Прогноз потребления электроэнергии электростанций с учетом прогнозируемого максимума нагрузки и нормативного расчетного резерва мощности

http://www. аllbest.ru/

Пояснительная записка

В 2020 г. уровень потребления электроэнергии прогнозируется в размере 1710 млрд кВт•ч для базового варианта и 2000 млрд кВт•ч для максимального варианта.

В распределении энергопотребления по годам и территориям, сформированном на основе изучения тенденции прироста электропотребления, а также анализа заявок на подключение потребителей, учитывались: необходимость надежного функционирования существующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов; крупные инвестиционные проекты в регионах.

Исходя из разработанного прогноза электропотребления рассчитана потребность в установленной мощности электростанций с учетом прогнозируемого максимума нагрузки и нормативного расчетного резерва мощности.

При принятых уровнях и режимах электропотребления энергообъединений прогнозируемый суммарный максимум нагрузки по России в базовом варианте возрастет к 2020 г. на 106,9 ГВт и составит 257,6 ГВт.

Таким образом, для принятого базового спроса на электроэнергию потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 258 ГВт в 2010 г., 302 ГВт в 2015 г. и 349 ГВт в 2020 г. В максимальном варианте уровень потребности в установленной мощности оценивается в 266, 331 и 401 ГВт для 2010, 2015 и 2020 гг. соответственно.

Планируемый на перспективу резерв мощности определен в среднем по России в размере 16% от максимума нагрузки. Мощность, которую невозможно использовать в балансе (за исключением резерва мощности), составляет 15,9% (33,7 ГВт) от максимума нагрузки и уменьшается до 6,7% (23 ГВт).

В период до 2020 г. предусматривается вывод из эксплуатации 49 ГВт генерирующих мощностей, отработавших свой ресурс, в том числе 45,3 ГВт на ТЭС и 3,7 ГВт на АЭС. Сохраняются в эксплуатации все действующие ГЭС, так как подавляющую часть их стоимости составляют гидротехнические сооружения (80%), а затраты на восстановление устаревшего оборудования ГЭС сравнительно невелики.

С учетом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций потребность во вводах генерирующих мощностей, включая вводы для замены на существующих электростанциях, при базовом варианте в период до 2020 г. составит в целом по России 180 ГВт. Для максимального варианта дополнительно потребуется ввод 52 ГВт генерирующей мощности.

При формировании предложений по вводам генерирующих мощностей применены следующие принципы:

— максимально возможное увеличение доли мощностей на АЭС и ГЭС;

— рост выработки электрической энергии на угольных ГЭС по отношению к газовым ТЭС;

— строительство новых газовых ТЭЦ преимущественно для комбинированного производства тепловой и электрической энергии в городах;

— максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии на газе.

Развитие генерирующих мощностей на угольном топливе определялось исходя из следующих принципов: реконструкция и расширение существующих конденсационных и теплофикационных электростанций; полный вывод до 2020 г. из эксплуатации агрегатов, выработавших индивидуальный ресурс (первый после паркового), с низкими параметрами пара (90 кгс/см² и меньше) и теплофикационных агрегатов в случае отсутствия потребителей тепловой энергии; приоритетное строительство конденсационных электростанций на угле перед ТЭС на газе.

По базовому варианту электропотребления в 2020 г. предусматривается ввести в эксплуатацию 47,5 ГВт установленной мощности ТЭС на угле, в максимальном варианте — 86 ГВт.

В период 2011;2020 гг. потребуется ввести: 22 тыс. км ВЛ 220 кВ и выше для передачи мощности вновь вводимых общесистемных электростанций; 21 тыс. км ВЛ 330 кВ и выше для усиления межсистемных и межгосударственных связей и повышения надежности энергоснабжения потребителей.

Реализация Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. позволит надежно и эффективно обеспечить потребителей и экономику страны электрической энергией на заданных Правительством РФ уровнях электропотребления. В результате российская электроэнергетика выйдет на качественно новый технологический уровень благодаря внедрению передовых технологий, прежде всего в области угольной и газовой генерации.

Установленная мощность объектов электроэнергетики России увеличится не менее чем в 1,5 раза, существенно изменится структура выработки электроэнергии. Для осуществления мероприятий генеральной схемы необходимо создание соответствующих ей инвестиционных программ энергокомпаний, на реализацию которых при рассмотренных вариантах развития отрасли потребуется от 12 до 16 трлн.

генератор трансформатор ток напряжение

1 Выбор основного оборудования

1.1 Выбор генераторов

ТВВ-200−2— турбогенератор с водяным охлаждением обмоток статора и непосредственным охлаждением водорода обмотки ротора мощностью 200 МВт.

ТВФ-120−2 — турбогенератор с косвенным охлаждением обмоток статора водородом и непосредственным охлаждением обмоток ротора мощностью 120 МВт.

1.2 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов производится исходя из мощности генераторов

ТДЦ-250 000/220- трехфазный трансформатор с масляным охлаждением с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители

мощностью 250 МВ А.

ТДЦ-200 000/110- трехфазный трансформатор с масляным охлаждением с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители мощностью 200 МВ А.

1.3 Выбор автотрансформаторов

Во избежание перерывов в энергоснабжении и вязи между шинами высокого и среднего напряжения устанавливаются 2 автотрансформатора.

Автотрансформаторы АТ1 и АТ2 связывают между собою две части ГРЭС: блоки G1-T1, G2-T2, G3-T3,, связанные с энергосистемой на напряжении 220 кВ, и блоки G4-T4,G5-T5, G6-T6, питающие нагрузку электроэнергией с напряжением 110 кВ.

Поэтому для выбора автотрансформаторов на напряжении 220−110 кВ необходимо рассмотреть три режима работы:

1.3.1 Режим максимума нагрузки.

При максимальной нагрузке на шинах 220 кВ и при их выводе в ремонт, либо при аварийном выходе из строя одного генератора РУ 220 кВ.

— мощность, расходуемая на собственные нужды ГРЭС (вид топлива — газ).

— максимальная нагрузка линии.

знак «- «означает дефицит мощности на шинах 220 кВ в аварийном режиме, а это значит, что эту мощность мы должны получить через АТ со стороны РУВН.

1.3.2 При минимальной нагрузке на шинах 220 кВ и 2-х работающих генераторов РУ 220 кВ. На шинах будет избыток мощности

Автотрансформаторы выбираем с учетом допустимой перегрузки в 40% в режиме избытка мощности на шинах 220 кВ.

1.3.3 Расчет мощности АТ связи

Для обеспечения надежности резервирования нагрузки 220 кВ и передачи избытка мощности с РУ 220 кВ в РУ 110 кВ устанавливаем 2 АТ.

АТДЦТН-125 000/220/110- автотрансформатор трехфазный с масляным охлаждением с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители мощностью 125 МВА с регулированием напряжения под нагрузкой.

1.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Выбор ТСН зависит от номинального напряжения генератора, а так же от требуемой мощности на собственные нужды, которая зависит от вида сжигаемого топлива и номинальной мощности данного генератора. В данном случае вид сжигаемого топлива — уголь. При этом виде сжигаемого топлива собственные нужды составляют 4% от номинальной мощности данного генератора.

1.4.1 Для генераторов РУ-220 кВ

Выбираем ТДНС-16 000/10,5/6,3 в качестве ТСН.

1.4.2 Выбор ТСН для РУ 110 кВ

Выбираем ТДНС 10 000/35/6,3 в качестве ТСН.

1.4.3 Выбор ТСН для ЭС

Выбор ТСН зависит от номинального напряжения генератора, а так же от требуемой мощности на собственные нужды, которая зависит от вида сжигаемого топлива и номинальной мощности данного генератора. В данном случае вид сжигаемого топлива — газ. При этом виде сжигаемого топлива собственные нужды составляют 4% от номинальной мощности данного генератора.

Выбирает ТДНС-16 000/10,5/6,3 в качестве ТСН

2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Система относительных единиц. Принятые допущения.

В наиболее тяжёлых условиях находится выключатель присоединения наименьшей мощности. Выключатели остальных присоединений РУ монтируются той же отключающей мощностью.

В расчетах используется среднее напряжение:

2.1 Расчет ТКЗ 1

Удаленным источником питания будем считать источник находящийся от точки КЗ (ТКЗ) за двумя ступенями трансформации либо за линией и трансформатором. Удаленный источник питает точку КЗ (ТКЗ) неизменной периодической (принужденной) по величине составляющей.

Выбор базовых величин Выбираем базовое значение полной мощности МВ Базовое значение напряжения для удобства расчетов принимаем равному

Среднему напряжению для каждой электрической ступени.

U; U

Базовые значения токов рассчитываются по формулам

I

I

Расчет сопротивлений элементов системы схемы замещения

1) Сопротивление системы

Сопротивления системы в относительных единицах

2) Сопротивление линий

x_уд = 0,3 Ом/км — удельное сопротивление линии

«Система — ГРЭС»

L₂, L₃ — «СистемаЕС»

L₇, L₈ — «ЭС — ГРЕС»

3) Сопротивления генераторов

G1 — G3

Заменим сопротивления генераторов на одно эквивалентное сопротивление.

Gэс

Заменим сопротивления генераторов на одно эквивалентное сопротивление

G4 — G7

Заменим сопротивления генераторов на одно эквивалентное сопротивление.

4) Сопротивления трансформаторов и автотрансформаторов связи Т₁ — Т₃

Заменим сопротивления трансформаторов на одно эквивалентное сопротивление одного трансформатора.

Тэс

Заменим сопротивления трансформаторов на одно эквивалентное сопротивление одного трансформатора.

Т₄ — Т₈

Заменим сопротивления трансформаторов на одно эквивалентное сопротивление одного трансформатора.

АТ1−2

Заменим сопротивления автотрансформаторов на одно эквивалентное сопротивление одного автотрансформатора.

Рассчитываем сопротивление блоков: генератор — трансформатор.

х_*40 = х_*34 + х_*35 = 0,157 + 0,27 = 0,43

х_*41 = х_*36 + х_*37 = 0,14 + 0,4 = 0,54

х_*39 = х_*32 + х_*33 = 1,53 + 0,184 = 1,714

Заменим «треугольник» сопротивлений на эквивалентную «звезду» сопротивлений

Упрощенная схема по отношению к расчетной точке КЗ КЗ1-ВН КЗ2-за ТСН на СН

1.

0,34+0,332=0,672 0,177+0,64=0,82

2.

3.

Расчёт начального значения периодической и апериодической составляющей тока К.З. и ударного тока для ТКЗ1.

Расчёт начального значения периодической и апериодической составляющих тока К.З.

Для генераторов РУ 220 кВ

=== 2,63

=· = 2,63 · 2,513 = 6,6 (кА)

=· · = · 6,6 · 1,97 = 18,4 (кА) Для генераторов РУ 110 кВ

=== 1,23

=· = 1,23· 5,02 = 6,2 (кА)

=· · = · 6,2·1,717 = 15,05 (кА)

Для эквивалентного генератора (система и электростанция)

=== 1,8

=· = 1,8· 2,513 = 4,52 кА

=· · = · 4,52 · 1,85 = 11,83 (кА)

Суммарное значение периодической и апериодической составляющей тока КЗ

=++= 6,6+6,2+4,52 = 17,32 (кА)

=++= 18,4+15,05+11,83= 45,28 (кА) Выбор выключателей Выбор выключателя осуществляется по значениям периодической составляющей тока в начальный момент времени, из условий

1)

2)

3)

Выбираем выключатель ВВБ-220Б-31,5/2000У1 и разъединитель типа РНД-220/1000У1

Параметры выбранного выключателя

Параметры выбранного разъединителя

Расчет периодической и апериодической составляющей токов для токов КЗ1 в момент расхождения дугогасительных контактов

где — минимальное время срабатывания защиты, — собственное время Расчет периодической составляющей для генераторов ВН:

где

= · = 6,6 · 0,74 = 4,9 кА Расчёт периодической составляющей для генератора СН.

== = 2,83 кА

= = = 2,2

= · =6,2· 0,76=4,7 кА Суммарные значения периодических составляющих на момент времени расхождения контактов.

=++= 4,9+4,7+4,52=14,12 кА Расчёт апериодических составляющих на момент

=· ·=·6,6·0,83 = 7,75 кА

=· ·=·6,2 · 0,47 = 4,121 кА

=· ·=·4,52 · 0,47 = 3 кА

=++= 7,75+4,121+3 = 14,871 кА Проверка выбранных выключателей для наглядности производится в виде таблицы.

Выбор разъединителей производят аналогичным образом и в той же таблице, но разъединители на отключающую способность не проверяются, т.к. они не предназначены для отключения токов.

Оценка запаса отключающей способности:

по периодической составляющей:

по апериодической составляющей:

2.2 Расчёт начального значения периодической составляющей тока К.З. и ударного тока К.З. в К2

Расчёт периодических составляющих тока в точки ТКЗ 2

Для ТСН

Для нагрузки ТСН (двигатели)

Суммарное значение периодической составляющей в точке ТКЗ 2

Расчёт начального значения тока К.З. в точке К2

Поскольку мы не знаем точной нагрузки собственных нужд, то берём параметры эквивалентного двигателя

Для ТСН

Для нагрузки ТСН (двигатели)

Суммарное значение апериодической составляющей в точке ТКЗ 2

Выбор выключателя и разъединителя для точки ТКЗ 2

Выбор выключателя осуществляется по значениям периодической составляющей тока в начальный момент времени, из условий

1)

2)

3)

Выбираем выключатель ВВТЭ-10−20/1000УХЛ2 и разъединитель типа РВЗ Параметры выбранного выключателя

Параметры выбранного разъединителя

Расчёт периодической и апериодической составляющих токов для ТКЗ 2 в момент расхождения дугогасительных контактов.

Определяем наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов

=0,01 + 0,03 = 0,04 (с)

= 0,01 (с) — минимальное время срабатывания защиты

= 0,03 (с) — собственное время отключения выключателя Расчёт периодической составляющей тока в момент времени

Для ТСН

=2,864 (кА)

Для нагрузки ТСН (двигатели)

= 2,4 · 0,1 = 0,24 (кА) Суммарное значение периодической составляющей в точке ТКЗ 2 в момент времени

=2,864 + 0,24 = 3,104 (кА) Расчёт апериодической составляющей тока в момент времени Т

Для ТСН

=· 2,864· 0,54 = 2,188 (кА)

Для нагрузки ТСН (двигатели)

=· 2,864 · 0,02 = 0,081 (кА) Суммарное значение периодической составляющей в точке ТКЗ 2 в момент времени

=2,188 + 0,081 = 2,27 (кА) Проверка выбранного выключателя и разъединителя

Определение периодической составляющей для тока КЗ от сети

= ==28,9 кА Определение периодической составляющей для тока КЗ от генератора Суммарное значение периодической составляющей в точке ТКЗ 3

Выбор выключателя и разъединителя для точки ТКЗ 3

Выбор выключателя осуществляется по значениям периодической составляющей тока в начальный момент времени, из условий

1)

2)

3)

Выбираем выключатель МГГ-10−5000−63КУ3 и разъединитель типа РВЗ Параметры выбранного выключателя

Параметры выбранного разъединителя

Определяем наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

= + = 0,01 + 0,11 =0,12 с

= 0,01 с — минимальное время срабатывания защиты

= 0,11 с — собственное время отключения выключателя Расчёт периодической составляющей тока в момент времени

Расчет ударного тока Расчет токов КЗ в момент расхождения дугогасящих контактов ПРОВЕРКА ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ И РАЗЪДЕНИТЕЛЯ

Оценка запаса отключающей способности.

по периодической составляющей.

· 100 =· 100 = 9,1%

по апериодической составляющей.

· 100 =· 100 =57,57%

3. Выбор трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжений (ТН)

3.1. Выбор трансформатор тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН) для ТКЗ1

Для измерения тока на низкой стороне используется трансформатор тока типа ТТ: ТФЗМ-220-У1

Параметры ТТ ТФЗМ-220-У1

Для измерения напряжения на высокой стороне используется трансформатор напряжения типа НКФ-220−58

ТТ устанавливаются для точки КЗ К1 на сборных шинах 110 кВ, на СН блочного трансформатора и автотрансформатора, а также на отходящих линиях 110 кВ. Также устанавливается один ТН, к которому присоединяются приборы с вышеперечисленных цепей.

Проверка ТТ производится по следующим параметрам

1. По номинальному напряжению

Напряжение установки не должно превышать номинальное напряжение ТА

2. По номинальному первичному току

Номинальный первичный ток обмоток ТА не должен быть меньше тока, протекающего в нормальном режиме и в режиме максимальной нагрузки

3. По электродинамической стойкости

Ударный ток КЗ по расчёту не должен быть больше тока динамической стойкости

4. По термической стойкости

Тепловой импульс тока КЗ не должен превышать допустимого

5. По вторичной нагрузке в заданном классе точности

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, сопротивления соединительных проводов и переходного сопротивления контактов .

Проверка ТН производится по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению

Напряжение установки не должно превышать номинального напряжения ТА

2. По вторичной нагрузке в заданном классе точности, которая состоит из суммарной мощности подключаемых к ТН приборов.

Выбор приборов подсоединяемых к ТТ.

— на сборных шинах 110 кВ

ТТ не устанавливается из-за отсутствия приборов требующих питания то токовой обмотки

— на СН блочного трансформатора и автотрансформатора связи

Устанавливается один амперметр, включённый в одну фазу.

Параметры устанавливаемого прибора

Проверка ТТ по вторичной нагрузке в классе точности 0,5

Сопротивление подключаемого прибора

(Ом)

Сопротивление контактов при подключении одного прибора будет равно = 0,05 (Ом)

= 2 — 0,02 — 0,05 = 1,93 (Ом) Для генератора 120 МВт применяется кабель с медными жилами

— удельное сопротивление меди.

(м) — длина соединения проводов для цепей РУ 110 кВ

= 2 · 100 = 200 (м) — так как ТТ тока включён на одну фазу

= =1,8 ()

Поскольку по условию прочности для медных проводов сечение не должно быть меньше чем 2,5, выбираем провод сечением 2,5.

Определяем сопротивление выбранного провода

= = 1,94 (Ом) Проверка класса точности ТТ

=1,4 + 0,02+ 0,05 = 2 < 2 =

— на отходящих линиях 110 кВ Устанавливаются амперметр в каждой фазе. Ваттметр, варметр, датчик активной мощности и датчик реактивной мощности. ТТ тока включены по схеме полной звезды.

Параметры приборов устанавливаемых на ТТ

Проверка ТТ по вторичной нагрузке в классе точности 0,5

Сопротивление установленных приборов определяем по самой нагруженной фазе.

(Ом) ;

сопротивление контактов при подключении более 3х приборов будет равно = 0,1 (Ом)

Находим минимальное сопротивление проводов при котором ТТ будет работать в заданном классе точности.

= 2 — 0,1 — 0,1 =1,8 (Ом)

— удельное сопротивление меди.

(м) — длинна соединения проводов для цепей РУ 110 кВ

(м) — так как ТТ тока включены по схеме полная звезда

= = 0,97 ()

Поскольку по условию прочности для медных проводов сечение не должно быть меньше чем 2,5, выбираем провод сечением 2,5 .

Определяем сопротивление выбранного провода

= = 1,8 (Ом) Проверка класса точности ТТ

= 1,8 + 0,1+ 0,1 = 2 =

Выбор приборов присоединяемых к ТН.

На ТН устанавливаются вольтметр, регистрирующий вольтметр, регистрирующий частотомер, ваттметр, варметр, датчик активной мощности, датчик реактивной мощности.

Приборы, устанавливаемые на ТН

Проверка ТН по вторичной нагрузке в классе точности 0,5

Выбор трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжений (ТН) для ТКЗ 2

Для измерения тока за ТСН используется трансформатор типа ТЛМ10-УЗ

Для измерения за ТСН используется трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06

Параметры ТН марки ЗНОЛ.06

Проверка выбранного ТТ

Выбор приборов подсоединения к ТТ:

Устанавливаются амперметр, ваттметр, счётчик активной энергии и счётчик активной мощности.

Параметры приборов на ТТ

Проверка ТТ по вторичной нагрузке в классе точности 0,5

Сопротивление установленных приборов определяем по самой нагруженной фазе.

(Ом)

Сопротивление контактов при подключении более 3х приборов будет равно = 0,1 (Ом)

Находим минимальное сопротивление проводов при котором ТТ будет работать в заданном классе точности.

= 0,4- 0,16 — 0,1 = 0,14 (Ом)

— удельное сопротивление меди.

(м) — длинна соединения проводов для цепей РУ 10 кВ

= 60 (м) — так как ТТ тока включены по схеме полная звезда

= = 7,5 ()

Поскольку по условию прочности для медных проводов сечение не должно быть меньше чем 2,5, выбираем провод сечением 7,5.

Определяем сопротивление выбранного провода

= = 0,086 (Ом) Проверка класса точности ТТ

= 0,086 + 0,16+ 0,1 = 0,34 0,4 =

Выбор приборов подсоединяемых к ТН:

Устанавливаются ваттметр, счётчик активной энергии и счётчик активной мощности

Параметры приборов устанавливаемых на ТН

Проверка ТН по вторичной нагрузке в классе точности 0,2

4 Выбор токоведущих частей.

Для соединения высокой стороны блочных трансформаторов с открытым распределительным устройством используются сталеаллюминивые провода марки АС Выбор провода производим по экономической плотности

=· = 678,4 А

== 678,4

— экономическая плотность тока,

— ток в цепи ВН в нормальном режиме, А

— экономическое выгодное сечение

Для обеспечения такого сечения необходимо по три провода АС-400/22 в каждой фазе Параметры выбранного провода

Проверка проводов проводится по следующим параметрам:

1. По нагреву (допустимому току)

<

Допустимый ток для провода АС-400/22 вне помещения =830 А

= 3 · 830 = 2490 А

= 2490А

2. По термической стойкости (по току КЗ)

Согласно ПУЭ, проверка неизолированных проводов на открытом воздухе по термическому действию токов КЗ не производится.

3. Проверка шин на схлёстывание

Эту проверку не проводим т.к. для ТКЗ 1 20 кА

4. Проверка на корону

Согласно ПУЭ, на корону провода напряжением 35 кВ и выше. Разряд в виде короны возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля. Чтобы короны не было, должно соблюдаться условие:

1,070,9

где:

— действительная напряжённость поля вокруг провода, (кВ/см)

— критическая напряжённость поля (напряжённость при которой возникает корона), кВ/см Критическая напряжённость определяется по формуле:

= 30,3· m·= 30,3· 0,82·= 31,3 кВ/см

M= 0,82 — коэффициент шероховатости провода

= 1,33- радиус одного провода, см При расщеплении провода на два провода в фазе действительная напряжённость определяется по формуле:

E = k ·

где:

kкоэффициент учитывающий число проводов в фазе Для фазы расщеплённой на три провода k рассчитывается по формуле

k = 1+· = 1+· = 1,133

a = 20 (см) — расстояние между проводами в расщеплённой фазе

n = 2 — число проводов в фазе

D = 950 см — расстояние между фазами

= 1,26· D =1,26 · 950 = 1197 смсреднегеометрическое расстояние между фазами при горизонтальном расположении.

— эквивалентный радиус расщеплённых проводов в фазе Для фазы расщеплённой на два провода рассчитывается по формуле

= =5,16 см Производим расчёт действительной напряжённости

E = k · = 1,18 · = 14,7 кВ/см

1,07Е = 1,07 · 14,7 = 15,73 кВ/см 0,9 E₀ = 0,9 · 31,3 = 28,17 кВ/см Провод проходит по всем условиям.

Описание главной схемы собственных нужд.

На стороне ВН применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин и одним выключателем на цепь. Обе системы сборных шин являются рабочими и находятся под напряжением.

Половина цепей подключается к одной системе шин, а половина к другой. Такое распределение увеличивает надежность схемы, т.к. при К.З. на шинах отключаются шиносоединительный выключатель и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

Обходная система шин позволяет вывести в ремонт, а также провести ревизию или опробование любого из выключателей на стороне ВН без перерыва питания.

В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены.

Обходной выключатель может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Обходной выключатель может заменить любой другой выключатель. Все операции, необходимые для этого, производятся без нарушения электроснабжения, что является главным достоинством схемы.

Описание схемы собственных нужд.

На собственных нуждах применяется одиночная секционированная система шин, конструктивно выполняемая в виде КРУ.

Рабочие ТСН получают питание по отпайке от блока генератор-трансформатор. Отпайка выполняется между генераторным выключателем и силовым трансформатором, чтобы отключение генератора не вело за собой отключение ТСН.

Так как число блоков равно трем, в схеме предусмотрен один резервный ТСН, подключенный к сети, и еще один, не подключенный к источнику питания и находящийся в холодном резерве. Мощности рабочего и резервного ТСН равны (согласно НТП). Резервный ТСН получает питание от обмотки НН автотрансформаторов связи.

Рабочие и резервные ТСН выбираются с расщепленной обмоткой НН, что позволяет ограничить токи К.З. в системе С.Н. и применить более легкую и дешевую аппаратуру.

Резервный шинопровод выполняется двойным и не секционируется, так как число блоков равна трем.

Описание конструкции распределительного устройства.

Для схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпроект».

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом (в каждой фазе по два повода). Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратамистандартные, железобетонные.

Шинные разъединители первой системы шин располагаются вдоль этой системы шин в один ряд. Аналогичным образом размещены разъединители обходной системы шин. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин параллельно им. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов в другом. Вдоль выключателей предусмотрены проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

От выключателей цепь идет через трансформаторы тока к выходным разъединителям, а от них каждая цепь помимо основного направления (воздушная линия или цепь трансформатора) имеет ответвления к разъединителю обходной системы шин.

В цепи силового трансформатора установлены ограничители перенапряжений, а в цепи отходящей линиитрансформаторы напряжения. Ошиновка в сторону шинных аппаратов выполняется одним проводом по фазе.

Территория ОРУ должна быть ограждена.

Список используемой литературы

1 Неклепаева Б. Н., Крючков И.П.

Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

2 Рожкова Л. Д., Козулин В.С.

Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987.

3 Методические указания по электрической части электростанций

4 Электромеханический справочник: В Зт. Т.З. кн 1.

М.: Энергоатомиздат, 1989.

5 Дьяков А. Ф., Платонов В.В.

Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем:

Учебное пособие. — М.: Издательство МЭИ, 2000.

6 Чернобровов Н. В., Семенов В.А.

Релейная защита энергетических систем: Учебное пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1998.

7 Вяткин Н. А., Самсонов В.С.

Экономика предприятий энергетического комплекса. — М.: Высшая школа, 2002.

5 Экономика и управление в энергетике под редакцией Н. Н. Кожевниковой. — М.: АСАДЕМА, 2003.

аllbest.ru