Выбор мощности трансформаторов с учетом требований ГОСТ 14209-85.

Мощность тр-ров выбирается по условиям:

При установке одного трансф-ра S_ном≥ S_мах (1)

При установке двух трансф-ра S_ном ≥ 0,7 S_мах (2)

При установке n трансф-ра S_ном ≥ 0,7S_мах/(n-1) (3)

где S_мах – наибольшая нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет. Трансф-ры, выбранные по условиям (2) и (3), обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке тр-ров 0,6-0,7 S_ном, а в аварийном режиме оставшиеся в работе один трансф-р обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов. Тр-ры и автотр-ры с ВН до 500 кВ включительно по возможности выбираются трехфазными. Группы из однофазных тр-в соответствующей мощности.

3 Распределительные устройства электрических станций и подстанций.

Распределительные устройства электрических станций и подстанций выполняются закрытыми (внутренней установки) – с расположением оборудования в зданиях (ЗРУ) и открытыми (нapужной установки) - с расположением всего или основного оборудования на открытом воздухе (ОРУ). Широкое применение находят комплектные распределительные устройства как для внутренней установке (кру) так и для наружнои установки (КРУН). При проектировании и сооружении РУ в настоящее время применяют комплектные ячейки 6-10 кВ, комплектные распредустройства, а также отдельные узлы заводского исполнения. Распределительные устройства 35-750 кВ обычно выполняют открытыми. Закрытые РУ в основном применяются на напряжениях 3-20 кВ, а также на напряжениях 35-220 кВ в случаях ограниченности площадей под РУ, повышенной загрязненности атмосферы и тяжелых климатических условий.

Основные требования и область применения схем РУ повышенных напряжений (свыше 1кВ).

Распределительные устройства должны удовлетворять поставленным техническим требованиям в отношении надежности работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания, возможности расширения, а также пожаробезопасности. Они должны допускать возможность использования средств механизации для производства ремонтных работ. Выбор той или иной конструкции распредустройства производится на основании анализа и сравнения технических и технико-экономических показателей конкурирующих вариантов.

Схемы распределительных устройств с коммутацией присоединений через один выключатель.

l-я группа - схемы с коммутацией присоедииений одним выключателем. Сюда относятся схемы:

с одной несекционированной системой сборных шин,

с одной секционированной системой сборных шин,

рис. 5.9. Схемы с одной системой сборных шин, несекционированных (а) и секционированных выключателями (б).

с одной секционированной системой сборных шин и с обходной системой шин,

с двумя несекционированными системами сборных шин;

с двумя несекционированными системами сборных шин и с обходной системой шин,

с двумя секционированными системами сборных шин,

с двумя секционировапными системами сборных шин и с обходной системой шин.

Схемы РУ с коммутацией присоединений через два выключателя.

2-я группа - схемы с коммутацией присоединений двумя выключателями. Сюда относятся схемы:

с двумя системами шин и двумя выключателями на присоединение,

с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2 или полуторная схема),

с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3),

схемы многоугольников (треугольник, четырехугольник, пятиугольник, шестиугольник),

схемы связанных многоугольников,

схемы связанных многоугольников с диагональными перемычками.

Упрощенные схемы РУ повышенных напряжений.

При небольшом количестве присоединений на стороне 35-220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. В некоторых схемах выключателей высокого напряжения вообще не предусматривают. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили наибольшее распространение нa подстанциях.

Одной из упрощенных схем является схема блока тр-тор - линия (рис. 5.12, а). В блочных схемах элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками. В рассматриваемой схеме тр-р соединен с линией W выключателем Q2. При аварии в линии отключаются выключатель Q1 в начале линии (на районной подстанции) и Q2 со стороны ВН трансформатора, при К3 в транс-ре отключаются Q 2 и Q3. В блоках генератор - тр-p - линия выключатель Q2 не устанавливается, любое повреждение в блоке отключается выключателями генераторным Q3 и на районной подстанции Q1.

В блоках трансформатор - линия на подстанциях (рис. 5.12, б) со стороны высокого напряжения устанавливаются отделители QR и коротко- замыкатели QN. Для отключения тр-ра в нормальном режиме, достаточно отключить нагрузку выключателем Q2 со стороны 6-10 кВ, а затем отключить ток намагничивания т-ра отделителем QR. Допустимость последней операцни зависит от мощности тр-ра и егономинального напряжения (подробно см. в § 4.5).

При повреждении в тр-ре релейной защитой отключается выключатель Q2 и посылается импульс на отключение выключателя Q1 на подстанции энергосистемы. Отключающий импульс может передаваться по специально проложенному кабелю, по линиям телефонной связи или по высокочастотному каналу линии высокого напряжения. Получив телеотключающий импульс (ТО), выключатель Q1 отключается, после чего автоматически отключается отделитель QR. Транзитная линия, к которой РМУ присоединяется тр-р, должна остаться под напряжением, поэтому после срабатывания QR автоматически выключается выключатель Q1. Пауза в схеме автоматического повторного включения (АПВ) должна быть согласована с временем отключения QR, в противном случае линия будет включена на неустраненное повреждение в тр-ре.

Отключение Q1 можно обеспечить без передачи телеотключающего импульса. Для этого нa стороне ВН установлен короткозамыкатель QN. Защита тр-ра, срабатывая, подает импульс на привод QN, который, включаясь, создает искусственное КЗ. Релейная защита линии W1 срабатывает и отключает Q1. Необходимость установки короткозамыкателя вытекает из того, что релейная защита линии W1 на подстанции энергосистемы может оказаться нечувствительной к повреждениям внутри тр-ра. Однако применение короткозамыкателей создает тяжелые условия для работы выключателя на питающем конце линии (Q1), так как этому выключателю приходится отключать неудаленные КЗ.

Основным достоинством схемы (рис. 5.12б) является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформаторных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.

Надежность работы рассмотренной схемы зависит от четкости и надежности работы отделителей и короткозамыкателей, поэтому целесообразна замена короткозамыкателей открытого исполнения на элегазовые (см. § 4.5, г). По тем же причинам вместо отделителя может быть установлен выключатель нагрузки ОW.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор - линия, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS3, QS4 (рис. 5.12, в). В нормальном режиме один из разъединителей перемычкн должен быть отключен. Если этого не сделать, то при КЗ в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии, нарушая электроснабжение всех подстанций, присоединенных к этим линиям.

Отключения трансформаторов (оперативные и аварийные) происходят так же, как и в схеме одиночного блока (рис. 5.12, б). Перемычка из двух разъединителей используется при отключениях линий.

При устойчивом повреждении на линии W1 отключаются Q1, Q3 и действием АВР на стороне 6-10 кВ включается секционный выключатель QB, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1, включается разъединитель в перемычке и трансформатор Т1 ставится под нагрузку включением выключателя со стороны НН (Q3) с последующим отключением секционного выключателя. В этой схеме возможно питание Т1 от линии W2 при ремонте линии W1 (или питание Т2 от линии W1).

На подстанциях 220 кВ перед отделителями QR1 и QR2 устанавливаются разъединители [5.5].

На стороне ВН электростанций на первом этапе ее развития возможно применение схемы мостика с выключателями (рис. 5.12,г) с возможностью перехода впоследствии ксхемам со сборными шинами [5.1].

В схеме для четырех присоединений устанавливаются три выключателя Q1, Q2, Q3 (рис. 5.12,г). Нормально выключатель Q3 нa nеремычке между двумя линиями W1 и W2 (в мостике) включен. При повреждении на линии W1 отключается выключатель Q1, тр-ры Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии W2. При повреждении в трансформаторе T1 отключается выключатель Q4 со стороны 6-10 кВ и выключатели Q1 и Q3. В этом случае линия W1 оказалась отключенной, хотя никаких повреждений на ней нет, что является недостатком схемы мостика. Если учесть, что аварийное отключение тр-ров бывает peдко, то с таким недостатком схемы можно мириться, тем более что после отключения Q1 и Q3 и при необходимости вывода в ремонт поврежденного тр-pa отключают разъединитель QS1 и включают Q1, Q3, восстанавливая работу линии W1.

Для сохранения в работе обеих линии при ревизии любого выключателя (Q1, Q2, Q3) предусматривается дополнительная пepeмычкa из двух разъединителей QS3, QS4. Нормально один разъединитель QS3 перемычки отключен, все выключатели включены. Для ревизии выключателя Q1 предварительно включают QS3, затем отключают Q1 и разьединители по обе стороны выключателя. В результате оба тр-ра и обе линии остались в работе. Если в этом режиме произойдет КЗ на однои линии, то отключится Q2, т. е. обе линии останутся без напряжения.

Для ревизии выключателя Q3 также предварительно включают перемычку, а затем отключают Q3. Этот режим имеет тот же недостаток: при КЗ на одной линии отключаются обе линии.

Вероятность совпадения аварии с ревизией одного из выключателеи тем больше, чем больше длительность ремонта выключателя, поэтому как окончательный вариаит развития эта схема на электростанциях не применяется.

На стороне 35 - 220 кВ подстанций допускается применение cxeсы мостика с выключателями в цепи тр-ров вместо отделителей и короткозамыкателей, если по климатическим условиям установка последних недопустима.

рис.5.12 Упрощенные схемы на стороне ВН:

а – блок тр-р – линия с выключаелем ВН; б –блок тр-р – линия с отделителем; в – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой; г – мостик с выключателями.

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций.

ТЭС. Нагрузка 1 блока.

ГРЭС мощностью 300 МВт:

1 турбиное отделение

- питательный электронасос (6700 кВт)

- бустерные насосы (3 шт) 1200 кВт

- циркуляционный насос (2 шт) 1600 кВт

- конденсатный насос (3 шт) 1500 кВт

- эжекторный насос (2 шт) 1000 кВт

- сливной насос (2 шт) 500 кВт

- трансформаторы турбинного отделения (2 шт) 1260 кВт

Итого: 13,76 МВт.

2 котельное отделение

- шаровые мельницы (3 шт) 4000 кВт

- мельничные вентиляторы (3 шт) 1350 кВт

- вентиляторы горячего дутья (2 шт) 600 кВт

- дутьевые вентиляторы (2 шт) 1400 кВт

- дымососы (2 шт) 2800 кВт

- трансформаторы (1 шт) 630 кВт

Итого: 10,8 МВт.

3 Общестанционные нужды

- трансформаторы топливного хозяйства (1) бункерные (2) и ОРУ (1) 3630 кВт

- дробилка (2 шт) 1800 кВт

- тр-р в компрессорной (1 шт) 1800 кВт

- резервный возбудитель (1 шт) 1700 кВт

- резервные тр-ры (1 шт) 1000 кВт

Итого: 10,4 МВт

Мощность собственных нужд 35 МВт. Мощность трансформатора собственных нужд 32 МВА.

На блоках 800-1200 МВт на питательный насос и дутьевой вентилятор ставят турбопривод, поэтому мощность собственных нужд остается прежней, порядка 40 МВА.

НА собственные нужды для ГРЭС –10 % от мощности блока (генератора), для ТЭЦ – 15 %.

Потребители собственных нужд АЭС делятся на 3 группы:

1 Не допускают перерыва питания более, чем на доли секунды во всех режимах.

2 Требуют повышенной надежности, допускают перерыва на время, опеределенное условиями аварийного расхолаживания (от десятков секунд до десятков минут) и требуют обязательного питания после срабатывания защит реактора.

3 Потребители, не предъявляюшие повышенных требований, допускающие перерыв на время действия АВР и не требующие обязательного питания после срабатывания защит реактора. Сюда относят главный циркуляционный насос с маховыми массами, конденсатные, циркуляционные, сетевые и дренажные насосы.

Схема ЭС собственных нужд АЭС имеет 3 уровня:

1 схема нормального ЭС, соответствующая нормальному режиму эксплуатации;

2 схема надежного питания собственных нужд;

3 схема бесперебойного питания.

При нормальной эксплуатации все потребители питаются от рабочих или резервных ТСН.

В аварийном режиме для потребителей 1 и 2 групп предусмотрено питание от автономных источников, не связанных с энергосистемой. Для 2 группы от дизель-генераторов или газотурбинной установки. Для 1 дополнительно от аккумуляторной батареи через обратимую систему генератор-двигатель или преобразователь.

Рабочие ТСН питаются от генераторов, резервные имеют связь по ВН с энергосистемой.

4 Основы нормирования допустимых токов в токоведущих частях и электрооборудовании в рабочих (нормальных и послеаварийных) режимах.

Общие условия выбора токоведущих частей по нагреву.

5 Термическая и динамическая стойкость проводников и аппаратов при коротких замыканиях.

Определение интеграла Джоуля (импульса квадратичного тока КЗ) в электрической системе и общие условия проверки токоведущих частей и аппаратов на стойкость при КЗ.

---

Дата добавления: 2015-09-29