Электрическая часть электростанций и подстанций. Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И КОНСТРУИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Конспект лекций Издательство Иркутского государственного технического университета 2012 Электрическая часть электростанций и подстанций. Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций. Конспект лекций / сост. Жданов А.С. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. – 106 с. Предлагаемый конспект лекций разработан в соответствии с Государственным образовательным стандартом высшего профессионального образования, направление подготовки дипломированного специалиста 650900 «Электроэнергетика» утвержденного Министерством образования Российской Федерации от 27.03.2000 г., № 214 тех/дс, примерной программой дисциплины «Электрическая часть электростанций и подстанций» для студентов профиля подготовки – Электрические станции, разработанной Учебно-методическим объединением по образованию в области энергетики и электротехники и программой утвержденной Ученым советом Энергетического факультета Иркутского государственного технического университета от 03.04.2012 г. Общий объем трудовых затрат на изучение данного курса составляет 162 ч., в том числе лекции, лабораторные и практические занятия и курсовой проект «Электрической части электрических станций различного типа». Конспект лекций предназначен для студентов всех форм обучения профиля подготовки «Электрические станции» и в первую очередь системы дистанционного обучения и могут быть полезны для студентов профиля подготовки – Электроснабжение при курсовом и дипломном проектировании. Конспект лекций предполагает использование иллюстрационного материала представленного в методических разработках к соответствующим разделам курса и предлагаемых образцов курсовых проектов. В конспекте лекций приведен анатационный материал дополнительных источников, характеризующих современное состояние отрасли и нормативно-технической базы проектирования электроустановок. Библиогр. 27 назв. Ил. 30 Табл. 1 Конспект лекций представлен в авторской редакции. СОДЕРЖАНИЕ 1. Общие сведения о проектировании электрических станций и подстанций 7 1.1. Понятия и определения. 7 1.2. Этапы развития проектирования электроустановок в стране 12 1.3. Организация проектирования и планирования развития отрасли (в период до преобразования отрасли) 13 1.4. Организация проектирования электрических станций 13 1.5. Особенности проектирования электрических станций 14 1.6. Характеристика технического задания на проектирование электроустановок 18 1.7. Содержание работ по проектированию электротехнической части электрических станций и подстанций 22 1.7.1. Подготовка исходных данных (так называемые входные данные, могут составлять до 60 % объема всех трудовых затрат на проектирование). 22 1.7.2. Уточнение схемы присоединения электрической станции к электроэнергетической системе. 22 1.7.3. Проектирование главной схемы электрической станции. 23 1.7.4. Проектирование системы электроснабжения собственных нужд ЭС и ПС предполагает решение следующих вопросов: 23 1.7.5. Разработка конструкций распределительных устройств, предполагает: 23 1.7.6. Проектирование установок оперативного тока предполагает следующее: 23 1.7.7. Проектирование устройств релейной защиты, автоматики, контроля и управления аппаратами и установками ЭС и ПС предполагает следующее: 24 1.7.8. Проектирование освещения электрических станций и подстанций (рабочего и аварийного (безопасности и эвакуационного) освещения всех помещений и территории объекта). 24 1.7.9. Проектирование вспомогательных устройств и установок электрических станций и подстанций (масляного, воздушного, водородного, кислородного, элегазового и азотного хозяйств, электрической лаборатории, мастерских по ремонту электротехнического оборудования, подготовки, очистки, сбора, замены, испытания электротехнического масла и т.д.). 24 1.7.10. Проектирование организационной структуры эксплуатации, управления и контроля состояния оборудования и устройств электроустановок (структуры управления объектом, взаимодействия между службами и т.д.). 24 2. Основные здания, сооружения и инженерные коммуникации электрических станций и подстанций и их размещение. 24 2.1. Общие сведения об энергетических объектах. 24 2.2. Требования к площадке для сооружения электрических станций и подстанций 25 2.3. Выбор площадки для строительства электрических станций 28 2.4. Общие принципы компоновки энергетических объектов (ЭС и ПС) 29 2.5. Компоновка конденсационных электрических станций (КЭС) 31 2.6. Компоновка теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) 32 2.7. Компоновка гидроэлектростанций (ГЭС, ГАЭС) 32 2.8. Компоновка атомных электрических станций (АЭС) 32 2.9. Выбор площадки и компоновка подстанций (ПС) 34 3. Технико-экономическое обоснование решений при проектировании энергетических объектов 35 3.1. Условия сопоставимости вариантов проектного решения при проектировании электроустановок: 36 3.2. Показатели качества вариантов проектного решения: 36 3.3. Методика выбора оптимального варианта проектного решения 40 4. Проектирование главной схемы электрических соединений электроустановок (ЭС и ПС) 43 4.1. Общие (системные) требования к главным схемам электроустановок 44 4.2. Порядок проектирования главной схемы электрических соединений ЭС 44 4.2.1. Выбор (или уточнение) схемы присоединения электрической станции к энергосистеме: 44 4.3 Выбор структурной схемы электрических станций и подстанций 45 4.3.1. Выбор структурной схемы КЭС, ГТС, ГЭС, ГАЭС, АЭС. 46 4.3.2. Выбор структурной схемы ТЭЦ 47 4.3.3. Выбор структурной схемы подстанции 48 4.3.4. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов (автотрансформаторов) электрических станций и подстанций 48 4.3.5. Порядок выбора оптимального варианта структурной схемы электроустановки: 51 4.4. Выбор схем распределительных устройств электроустановок (РУ) 51 4.4.1. Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ (6-10 кВ) и ПС (6-35 кВ). 52 4.4.2. Выбор схем распределительных устройств напряжением (6-35 кВ) подстанций. 53 4.4.3. Выбор схем распределительных устройств повышенного напряжения (110 кВ и выше) с учетом показателей надежности (с критерием потери одного элемента ЭЭС). 53 4.4.4. Порядок технико-экономических расчетов при выборе схемы РУ: 55 4.5. Общие условия расчета токов короткого замыкания при проектировании электроустановок 56 4.5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроэнергетических системах при проектировании электрических станций и подстанций 56 4.5.2. Режимы и условия расчета токов короткого замыкания для выбора электрооборудования 58 4.5.3. Порядок расчета токов короткого замыкания при проектировании и реконструкции электроустановок: 58 5. Общие условия выбора электротехнического оборудования электроустановок 60 5.1. Общие условия выбора электротехнического оборудования электрических станций и подстанций при проектировании и проверки при реконструкции электроустановок: 60 5.2. Выбор выключателей высокого напряжения: 62 5.3. Выбор разъединителей (см. ГОСТ 689-83. ГОСТ Р 52726-2007): 65 5.4. Выбор выключателей нагрузки в электроустановках свыше 1000 вольт (см. ГОСТ 17717-79): 66 5.5. Выбор короткозамыкателей (QN) и отделителей (QR): 66 5.6. Выбор токоведущих частей (ТВЧ). 67 5.7. Выбор кабелей и изолированных проводов в электроустановках напряжением свыше 1000 В: 69 5.8. Выбор комплектных токопроводов и комплектных распределительных устройств (см. ГОСТ 19850 –82 и ГОСТ 23062-78, МУ «Токопроводы и КРУЭ»). 70 6. Проектирование систем измерения и контроля на ЭС и ПС 71 6.1. Порядок выбора трансформаторов тока (ГОСТ 7746-2001) 74 6.2. Порядок выбора трансформаторов напряжения для ЭС и ПС 76 7. Проектирование систем электроснабжения собственных нужд электрических станций и подстанций 78 7.1. Общие сведения 78 7.2 Выбор напряжения питания потребителей собственных нужд ЭС и ПС 80 7.3. Источники питания систем электроснабжения СН ЭС и ПС: 81 7.4. Схемы питания электроустановок СН ЭС различного типа 81 7.4.1. Основные положения разработки систем электроснабжения СН ТЭЦ:……………….. 82 7.4.2. Основные положения разработки систем электроснабжения СН ТЭС блочного типа (ГРЭС, ГТС, ПГЭС, АЭС и т.д.): 82 7.4.3. Выбор схемы питания потребителей СН ГЭС. 83 7.4.4. Особенности рабочего и резервного питания СН электрических станций (рекомендации НТП – Свода правил по проектированию ТЭС). 84 7.4.5. Выбор мощности источников рабочего питания (трансформаторов и реакторов) СН ЭС. 84 7.4.6. Выбор мощности резервного источника питания СН 86 7.4.7. Проверка источников питания СН ЭС на самозапуск электродвигателей ответственных механизмов. 86 7.5. Проектирование системы электроснабжения СН ПС 86 8. Вопросы ограничения токов короткого замыкания в ЭЭС 87 8.1. Общие сведения о КЗ 87 8.2. Способы обеспечения устойчивости электрооборудования к ТКЗ 89 8.3. Способы ограничения ТКЗ в электрических сетях ЭЭС 91 8.3.1. Ограничение ТКЗ изменением структуры электрической сети, как правило, на этапе проектирования электроустановок: 91 8.3.2. Ограничение ТКЗ введением в электрическую цепь дополнительных индуктивных сопротивлений, величина которых не зависит от режима сети: 91 8.3.3. Применение токоограничивающих устройств, сопротивление которых зависит от режима сети: 92 8.4. Ограничение токов замыкания на землю 94 8.5. Выбор средств и способов ограничения токов короткого замыкания в ЭЭС 95 8.5.1. Требования к способам и средствам (устройствам) ограничивающим токи короткого замыкания: 95 8.5.2. Выбор способов и средств ограничения ТКЗ при проектировании ЭС блочного типа (КЭС, ГЭС, АЭС, ГАЭС, ГТС и др.): 96 8.5.3. Меры ограничения ТКЗ при проектировании и реконструкции ТЭЦ: 96 8.5.4. Мероприятия по ограничению ТКЗ при проектировании и реконструировании подстанций: 97 8.5.5. Порядок выбора секционных реакторов ТЭЦ: 97 8.5.6. Порядок выбора линейных реакторов. 98 8.5.7. Порядок выбор дугогасящих устройств (заземляющих реакторов) для ограничения однофазных токов замыкания на землю в сетях 3-35 кВ: 99 9. Проектирование и выбор конструкции распределительных устройств электрических станций и подстанций 100 9.1. Порядок разработки конструкции распределительных устройств (РУ) 100 9.2. Выбор типа конструкции РУ 100 9.3. Область применения различных типов конструкций РУ (см. таблицу МУ) 101 9.4. Основные принципы компоновки РУ ЭС и ПС 101 9.5. Основные элементы конструкции распределительных устройств 102 9.6. Разработка конструкции электрических распределительных устройств 105 9.7. Выбор типа компоновки открытых распределительных устройств 105 Самый страшный зверь для человека (в человеке) – это непредусмотрительность. Он беспощаден к тем, кто неопытен, но самоуверен, беспечен и надеется на авось, слаб физически и неустойчив морально, слабоволен и рассеян. (Пармузин Ю.П. Осторожно – пума!) ПРОЕКТИРОВАНИЕ И КОНСТРУИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 1. Общие сведения о проектировании электрических станций и подстанций 1.1. Понятия и определения. ГОСТ 22487-77. Проектирование. Термины и определения. ГОСТ 2.103-68. Стадии разработки. ГОСТ Р ИСО 9000-2001. Система менеджмента качества. Основные положения и словарь. ИСО (ISO) – международная организация по стандартизации. ИСО 8402-94. Международный стандарт. МЭК (IEC) – международная электротехническая комиссия (принимающая стандарты МЭК). ГОСТ Р ИСО 9001-2001. Система менеджмента качества. Требования. ГОСТ Р ИСО 9004. Системы менеджмента качества. Рекомендации по улучшению деятельности. ГОСТ Р ИСО 19011-2007. Системы менеджмента качества и охраны окружающей среды. Журнал «Энергосбережение», 2012, № 2.-С.62-64.Мини-ТЭЦ с паровыми моторами – реальность ХХ1 века / И.С.Трохин. (Для выработки 1,0 МВт ТЭ требуется 17-40 кВт (1,7-4)% ЭЭ. Ропт = 0,7-1,0 МПа. Менеджмент – вид профессиональной деятельности людей, которая включает совокупность принципов, методов и средств управления производством с целью повышения эффективности производства и увеличения прибыли, и которая использует научные подходы, концепции маркетинга и человеческий фактор. Маркетинг – совокупность принципов, методов и средств управления предприятием по разработке новой продукции, сбыту товаров, предоставлению услуг, рекламе и ценообразованию на основе комплексного учета процессов, происходящих на рынке. Компетентность - выраженная способность применять свои знания. Стандарт – это документ, в котором в целях добровольного многократного использования устанавливаются характеристики продукции, правила осуществления и характеристики производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, выполнения работ или оказания услуг. Стандарт межгосударственный (МЭК). ИСО (ISO) 8402-94. Международный стандарт менеджмента качества (вводящий понятия и определения: качество; методика; требования к качеству; требования общества; организационная структура; потребность; надежность, процесс; продукция и т.д.). Стандарт национальный (например Р – РФ). Стандарт организации (СТО, например СТО ИрГТУ. 005-2009. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов (см. п.407)1. Проектирование – это процесс составления описания, необходимого для создания в заданных условиях еще не существующего объекта. По определению «Оперативного руководства» Мирового банка реконструкции, проект – это комплекс взаимосвязанных мероприятий, предназначенных для достижения, в течение заданного периода времени и при установленном бюджете, поставленных задач с четко определенными целями. По определению Буркова В.Н. и Новикова Д.А. (см. издание «Как управлять проектами») проект – это ограниченное по времени целенаправленное изменение отдельной системы с установленными требованиями к качеству результатов, возможными рамками расхода средств и ресурсов и специфической организацией. По ГОСТ Р ИСО 9000-2001, проект – это уникальный процесс, состоящий из совокупности скоординированной и управляемой деятельности с начальной и конечной датами, предпринятый для цели, соответствующей конкретным требованиям, включающий ограничение сроков, стоимости и ресурсов. По статистике 30 % от всех проектов реализуется в рамках указанных параметров, 30 % реализуется с переносом сроков выполнения и дополнительными затратами, а 30 % проектов не реализуется совсем. Процесс – это любая деятельность или комплекс деятельности, в которой используются ресурсы для преобразования входов в выходы. Продукция – это результаты совокупности взаимосвязанных и взаимодействующих видов деятельности, преобразующие входы в выходы. Качество – это степень соответствия присущих характеристик продукции (услуги) сформировавшимся требованиям. Требование – это потребность или ожидание, которое установлено, обычно предложенное или является обязательным. Система – это совокупность взаимосвязанных или взаимодействующих элементов. Методика (письменная или документированная) – установленный способ осуществления деятельности, обычно включает: цели и область деятельности; что должно быть сделано и кем; когда, где и как должно быть сделано; какие материалы, документы и какое оборудование должно быть использовано; каким образом это должно быть проконтролировано и зарегистрировано. Для проектов характерно их многообразие, то есть проекты можно оценивать: • по сфере приложения; • области применения; • масштабам; • длительности; • составу участников; • степени сложности; • влиянию результатов и т.п., что делает целесообразным их классификацию (проектов). По типу проект может быть: - технический, - организационный, - экономический, - социальный, - экологический, - смешанный. По виду: инвестиционный, инновационный, научно-исследовательский, учебно-образовательный, смешанный. К инвестиционным относят проекты, в которых главной целью является создание или реновация (обновление) основных фондов, требующих вложение инвестиций (средств), т.е. проекты для которых определены и фиксированы: цель проекта (объем производства, размеры, мощность, профиль конструкций и т.д.), срок завершения и продолжительность, расходы на проект. К инновационным относят проекты, где главная цель заключается в разработке и применении новых технологий, ноу-хау и других нововведений, обеспечивающих развитие системы. Проекты исследования и развития предусматривают: разработку нового продукта, исследования в области строительной конструкции или новой информационно-управляющей системы и т.д., где главные цели четко определены, но отдельные задачи могут и должны уточняться по мере достижения частных результатов. Учебно-образовательные проекты и др. Осуществление любого проекта происходит в окружении некоторой динамично изменяющейся внутренней и внешней среды, которая оказывает на него определенное воздействие. Наиболее значимыми сферами влияния на любой проект являются: • политика, • экономика, • общество, • закон и право, • наука и техника, • культура, • природа, • экология, • инфраструктура. К составляющим системы менеджмента качества (скоординированной деятельности по руководству и управлению организацией применительно к качеству) относятся: • общие требования; • требования к документации; • ответственность руководства; • менеджмент ресурсов; • процессы жизненного цикла продукции (услуги); • закупки; • производство и обслуживание; • управление устройствами для мониторинга; • измерение, анализ и улучшение; • консервация, ликвидация или утилизация. Процессы жизненного цикла продукции (услуг) включают: планирование процессов жизненного цикла; процессы, связанные с потребителями; проектирования и разработок. Жизненный цикл, применительно к энергетике – это кривая жизни товара или услуги, включающая четыре основных фазы: • введение товара на рынок; • фаза роста (экспоненциальная фаза); • фаза зрелости-насыщения (стационарная фаза); • фаза упадка. Этапы жизненного цикла – состояние объекта (услуги), в котором он сохраняет свои технические и технологические характеристики, отраженные в количественных и качественных показателях. Процесс проектирования и разработок предусматривает следующие этапы: 1) Планирование проектирования и разработок. 2) Формирование входных данных. 3) Получение выходных данных. 4) Анализ проекта и разработок (в том числе экологическая, социальная, метрологическая, техническая экспертизы). 5) Верификацию проекта и разработок - это документальное подтверждение на основе представления объективных свидетельств того, что установленные требования к проекту были выполнены полностью (см. п. 522,523). 6) Валидацию проекта и разработок. Это удостоверение того, что полученная в результате реализации проекта продукция соответствует установленным требованиям (см. п. 522, 523). 7) Управление изменениями проекта и разработок (после ремонта, реконструкции, модернизации объекта). Проектирование и разработка (по ГОСТ Р ИСО 9000-2001) – это совокупность процессов, переводящих требования в установленные характеристики или нормативную и техническую документацию на продукцию, процесс или систему. Надежность – это собирательный термин, применяемый для описания свойств готовности и влияющих на него свойств безотказности, ремонтопригодности и обеспеченности технического обслуживания и ремонта. Информация – это значимые данные. Документ – информация и соответствующий носитель. Проектирование и разработка в технике – это разработка проектной, конструкторской и др. технической документации, предназначенной для осуществления капитального строительства какого-либо объекта (ЭС, ПС, ЛЭП, СЭС), создания новых видов и образцов продукции. В процессе проектирования выполняются технические и экономические расчеты, макеты, составляются спецификации, сметы, калькуляции и описания. Следовательно, проект – это комплект выше указанных документов и материалов. Причиной (основанием) выполнения проекта могут быть: • неудовлетворенный спрос (дефицит мощности, ЭЭ, ТЭ), • избыточные ресурсы (уголь, попутный газ, гидроресурсы, строительные материалы и др.), • инициатива предпринимателей, • реакция на политические решения и давление избирателей и депутатов, общественных организаций, • интересы кредиторов и акционеров. Следовательно, основными участниками проекта являются: • инициатор (предприниматель, администрация региона, Правительство, Федеральное и региональное собрание и т.д.), • заказчик-застройщик (Правительство, генерирующая например -Русгидро, ЗАО «ТЭЦ в г. Советская Гавань», «Якутская ГРЭС-2», «Сахалинская ГРЭС-2», «Благовещенская ТЭЦ», сетевая и сбытовая компания), • инвестор (Русгидро, в том числе отечественные и зарубежные банки), • руководитель и команда проекта, • проектировщик (юридическое лицо, ЗАО «Сибирский энергетический научно-технический центр», ОАО «Институт «Теплоэлектропроект», ЗАО «КОТЭС» и др.) • генеральный подрядчик, • поставщики оборудования, материалов и услуг, • обладатели лицензий, • органы власти (муниципальные, региональные и федеральные), • владелец земельного участка, • производитель, • потребители конечной продукции (ЭЭ и ТЭ). Проектирование объекта может быть индивидуальным или типовым. При индивидуальном проектировании могут применяться отдельные типовые проектные решения. Порядок разработки (стадийность), рассмотрения (экспертиза) и утверждения определены соответствующими ГОСТ, НТД ЕСКД, и законодательными актами, техническими, метрологическими и экологическими экспертизами и другими различными согласованиями (см. прилагаемый перечень ФЗ, Постановлений Правительства, инструкций Министерств и т.д.). Проектирование Энергетических объектов осуществляют государственные и негосударственные отраслевые или специализированные организации (фирмы), имеющие соответствующую лицензию. Исходной входной информацией для проектирования объекта служит техническое задание на проектирование, которое составляется заказчиком (министерством, ведомством, предприятием, инвестором и т.д., с учетом требований НТД и законодательных актов) с участием проектной организации. Для получения данных, необходимых для технически правильного и экономически целесообразного решения основных вопросов проектирования осуществляют инженерные изыскания. На этапе подготовки технического задания могут готовиться технические предложения и эскизные проекты, проводятся обязательные экспертизы, в том числе экологические, метрологические, технические. Проект может выполняться в две стадии - техническое проектирование и рабочие чертежи или в одну стадию – техно-рабочий проект. Стадийность проектирования, а также состав конструкторской документации указывается в техническом задании. Порядок экспертизы и утверждения проектов зависит от сметной стоимости объекта и определяется ГОСТ Р ИСО 9001-2001. На стадии технического проектирования Энергетических установок разрабатываются основные вопросы организации, технологии и экономики производства энергии, принимаются конструктивные решения по зданиям и сооружениям, составляется смета на строительство объекта, и определяются технико-экономические показатели электроустановки (установленная мощность, удельный расход топлива на выработку ЭЭ и ТЭ, расход ЭЭ на собственные нужды, себестоимость ЭЭ и ТЭ, срок окупаемости, КПД, время использования установленной мощности, капитальные затраты на оборудование и др.). При разработке рабочих чертежей производятся уточнения и детализация предусмотренных техническим проектом решений в степени необходимой для производства строительных, монтажных и наладочных работ. Для сокращения сроков проектирования применяют одностадийное проектирование. Одностадийное - техно-рабочее проектирование выполняют для объектов строящихся по типовым проектам, а также для технически не сложных сооружений, в которых решаются те же вопросы, что и при двух стадийном проектировании. Для осуществления процесса проектирования составляют алгоритм (совокупность предписаний, необходимых для выполнения проектирования, порядок и последовательность действий, технологию проектирования ). В настоящее время применяют три следующих способа проектирования: • неавтоматизированное проектирование, при котором все операции и процедуры до получения проектного решения осуществляет человек (проектант, проектировщик, студент при учебном проектировании); • автоматизированное проектирование (САПР), при котором весь цикл операций осуществляется на базе взаимодействия «человек – ЭВМ» (выбор единичной мощности агрегатов, расчет токов КЗ для выбора электрооборудования, расчета параметров режимов и качества ЭЭ, выбор уставок срабатывания РЗ и А, структурных схем, схем РУ ВН, схем СН электроустановок, подготовка и оформление конструкторской документации, с использованием компонентов AutoСad, в том числе программных каталогов PDMS, разработанных компанией АVEVA); • автоматическое проектирование, при котором совершается весь процесс на ЭВМ без участия человека, в результате получается необходимый перечень проектной документации через печатающее устройство, на магнитном носителе или направляется в производственный цикл изготовления продукции. Проектирование энергетических объектов ведут крупные специализированные структуры (ЗАО, ОАО, ООО, имеющие лицензии на соответствующие виды работ и услуг): • «Гидропроект» проектирует гидроэлектрические станции; • «Теплоэлектропроект» проектирует конденсационные станции; • «Атомтеплоэлектропроект» проектирует атомные станции (Госатомконцерн); • «ВНИПИэнергопроект» проектирует теплоэлектроцентрали, котельные и тепловые сети; • «Энергосетьпроект» занимается проектированием и планированием развития Электроэнергетических систем (в том числе крупных подстанций, линий системных и межсистемных связей и т.д.); • «Сельэнергопроект» проектирует сельские распределительные сети, системы электроснабжения (СЭС) предприятий сельскохозяйственного назначения; • «Электротяжпроект» проектирует электрические станции и подстанции систем электроснабжения промышленных предприятий; • Зарубежные энергетические компании: «Сименс», «АВВ», «Шнейдер» и другие иностранные фирмы проектируют и строят энергетические объекты со сдачей под ключ. Примечание: В настоящее время все, выше названные проектные организации России преобразованы в акционерные общества различного вида (ОАО, ЗАО, ООО). 1.2. Этапы развития проектирования электроустановок в стране • проектный отдел (1924 г.) в составе Главного электротехнического управления (Главэлектро), который занимался обеспечением технической документацией энергетических строек определенных планом ГОЭЛРО; • трест «Теплоэлектропроект» преобразованный из проектного отдела (в 1933 г.) с тремя отделениями (Центральное, Ленинградское, Харьковское); • период проектирования энергетических объектов (1931-1940 г.г.) на основе отечественного серийного оборудования. В этот период начата разработка нормативных материалов (стандартов, норм, руководящих материалов, типовых проектов и т.д.); • период создания энергетических объектов на востоке страны (1941-1945 г.г.) с помощью комплексных выездных бригад созданных трестом «Теплоэлектропроект»; • послевоенный период характерен применением повторных и типовых проектов, появлением новых энергетических установок (АЭС, ГТС, ПГУ, ГеоЭС) на высокие параметры пара и мощности, происходит дальнейшее развитие РЭУ, создаются ОЭС, ЕЭС Европейской части страны, ЕЭС СССР. Это потребовало реорганизации проектного дела и в первую очередь учета кратко и долгосрочной перспективы с требуемой заблаговременностью. В послевоенный период была вновь обоснована целесообразность планирования (проектирования) развития отрасли энергетики с перспективой на 15-20 лет, с корректировкой ее каждые пять лет. • В настоящее время отрасль снова возвращается к долгосрочному планированию и проектированию своего развития. Для чего создаются ОАО («Агенство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» например) и разрабатываются соответствующие программы. 1.3. Организация проектирования и планирования развития отрасли (в период до преобразования отрасли) 1. Технико-экономический доклад (ТЭД) – единственный документ связывающий развитие энергетики с топливо – энергетическими ресурсами страны. 2. Схема развития ЕЭС и ОЭС. 3. Схема развития РЭС. 4. Схема развития распределительных сетей 35 кВ и выше. На этапе преобразований отрасли, осуществляемые в последние годы, формируются различные структуры, в том числе образовано ОАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике», которому поручена разработка «Программы развития и размещения энергетических мощностей с перспективой на 15-20 лет вперед». 1.4. Организация проектирования электрических станций Электрическая станция – сложная техническая система. При проектировании (конструировании) электроустановок для электрической станции, подстанций принята следующая структура представления энергетического объекта (системы): • подсистемы (высшего и низшего уровней); • фрагменты (высшего и низшего уровней); • элементы (высшего и низшего уровней). Элемент – это отдельный предмет силовой цепи (высший уровень) или вспомогательных устройств электроустановки (низший уровень), в том числе аппараты, электрические машины, токопроводы, измерительные приборы, реле и т.д., выбор параметров которых осуществляют посредством некоторых действий (правил, указаний, решений, расчетов, сравнений параметров, рекомендаций НТП – Свода правил по проектированию ТЭС и т.д.), называемых проектной операцией и которые завершаются принятием решения. Фрагмент – совокупность функционально связанных элементов электроустановки (РУ, блок Г-Т, укрупненный или объединенный блок и т.д.), который характеризуется параметрами элементов и структурой связи между ними. Выбор фрагмента определяется проектной процедурой, состоящей из цикла проектных операций. По ГОСТ 22487-77 проектная процедура – это формализованная совокупность действий, выполнение которых оканчивается принятием проектного решения. Подсистема – это часть технической системы (ЭС, ПС, ЛЭП и т. д.), состоящей из множества фрагментов, имеющих относительно слабые связи с другими подсистемами (электротехническими, технологическими, строительными, железнодорожными и т.д.). Например: главная электрическая схема; схема электроснабжения собственных нужд; релейная защита генератора, блока Г-Т, трансформатора и т.д.; защита от атмосферных перенапряжений; заземляющее устройство и т.д. и технологическая схема (котел-турбина, ядерный реактор-турбина). Процесс проектирования подсистем состоит из ряда процедур. Каждая процедура представляет собой совокупность проектных операций, выполнение которых оканчивается принятием проектного решения, то есть представлением описания проектируемого объекта. Следовательно, в результате проектирования электроустановок (ЭС, ПС, ЛЭП и т.д.) на этапе выбора элементов, фрагментов и подсистем принимается (получается) множество проектных решений, а их совокупность представляет собой конечное решение, дающее полное описание технической системы (электрической станции, например), как объекта проектирования. 1.5. Особенности проектирования электрических станций • Проектирование электрических станций носит комплексный характер, то есть проектная организация проектирует весь комплекс подсистем объекта: технологическую (тепломеханическую, ядерную, гидроэнергетическую, гидромеханическую); электротехническую; строительную; гидротехническую; вспомогательные сооружения; дорожно-транспортную; связь и т.д. При проектировании мощных топливно-энергетических комплексов (КАТЭК, например, и др.) широко применяют межотраслевую кооперацию, как в проектировании, так и в строительстве, эксплуатации и ремонте оборудования объектов (ЭС, ПС, ЛЭП, шахт, транспортных магистралей и т.д.). Для этого создаются единые базы стройиндустрии, такие как Ангарстрой, БратскГЭСстрой, КрасноярскГЭСстрой, ЗеяГЭСстрой и т.д.; • при проектировании энергетических объектов широко используют и учитывают опыт строительства и эксплуатации электроустановок, с целью совершенствования и повышения качества проектов. Для этого практикуют учет и накопление опыта путем проведения различных организационных мероприятий: а) совещаний главных специалистов проектных институтов; б) совещаний по разработке важных узлов и отдельных типов объектов с приглашением специалистов монтажных, наладочных и строительных организаций; в) комплексных обследований объектов; г) анализа зарубежного опыта проектирования и эксплуатации энергоустановок. Организация выставок, презентаций, семинаров, конгрессов, в том числе всемирный электротехнический конгресс (МЭК), симпозиумов, форумов и осуществляют, усилиями проектной организацией, сквозное курирование проектируемых объектов, в том числе: 1) предварительное обследование объектов аналогичных, проектируемому (по аналогии проводится производственная и преддипломная практика студентов); 2) проведение в период проектирования расширенных совещаний с участием представителей заводов – изготовителей оборудования, НИИ, строительно-монтажных и наладочных организаций, заказчика и будущего эксплуатационного персонала; 3) курирование объекта в период сооружения, сопровождающееся выявлением дефектов проектирования и внесением необходимых коррективов; 4) курирование объекта во время пуска и эксплуатации с последующей разработкой мероприятий по его реконструкции и рекомендаций для проектирования следующих аналогичных электроустановок. • проектирование электроустановок осуществляется на основе различной правовой, нормативно-технической, конструкторской, технологической и программной документации (НТД ЕСКД, ЕСТД, ЕСПД), составленной путем обобщения опыта проектирования, строительства, монтажа, наладки и эксплуатации ЭС и ПС (ПУЭ, ПТБ, ПТЭ, ППБ, НТП, Свод правил по проектированию ТЭС, ГОСТ ЕСКД, ЕСТД, ЕСПД, СНиП, руководящих указаний, решений и изменений, циркуляров и т.д.). ГОСТ Р 1.5-2004. Правила построения, изложения, оформления и обозначения. НТД постоянно перерабатывается, дополняется и публикуется в профессиональных и специальных изданиях, в том числе следующие законодательные акты: ФЗ № 7 от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды», ФЗ № 174 от 23.11.95 г. «Об экологической экспертизе», ФЗ № 96 от 04.05.99 г. «Об охране атмосферного воздуха», ФЗ № 89 от 24.05. 98 г. «Об отходах производства и потребления», ФЗ № 167 от 16.11.95 «Водный кодекс», ФЗ «О земле», ФЗ «Об обеспечении единства измерений», ФЗ «Об энергосбережении», Ф № 128 от 08.08.2001 «О лицензировании отдельных видов деятельности», ФЗ № 184-ФЗ «О техническом регулировании», от 01.05.2007, Постановление Правительства РФ № 1504 от 19.12.96 г. «О порядке разработки и утверждения нормативов предельно-допустимых вредных воздействий на водные объекты», ФЗ № 71 от 06.05.98 г. «О плате за пользование водными объектами», ФЗ «Об использовании атомной энергии», ФЗ «О радиационной безопасности населения», ФЗ «О финансировании особых радиационно-опасных производств», ФЗ «О специальной экологической реабилитации загрязненных участков», Письмо Минприроды РФ № 03-15/65-4400 от 18.08.93 г. «Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду и размещение отходов», Постановление Правительства РФ № 1310 от 31.12.95 г. «О взимании платы за сброс сточных вод и загрязняющих веществ в системы канализации населенных пунктов», «О нормативах выбросах вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух и вредных физических воздействий на него», «О порядке ведения государственного кадастра отходов и проведения паспортизации опасных отходов», «О порядке разработки и утверждения нормативов предельно допустимых вредных воздействий на водные объекты», «О специально уполномоченном федеральном органе исполнительной власти в области охраны атмосферного воздуха», «О порядке установления и пересмотра экологических и гигиенических нормативов качества атмосферного воздуха, предельно допустимых уровней физических воздействий на атмосферный воздух и государственной регистрации вредных (загрязняющих) веществ и потенциально опасных веществ». Положения и приложения, письма, инструкции, правила, приказы, методические указания. СНиП 11–102–97. Инженерно-экологические изыскания для разработки проектной документации. СП 11–102–97. Инженерно-экологические изыскания для строительства (15.08.97 г.) Госстрой России. СНиП 11.01.95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СП 11-101-95 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительстве предприятий, зданий и сооружений» и т.д. Киотский протокол конференции ООН 1997 г. ратифицирован 141 государством с целью сокращения к 2012 г. не менее чем на 5,2 % выбросов в атмосферу и парниковых газов (углекислый газ, метан и др.) по сравнению с 1990 г. (журнал «Вокруг света», 2006, № 2).; • при проектировании ориентируются на максимально возможное использование типовых решений и проектов (схем РУ, СН, ячеек РУ, проектов ГРЭС – 1200, 2400 МВт, АЭС с блоками 1000, 1500 МВт и т.д.) и комплектного оборудования, устройств и конструкций (КРУ, КРУЭ, КТП, пультов управления, строительных и архитектурных конструкций); • обеспечение и соблюдение требований по защите окружающей среды - совокупность компонентов природной среды, природно-антропогенных объектов. Компоненты природной среды – земля, недра, почвы, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, растительный и животный мир и иные организмы, а также озоновый слой атмосферы и околоземное космическое пространство, обеспечивающие в совокупности благоприятные условия для существования жизни на земле. Природный объект – естественная экологическая система, природный ландшафт и составляющие их элементы, сохранившие свои природные свойства. Природно-антропогенный объект – природный объект, измененный в результате хозяйственной или иной деятельности, и – или объект, созданный человеком, обладающий свойствами природного объекта и имеющий рекреационное и защитное значение. Антропогенный объект – это объект, созданный человеком, для обеспечения его социальных потребностей и не обладает свойствами природных объектов. При проектировании электроустановок, когда объектами охраны окружающей среды являются: земли, недра, почвы; поверхностные и подземные воды; леса и иная растительность, животные и другие организмы и их генетический фонд, атмосферный воздух, озоновый слой атмосферы и околоземное космическое пространство, проводится оценка выбросов с дымовыми газами токсичных веществ (летучей золы, сернистого ангидрита, окислов азота и т.д.) выбросов технического водоснабжения, сбросов сточных вод, золоотвала, захоронения радиоактивных отходов АЭС, затопления земель ГЭС, уровень электромагнитных полей, шума, вибрации, влияния на рельеф местности, памятники культуры, природы и исторические сооружения. Дымовые газы состоят из NО2, CO2 и H2O с различными загрязнителями. Компоненты дымового газа оказывают различное воздействие на окружающую среду. Пыль – загрязняет окружающую среду, H2O – не оказывает влияние, CO2 – вызывает парниковый эффект, SO2 – образует в атмосфере серную кислоту, которая разъедает известняк, песчаник, металлы, NO2 – образует азотную кислоту, которая вредна для флоры, вызывает коррозию, HF и HCl – вредны для флоры и фауны, диоксин – токсичен. Для решения этих вопросов разрабатывают на этапе проектирования объекта различные системы очистки выбросов, строят высокие трубы, используют золу, шлаки и сбросы тепла в народном хозяйстве, предусматривают двухступенчатое сжигание топлива и замкнутые системы водоснабжения, строят тепловые электрические станции с парогазотурбинными установками и т.д. Особой охране подлежат объекты, включенные в список всемирного культурного наследия и список всемирного природного наследия, заповедники, заказники, памятники природы, ботанические сады, курорты и т.д. Следовательно, к видам негативного воздействия на окружающую среду относятся: 1) выбросы в атмосферный воздух, загрязняющих веществ и иных веществ; 2) сбросы загрязняющих веществ, иных веществ и микроорганизмов в –поверхностные водные объекты, подземные водные объекты и на водосборные площади; 3) загрязнение недр, почв; 4) размещение отходов производства и потребления; 5) загрязнение окружающей среды шумом, теплом, электромагнитными, ионизирующими и другими видами физических воздействий; 6) иные виды негативного воздействия на окружающую среду, за которые взимается плата в установленном законом РФ порядке. Взимание платы за негативные последствия, не освобождает субъектов от выполнения мероприятий по охране окружающей среды и возмещение вреда окружающей среде. Подавляющая часть энергии (около 87%) получается из ископаемого топлива путем сжигания, при этом продукты сжигания попадают в окружающую среду. При производстве электроэнергии доля энергии, извлекаемой из ископаемого топлива, составляет примерно 60%, что требует необходимости повышения КПД электростанций. При этом эффективность конечного использования энергии составляет: а) в промышленности 58% - при нагреве, 70% - при обогреве помещений, 65 - % при механической энергии, 10% - при освещении); б) на транспорте 70% - при обогреве, 18% - при механической энергии, 7% - при освещении; в) в быту 47% - при нагреве, 73% - при обогреве помещений, 40% - при механической энергии, 6% - при освещении. Общее потребление ЭЭ: 54% - при нагреве, 72% - при обогреве помещений, 29% - при механической энергии, 8% - при освещении. Эффективность использования энергии в России относительно низка, особенно на транспорте, который потребляет 28% общей конечной энергии. Примерный потенциал энергосбережения оценивается в 10-25% по ЭЭ и 30-60% по топливу и ТЭ и составлял на период 2006 г. около 430 млн.т.у.т. в год (см. ФЗ «Об энергосбережении»). 1.6. Характеристика технического задания на проектирование электроустановок Техническое задание на проектирование ЭС или ПС включает следующие основные положения: • наименование энергетического объекта (КЭС, ГЭС, АЭС, ТЭЦ, АТЭЦ, АСТ, ПТУ, ГАЭС, ГТС и др., ПС, ЛЭП и т.д.); • основание для проектирования (Постановление Правительства, решение ФСК, МСК, ТСК по развитию сетевого хозяйства и отрасли в целом, инициатива акционеров и инвесторов, план изыскательских работ, акт о выборе площадки под строительство и др.); • вид строительства новое строительство, расширение, реконструкция – это мероприятия, изменяющие энергетические условия и назначение работы энергоблока, в том числе переход на другой вид топлива, сооружение газотурбинных надстроек, перевод конденсационного оборудования в теплофикационный режим. Модернизация – это мероприятия, обеспечивающие частичные технические улучшения в отдельных элементах энергоблоков. Техническое перевооружение - это замена действующей энергоустановки на основе новой прогрессивной техники и технологии, замена действующей установки на модернизированное оборудование, технически более совершенное, в том числе с повышенными параметрами пара, определяющее стратегические цели: 1) повышение надежности технологического процесса передачи ЭЭ; 2) повышение безопасности; 3) обеспечение растущего спроса; 4) улучшение качества ЭЭ; 5) снижение эксплуатационных затрат; 6) сокращение технологических потерь. При новом строительстве ориентируются на: применение необслуживаемого оборудования, использование микропроцессорных устройств РЗ и А, расширение возможностей АСКУЭ, использование современных материалов и оборудования и т.д. При реконструкции осуществляют комплексный подход к замене оборудования, совместную замену трансформаторов с РЗ и А и системой оперативного тока, применение однотипного оборудования, в том числе по ПС: замену устаревшего оборудования, перевод на более высокий уровень напряжения ПС, замену основного оборудования для увеличения передаваемой мощности ПС, внедрение новых систем оперативно-технологического управления (АРН и реактивной мощности, учета ЭЭ, АСУ ТП), установку устройств, обеспечивающих снижение потерь ЭЭ и нормированное КЭЭ, использование изолированных и защищенных ошиновок и шин в КРУ, применение кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, применение кабельной арматуры из термоусаживаемых материалов, применение самонесущих изолированных проводов ВЛ - 10, 0,4 кВ, перевод линий на более высокий класс напряжения (с 6,0-10 кВ на 20 и 35 кВ), формирование магистральных участков линий усиленного сечения. • район, пункт и площадка под строительство с дополнительными сведениями о состоянии грунтов, сейсмичности, вечной мерзлоте, изъятии земельных угодий из с/х оборота и т.д.; • номенклатура и объем продукции. Мощность (МВт, Гкал/ч). Годовое производство электрической (ГВт.ч) и тепловой (в виде пара и горячей воды, тыс. Гкал) энергии; • производственное и хозяйственное кооперирование. Кооперирование с другими ЭС и промышленными предприятиями отрасли или других министерств по организации строительства, эксплуатации и ремонту, в том числе по заводскому ремонту оборудования, снабжению газом, изготовлению нестандартного оборудования, автомобильному и железнодорожному транспорту, получению материалов и строительных конструкций, по внешним инженерным коммуникациям и т.д.(СУАЛ, СУЭК и др.); • технология производства электрической и тепловой энергии (схема выработки энергии, вид топлива и способ его сжигания, состав основного и вспомогательного оборудования, тепловая схема, компоновка главного корпуса, топливное хозяйство, вспомогательные здания и сооружения, система теплоснабжения, сейсмичность оборудования, проектные решения по техническому водоснабжению и водному режиму, очистке радиоактивных веществ и хранению отходов, радиационному контролю, компоновке ЭС, организации строительства и т.д.); • режим работы энергетического предприятия (по графику ЭЭС, комбинированный режим с базисной нагрузкой по тепловому графику, маневренный режим эффективной работы – пиковый – ГТС, ГАЭС, базисный, переменный). Участие в регулировании частоты и потоков (перетоков) мощности. Количество пусков и остановов оборудования, число часов использования оборудования электроустановки, что требуется при оценке механического ресурса турбин, генераторов, аппаратов и т.д.; • использование научно-технических достижений в области производства ТЭ и ЭЭ, оборудования, строительных конструкций и материалов; • требования по автоматизации и управлению технологическими процессами и применению новых информационных технологий и систем управления (АСУ ТП, формирование интеллектуальных электрических сетей и ЭЭС); • защита окружающей среды. Если раньше природу определяли как нечто не тронутое его (человеком) деятельностью, то «природы» в таком понимании практически не осталось. Встала жизненно важная задача сохранения природного равновесия. С чем и связаны основные требования по защите окружающей среды (очистка сточных вод, защита воздушного бассейна от пыли, СО2, SO2, NO, HCL, HF и диоксина, охрана и воспроизводство рыбных запасов, строительство рыбо - защитных сооружений, восстановление (рекультивация) земель, защита от шума, электромагнитного воздействия на технические и биологические системы и т.д.). По данным всемирной организации здравоохранения, в настоящее время используется около 500 тыс. химических соединений. При этом около 40 тыс. соединений обладает весьма вредными для живых организмов свойствами, а 12 тыс. – токсичны (зола и пыль различных составляющих, оксиды цветных и черных металлов, соединения серы, азота, хлора, фтора и т.д., радиоактивные газы, аэрозоли). Виды загрязнения: биологическое и микробиологическое, механическое, химическое, физическое, тепловое, световое, шумовое, электромагнитное, радиоактивное; • удельные показатели эффективности капитальных вложений, материалоемкости и трудоемкости строительства. Экономное расходование материальных и энергетических ресурсов, утилизация и использование отходов производства и вторичных энергоресурсов (ГОСТ Р 52104-2003. Ресурсосбережение. Термины и определения). В проекте должны быть достигнуты следующие показатели: 1) удельные капитальные вложения; 2) срок окупаемости; 3) удельный расход топлива на производство и отпуск ЭЭ и ТЭ; 4) удельная численность промышленно – производственного персонала, в том числе эксплуатационного; 5) требования по утилизации и использованию отходов производства (использования золы, шлака, вторичного тепла и т.д.); • основные технико-экономические показатели строительства энергетического объекта: - расчетная стоимость строительства объекта; - стоимость строительно-монтажных работ; - расчетная стоимость объектов стройиндустрии и т.д.; • сроки и окончание строительства (начало строительства, окончание строительства, сроки ввода основного оборудования); • пусковые комплексы (топливоподача, главный корпус, дымовые трубы, система водоснабжения и химводоочистка, ЛЭП высокого напряжения); • внешние транспортные связи. Способ доставки грузов при строительстве и эксплуатации (железнодорожным, автомобильным, воздушным, водным транспортом). Подъездные и автомобильные дороги, строительство причалов, перенос и сооружение аэропортов, объектов пассажирского транспорта; • данные для проектирования объектов жилищного и коммунально-бытового назначения; • стадийность проектирования (двух стадийное проектирование со сводным сметным расчетом стоимости и рабочая документация со сметами, одностадийное проектирование – рабочий проект со сводным сметным расчетом стоимости); • разработка вариантов проекта, тендеры на строительство и поставку оборудования; • разработка демонстрационных материалов (макетов, действующих моделей, рекламного и учебного материала); • основные условия проектирования: а) разработка первой очереди строительства объекта, основных проектных решений, схемы генплана, определение расчетной стоимости строительства, технико-экономических показателей и др.; б) перечень мероприятий по ГО и ЧС (МЧС РФ); в) необходимость строительства базы стройиндустрии, профтехучилищ, техникумов, школ, больниц и т.д.; г) перечень НИР; д) требования к пожарному депо; е) поправочный коэффициент к стоимости проектных работ по расширению предприятия, учитывающего трудоемкость работ; ж) источник финансирования проектно-изыскательских работ при реконструкции и техническом перевооружении предприятия; з) проведение инженерных изысканий; и) перечень особо сложных сооружений, требующих составления проекта производства работ (дымовые трубы, главный корпус, градирни и др.); • наименование проектных организаций; • наименование строительных организаций; • наименование заказчика; • сроки исполнения проекта (передача заказчику). Руководитель организации заказчика (Ф.И.О.); • перечень исходных данных к заданию на проектирование: а) утвержденный акт о выборе площадки для строительства объекта; б) архитектурно-планировочное задание, утвержденное в администрации различного уровня (федерального, регионального, муниципального); в) строительный паспорт участка, содержащий основные технические данные (сведения о существующей застройке, подземных сооружениях и коммуникациях и т.д.); г) технические условия на присоединение проектируемого объекта, зданий и сооружений к источникам снабжения, инженерным сооружениям и коммуникациям; д) материалы по ранее проведенным инженерным изысканиям; е) материалы инвентаризации и оценочные акты о сносе и характере компенсации на сносимый жилой фонд; ж) материалы по виду топлива; з) данные о состоянии водоемов, атмосферы воздуха, почвы, данные обмеров существующих на участке строительства зданий, сооружений, надземных и подземных коммуникаций; и) схема завоза строительных материалов, конструкций, согласованная с генподрядчиком; к) документ, подтверждающий способ обеспечения эксплуатационными кадрами проектируемого объекта и т.д. ПРИМЕР. Проект строительства ТЭЦ. Основные характеристики и социально-экономическое значение. Общие сведения и технические параметры: Электрическая мощность, тепловая мощность, годовая выработка, топливо, год ввода в эксплуатацию, Хабаровский край, г. Советская Гавань. Участники проекта: инвестор-Русгидро, генеральный проектировщик-ЗАО «Сибирский ЭНТЦ», независимый аудитор-ЗАО «Свеко Союз Инжиниринг», отобранный ОАО «Сбербанк», заказчик ЗАО «Советская Гавань», подготовка инфраструктуры – РАО Энергетические системы Востока. Задачи и значение: выведение из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс оборудования, обеспечение бесперебойной подачи электричества и тепла, выведение из эксплуатации малоэффективных и экологически вредных котельных, электрическая станция имеет стратегическое значение для особой экономической зоны, повышение эффективности и надежности работы ЭЭС, создание запаса мощности и надежности энергетической структуры для роста промышленности региона. Текущий статус: разработана проектная документация, проектирование объекта находится на финальном этапе, сметная часть проекта передана на госэкспертизу, получено положительное заключение Госэкспертизы на весь комплект документов, оформлено разрешение на строительство и землеотвод, инжиниринговая компания приступила к независимому технологическому и ценовому аудиту проекта, проводится конкурс по выбору генподрядчика на выполнение строительно-монтажных работ, заключены договоры на изготовление и поставку основного оборудования, идет подготовка площадки к развороту основных строительно- монтажных работ, ведется проектирование инженерных сетей, запущены конкурсные процедуры по отбору изготовителей оборудования и генподрядчика. 1.7. Содержание работ по проектированию электротехнической части электрических станций и подстанций 1.7.1. Подготовка исходных данных (так называемые входные данные, могут составлять до 60 % объема всех трудовых затрат на проектирование). Внешняя информация принимается из технического задания на проектирование электроустановки и НТД, законодательной базы и подзаконных актов. Внутренняя информация поступает в процессе проектирования от других отделов проектной организации (секторов) и в первую очередь от технологов-теплотехников, в том числе: 1) мощность, число, тип и параметры основного технологического оборудования (котлов, ядерных реакторов, турбин и т.п.); 2) характеристика технологической схемы (блочная или с поперечными связями по теплу); 3) параметры вспомогательного оборудования (механизмов собственных нужд); 4) очередность ввода агрегатов по годам. 1.7.2. Уточнение схемы присоединения электрической станции к электроэнергетической системе. Схема присоединения ЭС к ЭЭС разрабатывается проектными организациями (прежде институтом «Энергосетьпроект») на этапе составления перспективного плана развития Энергетической системы (ФСК, РСК) и уточняется на этапе выдачи технического задания на проект Электрической станции (ныне это инженерные центры, объединяющие различные проектные организации или вновь создаваемые структуры). 1.7.3. Проектирование главной схемы электрической станции. Проектирование главной схемы электрических соединений ЭС включает: 1) выбор типа генераторов (синхронных или асинхронизированных, с непосредственным или косвенным воздушным, водородным или водяным охлаждением) и их систем возбуждения (с учетом роли электростанции в поддержании частоты, регулировании напряжения, реактивной и активной мощностей, напряжения ЛЭП и пределов их передаваемой мощности, размещения резервной мощности ЭЭС); 2) выбор структурной электрической схемы; 3) выбор схем всех электрических распределительных устройств, проектируемой электроустановки; 4) расчет токов короткого замыкания в требуемом объеме (в том числе по режимам и виду КЗ); 5) выбор методов и средств ограничения токов короткого замыкания в пределах проектируемой электроустановки и в электрических сетях ЭЭС; 6) выбор электрических аппаратов, изоляторов, проводников и несущих конструкций. 1.7.4. Проектирование системы электроснабжения собственных нужд ЭС и ПС предполагает решение следующих вопросов: 1) выбор напряжения питания электрических приемников СН; 2) выбор электродвигателей механизмов СН (постоянного и переменного тока, синхронных и асинхронных, в том числе с учетом условий их размещения и режимов пуска и работы); 3) выбор количества и мощности источников питания системы электроснабжения СН (рабочих, резервных и вспомогательных, переменного и постоянного тока); 4) выбор схемы электроснабжения СН напряжением до и свыше 1000 В; 5) расчет токов короткого замыкания в требуемом объеме; 6) выбор электрических аппаратов и проводников (комплектных токопроводов и распределительных устройств); 7) проектирование кабельных сетей всех напряжений; 8) оценка и обеспечение самозапуска электродвигателей ответственных механизмов СН. 1.7.5. Разработка конструкций распределительных устройств, предполагает: 1) размещение электротехнического оборудования в здании ЗРУ или на площадке ОРУ; 2) выбор средств защиты оборудования от перенапряжений (коммутационных и атмосферных) и их размещение в РУ; 3) расчет и выполнение заземляющего устройства проектируемой электроустановки; 4) размещение щитов управления, измерения, РЗ и А и ремонтной площадки. 1.7.6. Проектирование установок оперативного тока предполагает следующее: 1) обоснование вида и источников оперативного тока ЭС и ПС; 2) выбор источников переменного оперативного тока; 3) выбор количества и мощности аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств; 4) проектирование схемы распределения оперативного тока; 5) выбор коммутационной аппаратуры постоянного и переменного тока. 1.7.7. Проектирование устройств релейной защиты, автоматики, контроля и управления аппаратами и установками ЭС и ПС предполагает следующее: 1) проектирование релейной защиты и автоматики всех элементов электроустановки (генераторов, трансформаторов, блоков генератор-трансформатор, линий электропередачи, сборных шин РУ, электродвигателей, синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов продольной и поперечной компенсации реактивной мощности, шунтирующих реакторов и др.); 2) проектирование систем учета энергии и мощности, измерения и контроля (АСКУЭ М) режимов работы оборудования (генераторов, (авто)трансформаторов, ЛЭП и т.д.); 3) проектирование схем и систем управления коммутационными аппаратами всех уровней напряжения (АСУ ТП); 4) проектирование систем режимной и противоаварийной автоматики линий электропередачи потребителей, системных и межсистемных связей. 1.7.8. Проектирование освещения электрических станций и подстанций (рабочего и аварийного (безопасности и эвакуационного) освещения всех помещений и территории объекта). Освещение безопасности предназначено для обеспечения возможности продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения. Питание светильников и световых указателей эвакуационного освещения зависит от наличия естественного освещения в производственных зданиях и категории по надежности электроснабжения. 1.7.9. Проектирование вспомогательных устройств и установок электрических станций и подстанций (масляного, воздушного, водородного, кислородного, элегазового и азотного хозяйств, электротехнической лаборатории, мастерских по ремонту электрооборудования, подготовки, очистки, сбора, замены, испытания электротехнического масла и т.д.). 1.7.10. Проектирование организационной структуры эксплуатации, управления и контроля состояния оборудования и устройств электроустановок (структуры управления объектом, взаимодействия между службами и т.д.). 2. Основные здания, сооружения и инженерные коммуникации электрических станций и подстанций и их размещение. 2.1. Общие сведения об энергетических объектах. Электрическая станция в своем составе имеет большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций (подземных, надземных и наземных): 1) главный корпус; 2) золоуловители и дымососы; 3) дымовые трубы; 4) трансформаторная площадка для размещения (авто)трансформаторов – блочных (ТБ), связи (ТС), собственных нужд рабочих (ТСН) и резервных (РТСН); 5) насосные станции (для подпитки системы водоснабжения ТЭЦ, водохранилища КЭС); 6) служебный корпус; 7) химводоочистка; 8) компрессорные общего и специального назначения; 9) здание дробилки; 10) эстакады топливоподачи; 11) склад для твердого, жидкого и газообразного топлива; 12) вагоноопрокидыватели или специальные вагоны; 13) мазутное (растопочное топливо) или плазменный (не мазутный) пуск ЭС на угле и масляное хозяйство; 14) закрытые и открытые распределительные устройства всех уровней напряжения (ЗРУ, ОРУ, КРУ, КРУН, КРУЭ); 15) отводные и подводные каналы технического водоснабжения; 16) градирни и брызгальные устройства; 17) водопровод и канализация; 18) кабельные каналы и галереи; 19) здание кислородной (водородной) и элегазовой, азотной установок; 20) система отопления и вентиляции; 21) склады оборудования и материалов; 22) лаборатории и мастерские электротехнического и технологического характера (электротехнической, металлов и т.д.); 23) щит управления; 24) гараж; 25) пожарное депо; 26) проходная; 27) паропроводы теплоснабжения и трубопроводы горячего водоснабжения потребителей; 28) автомобильные, железнодорожные и рельсовые пути; 29) ремонтные и монтажные площадки и др. 2.2. Требования к площадке для сооружения электрических станций и подстанций Площадку для ЭС выбирают в период составления технического задания на проектирование, после утверждения технико-экономического обоснования (ТЭО) ее сооружения и инвестиционной привлекательности, с соблюдением требований законодательства и наличии положительного заключения государственной экологической экспертизы. Проекты, по которым не имеются положительные заключения государственной экологической экспертизы, утверждению не подлежат, и работы по их реализации финансировать запрещается (см.п.601). Особенности ТЭО инвестиционных проектов ТЭС: - изучение инвестиционной привлекательности проекта и переговоры с его участниками (заводы-изготовители, строительно-монтажные организации, НИИ и проектные организации, органы региональной и местной администрации, поиск возможных инвесторов, источники финансирования и формы их поступления; - определение примерных сроков строительства (расширения, реконструкции, модернизации), топливной базы, кредитной политики, разрешительных документов на строительство, разработка производственной программы электрических и тепловых нагрузок, топливо обеспечение, схемные решения по выдаче мощности и условий работы в ЭЭС; - ТЭР с учетом прогнозов развития отрасли и промышленности в регионе, стране, а также финансовые и рыночные риски. Район (место) расположения объекта должен быть увязан с планом развития энергосистемы, а площадка удовлетворять следующим основным техническим и экономическим требованиям: • Близость к потребителям тепловой (ГВС, пар) и электрической энергии (с ГРУ, РУ СН), что характерно для ТЭЦ, так как транспорт горячей воды ограничен 30 км, пара 12 км (из-за недопустимого снижения температуры). Радиус передачи электроэнергии на напряжении до 35 кВ составляет 12–15 км. Поэтому ТЭЦ стремятся размещать в центре тепловых и электрических нагрузок. • Близость к месту добычи топлива. ТЭЦ, как правило, размещают вблизи потребителей тепловой и электрической энергии и работают, следовательно, на привозном топливе (газе, мазуте, угле) на значительные расстояния (до 1000 км). На КЭС сжигают низкосортные угли (транспортируемые на расстоянии до 200 км), а также попутный газ и мазут. Следовательно, КЭС размещают ближе к топливу (не пригодному к транспортировке на большие расстояния). АЭС сооружают в районах не обеспеченных топливо - энергетическими ресурсами (1кг урана – 235 заменяет около 3000 кг условного топлива, что снижает транспортную составляющую затрат по сравнению с доставкой других видов топлива). Для КЭС мощностью 1000 МВт в один год требуется около 2 млн. тонн условного органического топлива или 31,4 тонн урана рабочего образца (с обогащением урана – 235 до 1,8–4%, а АЭС нового поколения работают на уране с обогащением до 12-14% с перезагрузкой через 15-20 лет и сооружение АЭС с гелиевым теплоносителем и газотурбинными установками). XXI век – столетие растительных масел. Согласно МЭА к 2030 году потребность в энергии увеличиться на 60%. ЕС более чем на 80% зависит от импорта нефти, цена у которого колеблется около 70 $ за баррель. Евросоюз одобрил программу по переводу на альтернативные источники энергии к 2020 г. 20% всего энергетического сектора. Наполовину эту задаче призвано решить биотопливо. Сейчас его доля составляет 1,8 %. Производство этанола (этилового спирта) для двигателей внутреннего сгорания необходимо контролировать по экологическим и этическим (из-за голода в мире) соображениям. • Близость к источнику технического водоснабжения. Тепловые электрические станции требуют для своей работы огромного количества воды (в первую очередь для получения и конденсации пара и ГВС, золошлакоотвода). Для работы КЭС-2400, например, требуется около 84 куб.м / с циркуляционной воды. Ядерный блок мощностью 1000 МВт потребляет воды около 50 куб.м / с, что почти в 2 раза больше чем на ГРЭС такой же мощности и соизмеримо со стоком воды в реке Ока (40–45 куб.м/с) и Дон (60 куб.м/с) Европейской части РФ. Поэтому при проектировании Электрических станций стремятся максимально использовать естественные водоемы (реки, моря, озера при согласии экологов) или сооружают водохранилище путем реконструкции неглубоких или соленых озер, не имеющих народно-хозяйственного значения, а при их отсутствии создают пруды – охладители или градирни, что больше характерно для ТЭЦ. Строительство АЭС с гелиевым теплоностителем. Создание искусственных водохранилищ для ГРЭС на реках приводит к затоплению больших массивов земель (требуемая охлаждающая поверхность зеркала водоема составляет около 8,0 м2 на кВт установленной мощности ТЭС). Для ГРЭС мощностью 2400,0 МВт требуется водохранилище площадью порядка 18-20 км2. Затраты на систему технического водоснабжения мощных ТЭС составляют весьма заметную долю (8–12%, с ростом до 25 %) от суммарных капиталовложений, а при современных более жестких требованиях по защите окружающей среды эти затраты возрастают в 2–2,5 раза. Для КЭС и АЭС расстояние от главного корпуса до источника воды стремятся сократить до нескольких десятков метров. На ТЭЦ количество свежей воды на технические нужды составляет 5-10% расхода циркуляционной воды (на конденсацию пара) для чего достаточным является сооружение градирен (более затратных, но не требующих больших площадей) или прудов – охладителей. При проектировании систем технического водоснабжения ЭС приходится решать две главные проблемы. Водообеспечение и отвод, рассеяние теплой воды после конденсаторов турбин. На современных ЭС конденсационного типа для выработки 1 кВт.ч электрической энергии требуется примерно 130 л охлаждаемой воды. При этом 1,1–1,2 л теряется на испарение в процессе охлаждения. В перспективе потери воды на нужды теплоэнергетики составят 0,15 % суммарного стока воды рек страны (4340 000 000 000 м3). Проектирование систем водоснабжения вновь сооружаемых тепловых электрических станций должно идти в направлениях обеспечивающих: 1) Экономичность работы электроустановки (расход ЭЭ на СН); 2) Максимальное использование для охлаждения и рассеивания тепла существующих водоемов; 3) Комплексное использование существующих и вновь сооружаемых водоемов для получения дополнительной продукции (рыбы, овощей и другой биологической продукции); 4) Охрану окружающей среды от вредного влияния сбросного тепла, затопления, нарушения природных ландшафтов. Издержки, связанные с экологическими последствиями оцениваются: для АЭС 0,2-0,6 цента / кВт, для ТЭС на газе 1-4, на угле 2-15, для ВЭС 0,05-0,25 цента / кВт. • Достаточные размеры площадки под объект. Для размещения зданий, сооружений и инженерных коммуникаций электростанций требуются значительные площади (0,04-0,06 Га/МВт для КЭС, 0,01-0,03 Га/МВт для ТЭЦ). Плюс площадь под склад топлива (на требуемый НТП период работы в зависимости от расстояния и способа доставки топлива), железнодорожную станцию с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы (согласно НТП на период до 25 лет работы ЭС) на расстоянии до 3,0 км, поселок «Энергетиков» на расстоянии, удовлетворяющем санитарно-защитным нормам (не ближе 1,5–2 км.). Производственные сооружения занимают площадь порядка 15–50 Га, в зависимости от типа и мощности Электростанции, и ограждаются забором высотой не менее 2,0 м (для предотвращения непреднамеренного попадания людей и животных на территорию электроустановки). Сводом правил на проектирование ТЭС (см. п.539) устанавливается максимальный удельный съем мощности с территории ЭС (МВт / Га) для принятой технологии производства ТЭ и ЭЭ, выбранного типа топлива, установленной тепловой мощности (в соответствии с международным стандартом). Срок службы = 50 лет, удельная площадь 12 кв.м./ кВт, Кгот = 0,92. (см. п.605). Максимальная зона отчуждения для ГЭС 2650 Га/ГВт, а для АЭС 63 Га/ГВт. Наибольший риск смерти, т.е. число смертей на 1 ГВт для КЭС на угле равно 17, на АЭС – всего 0,7. ЭС на угле и нефти приводят к загрязнению атмосферы CO2, SO2, N0x. Площадь для строительной базы (размещаемой со стороны временной торцевой части главного корпуса) составляет еще порядка 10–30 Га. Жилой поселок размещают с учетом розы ветров. • Рельеф площадки под ЭС выбирают или делают ровным с небольшим уклоном (0,5–1,0%), обеспечивающим удобный отвод поверхностных (ливневых и внешних) вод. Трасса подъездных путей, связывающих ЭС с железной дорогой МПС и районной дорогой с твердым покрытием должна быть простой и удобной. • Пригодность площадки в геологическом отношении. Уровень грунтовых вод должен быть не менее 3–4 м и не быть обильным и химически агрессивным, с допустимым давлением на грунт не менее 2,0–2,5 МПа (Кг/см2). • Особые условия местности. Необходимо учитывать сейсмичность района сооружения ЭС (АЭС строят в районах сейсмичности не выше 8,0 баллов), особые свойства грунта (скальность, просадочность, вечная мерзлота, заболоченность), возможность оползней, каменных и снежных обвалов, селевых потоков, климатические условия (уровень низких и высоких температур, а при температуре ниже - 20 градусов Цельсия главный корпус строят открытым), наличие обильных паводковых вод и местных строительных материалов и т.п. Электрическая станция не должна размещаться на территории залегания полезных ископаемых, на пути авиатрасс, вблизи аэропортов. Для оценки и выполнения этих требований проводят инженерно-геологические, топографо-геодезические, гидрологические, метеорологические изыскания. • Соблюдение санитарно-защитных норм. Площадка под ТЭС должна быть удалена от границ жилых районов, согласно санитарно-защитных норм. Территория, отводимый для ЭС должен хорошо продуваться (т.е. иметь хороший ветровой режим). 2.3. Выбор площадки для строительства электрических станций Выбор площадки производят (по Зприв = Ен*К + И + У) путем технико-экономического сопоставления всех возможных конкурентоспособных вариантов с соблюдением Основ земельного законодательства РФ и нормативных актов по охране природы и использованию ресурсов, норм и правил строительного проектирования при согласовании со схемой районной планировки и генплана промышленного узла. При выборе площадки необходимо одновременно учитывать возможность использования золы и шлака для нужд народного хозяйства. Следует также иметь ввиду, что определяющим фактором при выборе площадки для сооружения ТЭЦ, АТЭЦ, АСТ является близость их к центру тепловых нагрузок. При выборе места сооружения КЭС и АЭС определяющим является их близость к источнику водоснабжения и топлива. При выборе места сооружения ГЭС учитывают схему использования водных ресурсов. Во всех случаях должны учитываться сформулированные выше требования к площадке для строительства электрических станций. 2.4. Общие принципы компоновки энергетических объектов (ЭС и ПС) Компоновка – это взаимное расположение зданий, сооружений и инженерных коммуникаций проектируемого объекта. Генеральный план ЭС представляет собой план размещения на производственной площадке ее основных и вспомогательных зданий и сооружений и является важнейшей составной частью ситуационного плана расположения проектируемого объекта. Ситуационный план включает в себя, кроме ЭС, систему водоснабжения, жилой поселок, золошлакоотвалы, авто- и железнодорожные пути, выводы воздушных и кабельных линий, токопроводов, водо- и паропроводов, топливной склад и т.д. При компоновке электрических станций учитывают по степени значимости, следующие основные факторы: • Природные условия (климат, рельеф местности, расположение естественных водоемов, розу ветров); • Размещение корпусов зданий и сооружений относительно сторон света (стены с окнами на юг, сплошные стены на север и т.д.); • Признаки, учитывающие отвод и подвод внешних инженерных коммуникаций (электрических, технологических, транспортных), требования охраны окружающей среды и защиты населения (для АЭС); • Признаки, учитывающие особенности и параметры проектируемого объекта (количество и площадь основных и вспомогательных сооружений, технологические и электрические связи между ними, внутреннюю транспортную сеть, требования пожарной безопасности и гражданской обороны). Все эти признаки определяются типом электрической станции, ее мощностью, видом топлива, типом технологического и электротехнического оборудования и т.д., а в частности схемой (блочная или с поперечными связями по теплу, наличие ГРУ или его отсутствие, наличие трансформаторов собственных нужд или реакторов, градирни есть или их нет; одно, два или три распределительных устройств высшего напряжения, наличие пожарного депо, вид топлива, наличие и размеры склада топлива и др.). Ко всем зданиям, сооружениям и тяжелому оборудованию должен быть предусмотрен подвод железнодорожного или рельсового пути и автомобильных дорог. Отдельные здания и сооружения размещаются по возможности в соответствии с технологическим процессом производства электрической и тепловой энергии. Топливное хозяйство размещают со стороны помещений парогенераторов, устройство водоснабжения - со стороны машинного зала, трансформаторы у фасадной стенки главного корпуса, дымовые трубы сооружают вблизи помещений парогенераторов. Между зданиями, сооружениями и установками на генплане предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды. Для правильного размещения зданий и сооружений ЭС на генплане необходимо учитывать направление и силу преобладающих ветров, которые характеризуются розой ветров. Роза ветров строится по многолетним данным в районе размещения объекта для характерного месяца, сезона, года. На чертеже (выполненного, согласно ГОСТ 21.204-93 СПДС. Условные графические изображения элементов генпланов и сооружений транспорта) показ розы ветров (в виде восьми векторов-радиусов, направленных к одной центральной точке, по странам света) является обязательным. В разработке генплана ЭС участвуют технологи - теплотехники, электромеханики и электротехники, строители, архитекторы, путейцы железных и автомобильных дорог, сантехники, связисты и другие специалисты. Наилучший (оптимальный) вариант компоновки ЭС и ПС определяется по минимуму приведенных затрат (Зпр) на проектируемый объект. При составлении конкурентоспособных вариантов компоновки ЭС принимают за основу следующие по степени значимости факторы: 1. Размещение ЭС относительно естественных и предусмотренных искусственных источников водоснабжения; 2. Удобство внешних инженерных коммуникаций (подъездных автомобильных и железных дорог, подходящих и отходящих ЛЭП, тепловых сетей, шлако- золопроводов, паро- и водопроводов, токопроводов и кабельных линий; 3. Удобство размещения внутренних инженерных коммуникаций (транспортной сети, подъемно-транспортного оборудования), технологических (транспортеров, трубопроводов, водоводов) и электрических (токопроводов, кабельных каналов и галерей) связей; 4. Наименьшие размеры площадки объекта, которые характеризуются коэффициентом застройки (отношение суммарной площади всех зданий и сооружений к общей площади ЭС в ограде). Кз = 0,4-0,5 для ТЭС на угле, Кз = 0,6-0,7 для ТЭС на газе и мазуте; 5. Возможность расширения; 6. Для всех рассматриваемых вариантов компоновки ЭС необходимо соблюдение противопожарных и санитарных норм (СН и П, ППБ, ПТБ, ПУЭ, ПТЭ и др. документов). 2.5. Компоновка конденсационных электрических станций (КЭС) Разнообразие вариантов генерального плана КЭС заключается, прежде всего, в размещении РУ высших напряжений по отношению к главному корпусу и источнику водоснабжения. Находят применение следующие варианты размещения РУ (ЗРУ, ОРУ, КРУЭ) на площадке КЭС: • перед фасадом машинного зала. В этом случае удлиняются водоводы охлаждающей воды, удорожается водоснабжение, растет расход электрической энергии на подачу циркуляционной воды. ЛЭП отводятся параллельно фасадной стенке в обе стороны или через источник водоснабжения, а при необходимости устанавливают промежуточные опоры в пруду - охладителе (варианты 1а и 1б); • перед фасадом за водоподводящим каналом; • со стороны постоянной торцевой стены главного корпуса КЭС. В этом случае машинный зал приближается к источнику водоснабжения, что удешевляет устройство водоснабжения и его эксплуатацию (варианты 3а и 3б); • со стороны фасадной стенки помещения парогенераторов, за дымовыми трубами. При этом электрические связи трансформаторов с РУ проходят над главным корпусом. Промежуточными опорами при этом могут служить дымовые трубы КЭС. Такое размещение РУ возможно на КЭС, работающих на газе или мазуте и на углях, имеющих выносные склады топлива за пределы территории электрической станции на достаточное расстояние от РУ. Перечень основных зданий и сооружений генплана, которые обязательно показываются на чертеже: 1) главный корпус (машинное и котельное отделение); 2) золоуловители и дымососы; 3) дымовые трубы; 4) трансформаторы (главные и собственных нужд); 5) насосные станции системы водоснабжения; служебный корпус; 6) здание химической подготовки воды; 7) здание компрессоров; 8) вспомогательный корпус; 9) здание дробилки; 10) эстакады топливоподачи с ленточными транспортерами; 11) склад топлива; 12) вагоноопрокидыватель (разгрузочное устройство); 13) мазутное (в зависимости от вида топлива и способа растопки котлоагрегатов, т.е. возможна плазменная растопка на угле) хозяйство; 14) маслохозяйство; 15) механические мастерские; 16) электрические распределительные устройства; 17) отводной (сбросной) каналы циркуляционной воды; 18) водоподводящие каналы; 19) кислородная (водородная) установка, элегазовое и азотное хозяйство; 20) проходная; 21) трансформаторные мастерские; 22) пожарное депо; 23) материальный склад; 24) монтажная площадка; 25) внутристанционные транспортные сети; 26) забор. 2.6. Компоновка теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) Для ТЭЦ характерны следующие отличительные особенности: а) наличие ЗРУ (ГРУ) на генераторном напряжении (не всегда), гибкие электрические связи между ГРУ и генераторами; б) выдача энергии воздушными и кабельными линиями различного напряжения; в) применение оборотного водоснабжения с искусственными охладителями (обычно градирнями), наличие водо- и теплопроводов подпитки системы водоснабжения ТЭЦ и водо- и теплоснабжения промышленности и населенных пунктов. Размещение основных зданий и сооружений ТЭЦ полностью соответствует последовательности технологического процесса. 2.7. Компоновка гидроэлектростанций (ГЭС, ГАЭС) Особенности компоновки определяются следующими факторами: 1) упрощенная технологическая часть ЭС и системы электроснабжения собственных нужд; 2) привязка энергетического объекта к местным условиям строительства ЭС по рельефу местности и водному режиму; 3) привязка ЭС к схеме использования водной энергии; 4) учет нужд народного хозяйства района и региона (судоходство, водоснабжение промышленных предприятий и городов, орошение сельскохозяйственных угодий, воспроизводство рыбных запасов и др.); 5) ролью ЭС в обеспечении режимов работы ЭЭС (в покрытии графика нагрузок, регулировании частоты, напряжения и перетоков мощности и энергии, размещении аварийного резерва мощности). 2.8. Компоновка атомных электрических станций (АЭС) Отличительной особенностью АЭС, АТЭЦ и АСТ – это радиоактивность теплоносителя и как следствие образование радиоактивных газообразных, жидких и твердых отходов. Для удаления радиоактивных отходов АЭС, АТЭЦ и АСТ снабжаются дополнительными и вспомогательными устройствами и сооружениями (специальная вентиляция и канализация, система дезактивации и захоронения отходов, залы выдержки ТВЭЛов, могильники). Площадка для АЭС выбирается вблизи источников водоснабжения (в радиусе, обеспечивающим санитарную защитную зону, и с центром в месте расположения вентиляционной трубы). Радиус санитарной зоны зависит от параметров реакторов, местных климатических, метрологических и топографических условий. В санитарной зоне размещаются служебный корпус, столовые, мастерские, пожарное депо, гаражи, склады и т.п. Опыт первоначального проектирования, строительства и эксплуатации АЭС показали безопасность их для обслуживающего персонала, жителей прилегающих районов и меньший ущерб здоровью людей и окружающей среде, чем тепловые ЭС на органическом топливе (если учесть весь цикл от добычи и транспортировки до газообразных и твердых выбросов ЭС, работающих на твердом топливе, особенно на сернистых углях и мазутах). Это позволяет строить АТЭЦ и АСТ имеющие преимущества перед АЭС (типа КЭС), так как АТЭЦ имеют выше КПД и меньший расход воды на конденсацию пара, что облегчает выбор площадки под АТЭЦ. Для обеспечения безопасности персонала и населения при проектировании АЭС основываются следующими наиболее важными принципами (условиями): 1) максимальное сокращение количества жидких и газообразных отходов, за счет рационализации технологических процессов и повторного использования жидких отходов в замкнутых оборотных системах. Применение на АЭС гелиевого теплоносителя и ГТУ; 2) локализация жидких и твердых отходов в местах их возникновения с последующим их хранением; 3) дезактивация радиоактивных отходов, подлежащих удалению (выдержка газообразных и выпарка жидких отходов с захоронением концентрата); 4) сооружение высоких вентиляционных труб в конце тракта спецвентиляции (при этом может использоваться разбавление выбрасываемых газов за счет вдувания чистого воздуха, что рекомендуется делать с целью повышения безопасности). На площадке АЭС размещают: главный корпус, РУ, здание химводоочистки, могильники, специальные бытовки, административный корпус, подсобные здания (мастерские, склады, гараж, водопровод), инженерные коммуникации (водопровод, канализация, подъездные железнодорожные и автомобильные пути). В главном корпусе располагают реакторную установку, циркуляционные системы контуров, парогенераторы, машинный зал, бассейны выдержки отработавших ТВЭЛов, деаэраторы, вентиляционный центр. В главном корпусе различают зоны строгого и свободного режимов, где полностью исключается радиоактивное воздействие. 2.9. Выбор площадки и компоновка подстанций (ПС) Выбор площадки для строительства ПС производится путем технико-экономического сопоставления всех возможных вариантов. Подбор конкурентоспособных вариантов производится на основании уточненной схемы развития электрической сети района, материалов районной планировки населенного пункта и с соблюдением «Основ земельного законодательства». Площадка ПС должна удовлетворять следующим основным требованиям: 1) размещаться, с заходами на нее ЛЭП, как правило, на свободной от леса территории; 2) размещаться, как правило, в центре электрических нагрузок; 3) располагаться, как правило, вблизи автодорог (для ПС 35–154 кВ, с трансформаторами 10,0 МВА и выше вблизи автодорог с твердым покрытием); 4) размещаться вблизи ж/д станций или подъездных ж/д путей предприятий (для крупных ПС); 5) размещаться вблизи населенных пунктов и существующих инженерных коммуникаций (водопровода, канализации, теплоснабжения, связи, газоснабжения, транспорта и др.); 6) вблизи ПС не должно быть предприятий, загрязняющих атмосферу; 7) должна обеспечиваться возможность последующего расширения ПС и присоединения к ней дополнительных ЛЭП; 8) площадка для ПС должна иметь рельеф местности не требующий больших планировочных работ; 9) ПС не должна располагаться в низменных или затопляемых местах. Генплан ПС должен предусматривать удобный подвод автомобильных и если требуется ж/д путей к оборудованию, удобные подходы и отходы ЛЭП всех напряжений. Взаимное расположение РУ должно обеспечивать минимум пересечений и углов поворота на подходах ЛЭП. На ПС, занимающих территории более 5,0 Га предусматривается резервный въезд. Свободная от застройки территория ПС озеленяется травой, и предусматриваются устройство пешеходных дорожек с использованием для этого кабельных каналов и лотков. На площадке ПС размещают: а) распределительные устройства; б) трансформаторы (АТ); в) линейные регуляторы; д) токоограничивающие и шунтирующие реакторы; е) синхронные компенсаторы; ж) батареи статических конденсаторов продольной и поперечной компенсации; и) общеподстанционный пост (пульт) управления (ОПУ) на ПС с постоянным дежурным персоналом; к) закрытое распределительное устройство и установка оперативного тока (АБ). На крупных ПС размещают здания вспомогательного назначения, гараж, ремонтные мастерские, склады оборудования и т.д. В помещениях ОПУ монтируют панели управления, устройств РЗ и А, щиты собственных нужд ПС, устройства связи предусматриваются служебные комнаты, ремонтные мастерские для бригад и другие помещения. На ПС сооружается компрессорная (для воздушных выключателей, элегазо- и маслохозяйство с комплексом оборудования для приема, очистки, дегазации масла и вакуумирования трансформаторов и складом электротехнического масла (несколько резервуаров), подземными маслоприемниками и средства пожаротушения. К тяжелому оборудованию (выключателям, ТТ, ТН сооружаются подъездные пути (автодорога) и рельсовый путь для крупных трансформаторов (АТ). 3. Технико-экономическое обоснование решений при проектировании энергетических объектов Для обеспечения экономической эффективности капиталовложений (Ен, К, Ток) в энергетический объект проектное решение должно иметь технико-экономическое обоснование (ТЭО). ТЭО осуществляется в результате технико-экономической оценки всех возможных вариантов проектного решения, отвечающих соответствующим требованиям. При ТЭО выявляется оптимальный, т.е. наилучший с технической и экономической точек зрения вариант проектного решения. Оптимальное проектное решение – это решение, удовлетворяющее требованиям качества проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных, финансовых и трудовых ресурсов и вероятных экологических последствиях. При проектировании энергетических объектов оптимальное решение может быть получено в результате комплексного рассмотрения объекта с учетом взаимосвязей между отдельными его частями (подсистемами), так называемая комплексная оптимизация. Однако эта задача при проектировании электроустановок чрезвычайно сложная и практически трудно разрешимая. Поэтому при проектировании электроустановок оптимальные решения находят отдельно для всех слабо взаимосвязанных частей объекта (элементов, фрагментов, подсистем), то есть проводят так называемую локальную оптимизацию. Следует отметить, что локальная оптимизация позволяет лучше выявить качество рассматриваемых вариантов проектного решения, так как доля затрат на выполнение отдельных частей объекта (элементов, фрагментов и подсистем) не одинаковая. Пример. Удельные затраты ТЭС на угле распределяются следующим образом: а) общестанционные объекты (27%); б) блочное оборудование (63%); в) не блочное (2,8%) оборудование; д) РУ и повышающие трансформаторы (7,0%). То есть некоторые затраты находятся на уровне погрешности инженерных расчетов. При локальной оптимизации проектного решения связи с другими подсистемами объекта задаются условиями и ограничениями (интервалами напряжений, пределами выдачи мощности и энергии, параметрами выдачи пара на технологические нужды, количеством ЛЭП, единичной мощностью агрегатов и т.д.). 3.1. Условия сопоставимости вариантов проектного решения при проектировании электроустановок: • соответствие современному уровню развития науки и техники; • техническая сопоставимость и взаимозаменяемость - обеспечение требуемой передачи мощности (в том числе отвечающей требованиям соответствующего качества, с точки зрения ее участия в регулировании баланса в ЭЭС: маневровый режим, участие в первичном и вторичном регулировании частоты и напряжения) и качества электроснабжения в нормальных и после аварийных режимах; • экономическая сопоставимость - обеспечение одинакового производственного эффекта (производства и передачи электрической и тепловой энергии); • учет народно-хозяйственного ущерба от вероятного отказа элементов установок; • развитие проектируемого объекта за одинаковый для всех вариантов период времени (единовременное, этапное, первая очередь, вторая и т.д.). О технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок при проектировании / М.Ш.Мисриханов и др. // Энергетик, № 4. – С. 25-31. Зпр – предпочтительней при выборе проектного решения. Поиск максимума прибыли целесообразней при планово-экономической деятельности предприятия, что регламентируется: взаимоотношениями с властью при согласовании тарифов, определении источника финансирования, оценки рентабельности, срока окупаемости и эффективности внедрения энергосберегающих технологий. 3.2. Показатели качества вариантов проектного решения: • Экономичность, которая оценивается в энергетике совокупностью стоимостных показателей: Ксум – это суммарные капитальные вложения, с учетом строительно-монтажных работ и транспорта оборудования; Ток – срок окупаемости капитальных затрат (как правило 8 лет); Иа – ежегодные издержки на ремонт; Ио – затраты на обслуживание оборудования; Ипот – затраты на возмещение потерь активной и реактивной мощности и энергии в элементах электроустановки. Экономический эквивалент потерь реактивной мощности составляет примерно 0,01-0,015 кВт/кВар и его можно принимать при проектировании равным 6-8% от тарифа на ЭЭ. • Надежность – это свойство проектируемого объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях работы. По ГОСТ Р ИСО 9000-9001 надежность – это собирательный термин, применяемый для описания свойств готовности и влияющих на него свойств безотказности, ремонтопригодности и обеспеченности технического обслуживания и ремонта. Для электростанций основная функция - выработка заданного количества электрической и тепловой энергии нормированного качества. Для подстанции – это обеспечение потребителей электроэнергией требуемого объема и качества. Надежность электроснабжения характеризуется бесперебойностью обеспечения платежеспособного потребителя энергией заданного качества в заданном объеме на определенном интервале времени. Надежность определяется такими свойствами ЭЭС, как безотказность оборудования, восстанавливаемость электроснабжения после отказов и ресурсообеспеченность функционирования (прежде всего в части производственных мощностей и энергетических ресурсов). Проблемой электромагнитной совместимости и качества электроэнергии является любое отклонение параметров напряжения, тока или частоты от номинальных значений, в результате чего наблюдается ненормальное функционирование оборудования потребителя. Под качеством энергии понимают совокупность ее параметров (свойств), определяющих способность электрической энергии (тепловой энергии) удовлетворять потребности различных приемников энергии в соответствии с их назначением. Согласно ГОСТ ИСО 8402-1994 качество – это совокупность характеристик объекта, относящихся к его способности удовлетворять установленные и предполагаемые потребности. Потребности: - эксплуатационные (режимные) характеристики; - функциональная пригодность; - надежность (готовность, безотказность, ремонтопригодность); - безопасность, в том числе окружающей среде; - экономические требования; - эстетические треования. Новым в проблеме качества энергоснабжения (надежности и КЭЭ) является системный и комплексный подход специалистов в ее решении, который связан со следующим: 1) Рост мощности потребителей более чувствительных к снижению качества электроэнергии; 2) Наличие новых потребителей, применяющих микропроцессорное управление и мощные электронные приборы, чувствительные к любым видам искажений тока и напряжения; 3) Более широкое применение высокоэффективных регулируемых электроприводов и батарей статических конденсаторов для коррекции коэффициента мощности, с целью уменьшения потерь в электрических сетях, что повышает уровень гармоник в ЭЭС; 5) Разработка и внедрение новых технологий, оказывающих влияние на состояние энергосистем; 6) Потребители ЭЭ становятся более информированными о провалах и отклонениях напряжения, коммутационных перенапряжениях, кратковременных нарушениях в электроснабжении электроприемников, об экономических и технических последствиях этих нарушений и требуют улучшения качества поставляемой энергии; 7) Многие приборы и установки объединены в общие электрические сети, а интегрированные процессы в них приводят к различным экономическим последствиям. С экономической точки зрения количество жалоб промышленных потребителей в адрес энергетических компаний выглядят так: а) провалы напряжения и кратковременные прерывания (32%); б) длительные перерывы (24 %); в) отклонения напряжения (21 %); г) искажения формы тока и напряжения (13 %); д) гармоники и фликер (12 %); е) дисбаланс (1 %), т.е. ограничения по количеству ЭЭ, активной и реактивной мощности. Потеря надежности выражается в утрате работоспособности и отключении отдельных элементов ЭЭС и возникновении перерывов в электроснабжении потребителей. Такие отключения могут носить плановый (с предупреждением потребителей) и аварийный (внезапное отключение) характер и вызываются: 1) дефицитом генерирующих мощностей; 2) перегрузками оборудования и ЛЭП (недостаточной пропускной способностью); 3) перебоями в топливоснабжении ЭС; 4) отказами оборудования (его повреждениями). Основными причинами аварийных отказов оборудования являются: а) стихийные природно-климатические явления; б) критическая изношенность оборудования; в) человеческий фактор – это ошибочные действия оперативного персонала на энергетических предприятиях и в органах диспетчерского управления. Экономические потери из-за нарушений производства состоят из двух частей. Прямые, которые включают потери продукции, затраты на повторный пуск производства, потери от повреждений оборудования и т.д. Косвенные, включают дополнительные затраты на восстановление потерянной продукции в форме износа оборудования и (или) сверхурочной платы. Надежность электроустановок оценивается следующим рядом показателей: 1) Частота (ωr) и средняя длительность (Тг) потери генерирующей мощности; 2) Частота (ωп) и средняя длительность (Тп) нарушения электроснабжения потребителей; 3) Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии в ЭЭС (Wг) и потребителям (Wп) в год; 4) Математическое ожидание ущерба ЭЭС (Ус), потребителей (Уп) и от вредного влияния на окружающую природную среду (Уокр) и человека (Усоц). (см.п.654). Надежность персонала – гарантия энергобезопасности. Распределение причин аварий: - несовершенство техники (13%); - низкий уровень знаний (11%); - умышленное отключение (2%); - нарушение трудовой дисциплины (15%); - неэффективный производственный контроль (13%); - неправильная организация труда (13%); - нарушение технологии (17%); - неудовлетворительное состояние оборудования, зданий, сооружений (16%). • Промышленная (техническая) безопасность, включая, безопасность обслуживающего персонала и населения. Функциональная модель промышленной безопасности энергетического объекта имеет следующий вид. Причины нарушений: -опасные внешние воздействия (стихийные явления, влияние соседних производств, техногенные опасные зоны, прекращение подачи ресурсов, посторонние воздействия); - нарушения в оборудовании, сооружениях и конструкциях (дефекты, износ и старение, некачественный ремонт, некачественное строительство, монтаж, ошибки в проектировании); - ошибки эксплуатации (ошибочные действия, неудовлетворительная организация эксплуатации, нарушение правил ТЭ, нарушение трудовой дисциплины). Последствия нарушений: - для природной среды (загрязнение вод, загрязнение почвы, загрязнение воздуха); - для объекта (материальные потери, недовыпуск продукции, затраты на ремонт и восстановление, штрафы); - для человека (жертвы, травмы, заболевания). Безопасность является одним из важных факторов, оказывающих влияние на стоимость проектирования и эксплуатации электроустановок. Если не принимать мер для обеспечения безопасности персонала и населения, то расходы на компенсацию ущерба для здоровья многократно превысят расходы на разработку и применение средств защиты и повышение надежности объекта. По данным Международной Организации Труда ежегодно в мире более чем 120 миллионов людей получают травмы. Если не учитывать природные катастрофы и аварии на транспорте, то 7-13% смертельных случаев связано с электричеством (см. модель промышленной безопасности). Расширение области применения электроэнергии во всех сферах деятельности человека создает предпосылки к росту несчастных случаев по этим причинам. Суммарная стоимость потерь в мире от производственных повреждений в результате воздействия электрического тока превышает 21,0 млрд. $ США. Еще почти 38,0 млрд. долларов теряется в результате пожаров, возникающих в электрических сетях. Это составляет почти 2,0% от суммарных затрат на развитие производства и новые разработки. Электробезопасность человека при эксплуатации электроустановок обеспечивается за счет использования основных технических защитных мероприятий, к которым относятся недоступность токоведущих частей и их надежная изоляция. Эти мероприятия предусматриваются, как правило, на этапе проектирования и монтажа электроустановки или конкретного его элемента. Выбор средств защиты осуществляется на основании классификации электроустановок: а) по параметрам, используемого в них напряжения; б) а в производственных помещениях - по степени опасности поражения электрическим током; • удобства эксплуатации (минимум оперативных переключений, удобство ремонта и доступа к оборудованию, малый радиус обхода, простота схемы и т.д.); • удобство размещения (наличие подъездных путей, подходов, возможность использования грузоподъемных механизмов и приспособлений и т.д.); • возможность расширения объекта; • возможность реконструкции установки с минимальными затратами (с заменой на более мощное оборудование, с более высокими параметрами); • однотипность оборудования (выключателей различного напряжения, типа, трансформаторов и автотрансформаторов, генераторов и т.д.). 3.3. Методика выбора оптимального варианта проектного решения В настоящее время технико-экономическое сравнение конкурентно способных вариантов проектного решения проводят по минимуму приведенных к году затрат. Зпр = К*Ен + И + М(У) – критерий оптимальности где, Ен = 1/Ток – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,125 при сроке окупаемости 8,0 лет; Ток – срок окупаемости (компенсирования) – срок в течении которого капиталовложения окупятся экономией издержек производства; К – капиталовложения в объект (единовременные однократные затраты для создания производства с учетом транспортировки , строительства, монтажа и наладки оборудования); И = Иа + Ио + Ипот – годовые издержки производства. Здесь, Иа = Икр + Ир – амортизационные отчисления (амортизация – это процесс переноса стоимости основных средств на выпускаемую продукцию в целях возмещения их стоимости и накопления средств для последующего восстановления основных средств, полного или частичного). Здесь Икр – отчисления на капитальный ремонт, Ир – отчисления на реновацию (это прибыль). Амортизационный фонд используется на: 1) приобретение нового оборудования, вместо выбывшего из строя; 2) модернизацию оборудования; 3) механизацию и автоматизацию производственных процессов; 4) выполнение НИОКР; 5) реконструкцию, техперевооружение и расширение производства; 6) новое строительство). Ио – издержки на обслуживание оборудования (текущий ремонт и зарплату персоналу), для поддержания оборудования в работоспособном состоянии; Ипот – суммарные затраты на возмещение потерь активной и реактивной мощности и энергии в элементах электроустановки. При этом экономический эквивалент потерь реактивной мощности составляет 0,01-0,15 кВт/кВар). Его можно принимать при проектировании равным 6-8 % от тарифа на ЭЭ. М(У) = Ус + Уп + Уокр.ср + Усоц – ущерб от недовыдачи генерирующей мощности и энергии в ЭЭС, недоотпуска электроэнергии потребителям, от вредного воздействия на окружающую среду (отравление и загрязнение водных источников, лесных и с/х угодий, воздушного бассейна) и социальные последствия (смертельный исход, отрицательное влияние на состояние и здоровье людей, смотри приведенную выше функциональную модель промышленной безопасности). Журнал «Энергетик», 2004, № 2. Мисриханов М.Ш.и др. О технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок при проектировании. Зпр – предпочтительнее при выборе проектного решения. Максимум прибыли при планово-экономической деятельности предприятий, что регламентируется: взаимоотношениями с властью при согласовании тарифов, определении источников финансирования, оценки рентабельности, срока окупаемости, эффективности внедрения энергосберегающих технологий. Журнал «Вести в электроэнергетике», 2006, № 6. Чубайс А.Б. Надежность энергоснабжения …». ФОРЭМ: РДД - рынок двухсторонних договор; ССТ- сектор свободной торговли- рынок энергии и мощности с динамикой цен по часам внутри суток, недели, сезона и.д. Величина ущерба в ЭЭС (Ус) и у потребителей (Упот) из-за выхода из строя оборудования ЭС и ПС обусловлена следующими основными факторами (Ус = Уп + Уд + Ук + Уо, и аналогично у потребителей Упот = Уп + Уд + Ук + Уо), что соответствует модели промышленной безопасности показанной выше: 1. Необходимостью проведения внеплановых (аварийных) ремонтов поврежденного оборудования или его полной замены (Уп - прямой ущерб, который составляет 25-60% от суммарного значения ущерба); 2. Изменением и, как правило, ухудшением, режима работы оборудования ЭЭС и производственного комплекса потребителя (Уд - дополнительный ущерб, который вызывается включением в работу менее экономичного резервного оборудования, неоптимальным распределением потоков мощности, снижением качества ЭЭ и как следствие увеличением потерь электроэнергии, нарушением технологического процесса, браком и ухудшением качества продукции); 3. Неполным использованием основных и оборотных материальных средств ЭЭС и промышленных предприятий (Ук - косвенный ущерб) Укосв = К*Ен*Тав/Тг 4. Недовыработкой продукции ЭЭС и промышленными предприятиями (основной ущерб) – Уосн = Тав / Тг*(Из.п. + Инакл). При проектировании электроустановок ущерб, вызванный отказом элементов ЭЭС, может быть определен с помощью удельных значений ущерба (Уо с, Уоп )с учетом коэффициента индексации уровня цен по отношению к 1989-1990 г.г., который в 2005 г составлял 35-37, а в 2011 году 50-55. Значение удельного ущерба для промышленных предприятий может быть принято равным Уо пот = 0,45 руб./кВт.ч при длительности перерыва в электроснабжении до 3,0 ч (Уо пот = 0,75 руб./кВт.ч - для с/х потребителей). Удельное значение ущерба в ЭЭС вызванный потерей генерирующей мощности составляет около 0,15 руб./кВт.ч (без учета затрат на аварийный ремонт оборудования и ущерба от снижения качества электрической энергии). На данный период времени удельный ущерб может составлять Уо п = (1,5 – 4,0) дол /кВт*ч. Значения удельного ущерба Уо с и Уо пот подлежат корректировке с учетом современных требований надежности работы электроустановок. Удельное значение ущерба потребителей от снижения частоты тока можно определить с помощью графической зависимости Уоf = F(f) и также требует корректировки. Уровень штрафных санкций к энергоснабжающей организации за неудовлетворительное качество электрической и тепловой энергии определяется законодательными актами с учетом требований ГОСТ 13109-97 на качество ЭЭ и договорных обязательств энергоснабжающей организации и потребителей. Ущерб окружающей среде от ненадежности работы оборудования ЭС и ПС оценивается государственными экологическими структурами (Госкомприроды). Порядок ТЭР и определения критерия оптимальности (приведенных затрат) проектного решения (Зпр = Ен*К + И + У): 1. Определение капиталовложений в проектное решение (Ксум). 2. Расчет годовых издержек на капитальный ремонт (амортизационные отчисления в настоящее время рассматривается как прибыль) электроустановки (Иа =а*Ксум). 3. Расчет годовых расходов на текущий ремонт электроустановки и зарплату обслуживающему персоналу (Ио = в*Ксум). 4. Определение издержек на потери активной и реактивной мощности и электроэнергии в элементах проектируемой электроустановки. При проектировании ЭС и ПС потери электрической энергии рассматриваются, как дополнительный потребитель ЭЭ, в покрытии нагрузки которого участвуют как базовые, так и пиковые электрические станции. Стоимость потерь ЭЭ в элементах электроустановки определяются по замыкающим затратам на производство ЭЭ базовыми (В2) и пиковыми (В1) ЭС и рассчитывается следующим образом. Wпот = Тр Pхх + Pкз *(Sмакс/Sном)*Тмакс (для трансформаторов), Ипот = В1 *Тмакс *Рпер + В2* Тр*Рпост, где Тр = Тг – Тпл – Тав – время работы трансформатора, Тмакс – время максимальных потерь ЭЭ. Экономический эквивалент потерь реактивной мощности (Q) составляет 0,01-0,15 кВт/кВар. При неизвестных параметрах электрической сети можно по (Гительман) принимать (0,06-0,08) кВт/кВар, т.е. (6-8)% от тарифа по ЭЭ. Стоимость ЭЭ при двухставочном тарифе определяется по формуле Сэ = Ам/ Нм + Вэ, где Ам – ставка платы за 1 кВт мощности потребителя в часы общесистемного максимума, Нм – годовое число часов использования установленной мощности потребителя, Вэ – ставка платы за кВт*ч ЭЭ расчетного периода. 5. Расчет ущерба от недоотпуска генерирующей мощности и энергии в энергосистему из-за отказа элементов электроустановки. Для учета М(У) при проектировании электроустановок определяют среднегодовой недоотпуск электроэнергии в ЭЭС (Wг) и потребителям (Wп) из-за отказа какого-то элемента (выключателя, трансформатора, генератора) Wг = Ту/Тг * Pнг * Tв * ω * (1 – q), Wпотр = (Рмакс * Тмакс * ω *Tв) / Тг, Ус = Уо.с* Wг, Упот = Wпотр * Уо.пот Здесь, q – вероятность ремонтного режима блока, всех его основных элементов (К- котла, Т – турбины, Г – генератора, Т - трансформатора). 6. Расчет ущерба от ограничения электроснабжения потребителей и снижения качества электроэнергии при отказе элементов проектируемой электроустановки (потери генерирующей мощности, Рг) и нарушении баланса активной мощности в ЭЭС, когда работает АЧР с действием на отключение потребителя, по мощности равного Рдеф в период максимума нагрузки в энергосистеме (по данным системного оператора с 7 ч утра до 23 ч вечера). Wпот = Тмакс/Тг * Рдеф * tпик /24, (Рдеф = Рг – Ррез ээс), При работе ЭЭС на пониженной частоте ущерб потребителям определяется следующим образом Здесь Wпотр.f = Рмакс * Тав* ω* t /24 – количество ЭЭ, отпущенной потребителями на пониженной частоте тока, Уfo = f (f), Уоu = f (U) Упот = Уо.пот *Wп, Упот.f = Уоf *Wпотр.f q = (ωгТг + ωтрТтр + ωт Tт + ωкTк)/ 8760 – вероятность аварийного ремонтного состояния энергетического блока (К-Т-Г-Тр). 7. Определение последствий влияния на окружающую среду и состояние людей из-за отказа элементов энергосистемы (в том числе в виде штрафных санкций по возмещению ущерба от вредного влияния на окружающую среду и население). Протасов В.Ф. Экология, охрана природы…. М.: Финансы и статистика, 2005. – 380 с. (Платежи за вредные выбросы и сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду). 8. Порядок выбора оптимального варианта проектного решения. Так как целевая функция приведенных затрат не отражает всех вышеназванных показателей качества проектного решения, то принимаемое проектное решение по минимуму Зпр нельзя считать строго оптимальным. Поэтому рекомендуется следующий порядок (алгоритм) выбора наилучшего проектного решения: • намечают ряд всех возможных вариантов проектного решения, удовлетворяющих вышеназванным условиям и положениям НТП (Свода правил по проектированию ТЭС, см. п.539); • для каждого варианта определяют значение целевой функции Зпр; • отбирают варианты входящие в зону наименьших затрат, для которых Зпр отличаются не более чем на 5 %; • проводят дополнительное сопоставление конкурентно-способных вариантов по другим критериям, не отображенным в целевой функции (не имеющих стоимостного выражения). 4. Проектирование главной схемы электрических соединений электроустановок (ЭС и ПС) Согласно ГОСТ 24291-83 главная схема – это схема электрических соединений для полного состава электрооборудования электроустановки (ЭС, ПС) с указанием основных параметров всех ее элементов и представляется в виде чертежа выполненного в соответствии с требований ГОСТ на графические и буквенные обозначения и спецификации на электрооборудование электроустановки. Электрическая линия, линия электропередачи (ЛЭП) – электрическая линия, выходящая за пределы ЭС или ПС, и предназначенная для передачи ЭЭ на расстояние. Балаков Ю.Н. Схемы выдачи мощности электростанций: Методологические аспекты формирования / Ю.Н.Балаков, Ш.Р. Мисриханов, А.В.Шунтов. – М.: Энергоатомиздат, 2002. – 287 с. Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок / Ю.Н.Балаков, М.Ш.Мисриханов, А.В.Шунтов. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. -288 с. СТО ОАО «ФСК ЕЭС». Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ (Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010, № 420). О новых конструктивных и схемных решениях для РУ – 110 и 220 кВ / М.Ш.Мисриханов, В.Е.Федоров. А.В.Шунтов // Международный научный симпозиум им. Ю.Н.Руденко, вып.59, «методические и практические проблемы надежности либерализованных систем энергетики.- Иркутск: 2009.- С. 351-357. ГОСТ 21027-75. Системы энергетические. Термины и определения (Живучесть ЭЭС – способность энергосистемы противостоять цепочному развитию аварийных режимов). ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и определения. Базисный режим электрических станций – режим работы ЭС с заданной, практически постоянной мощностью в течении установленного интервала времени. Маневренный режим ЭС. Руст – наибольшая активная электрическая мощность, с которой электроустановка может длительно работать без перегрузки в соответствии с техническими условиями или паспортом на оборудование. Располагаемая мощность агрегата – установленная мощность генератора агрегата (ЭС), за вычетом ограничений его мощности. Тариф на ЭЭ (ТЭ) – система ставок, по которым взимается плата за потребленную ЭЭ (ТЭ). 4.1. Общие (системные) требования к главным схемам электроустановок Главная схема электрических соединений ЭС является частью ЭЭС и выбирается с учетом ряда требований, обеспечивающих надежность и устойчивость работы, как ЭС так и ЭЭС в целом, в том числе формирование интеллектуальных электрических сетей: - обеспечение оптимальных уровней ТКЗ (31,5 кА при 110–150 кВ, 40 кА при 220–330 кВ, 63 кА при 500–750 кВ), которые уточняются на основании ТЭР; • удовлетворение требованиям охраны окружающей среды (обеспечение наименьшей зоны отчуждения для сетевого строительства и минимального электромагнитного влияния работы силового оборудования на приборы и устройства связи и телекоммуникаций и их совместимости, вибрации и шума и др.); • возможность реализации современной и надежной релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики; • экономичность передачи и распределения (перераспределения) мощности ЭС (Uэк = 1000/ , где L длина ЛЭП, км, Рл – передаваемая мощность, МВт); • обеспечение маневрирования резервами мощности ЭЭС (ОЭС) в экономически обоснованных пределах; • надежная выдача избытка мощности ЭС в ЭЭС и питание местных узлов нагрузки. 4.2. Порядок проектирования главной схемы электрических соединений ЭС 4.2.1. Выбор (или уточнение) схемы присоединения электрической станции к энергосистеме: • выбор уровня напряжения для выдачи мощности ЭС в ЭЭС (в КП следует уточнить обоснованность заданных уровней напряжения и числа ЛЭП) учитывая экономические и технические критерии ЛЭП различного напряжения в зависимости от вида тока, протяженности и типа ЛЭП, запаса статической и динамической устойчивости в нормальном и аварийном режимах, предельной передаваемой мощности и значений нерегулируемых колебаний); • определение желательного (оптимального) распределения генерирующих мощностей; • выбор числа (Nл > Pвыд / Pнат, является предельным при поддержании требуемых уровней напряжения по узлам сети 110 и 220 кВ при выборе сечения по экономической плотноститока, за счет компенсирующих устройств общих сетей), направления и пропускной способности ЛЭП каждого напряжения; • обеспечение питания ЭЭ местной нагрузки; • оценка возможности (целесообразности) присоединения части блоков ЭС к РУ ближайшей ПС; • выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности (методом интервалов тока или активной мощности) и проверка выбранного сечения по условию нагрева (Iдоп) в нормальном, ремонтном и после аварийном режимах и при КЗ (на термическую и электродинамическую стойкость), а для ВЛ-500 кВ и выше по условиям короны и радиопомех и предела передаваемой мощности (Рнатур = Uс * Uс / Zв = Uс*Uс / (Lо / Со)½ - когда ЛЭП не генерирует и не потребляет реактивную мощность, т.е. когда волновое сопротивление равно активной нагрузке ЛЭП конечной длины, т.е. когда Qл = Qэл - Qм = 0, Qэл – мощность электрического поля ЛЭП, Qм – мощность магнитного поля ЛЭП) с учетом варианта их расщепления. Таким образом, при загрзке ЛЭП больше Рнат линия становится мощной реактивной нагрузкой. Для осуществления такого режима нужны источники реактивной мощности. Компенсация дисбаланса Qл необходима для поддержания уровней напряжения, а в итоге и пропускной способности ЛЭП. Доля затрат на источники Q в суммарных затратах по ЛЭП резко возрастают с увеличением номинального напряжения (Uном) электрической сети). • оценка возможности (целесообразности) применения на ЭС двух РУ одного напряжения; При выборе схемы присоединения ЭС к ЭЭС необходимо знать: • графики нагрузок генераторов и потребителей; • тип и мощность генераторов и их систем возбуждения; • величину системных и межсистемных потоков мощности и их характер; • уровень токов короткого замыкания от ЭЭС; • режимные ограничения по перетокам активной мощности; • условия эксплуатации электрических сетей (по данным ФСК, ММСК – межрегиональных магистральных сетевых компаний, РСК – региональных сетевых компаний); • стоимость, производимой ЭЭ (по данным СО – системного оператора РАО ЕЭС); • стоимость не до отпущенной электрической энергии, при условии неполной схемы, т.е. потери одного элемента электрической сети (р-1), а в ряде стран (Япония, например) применяют принцип (р-2). В России вероятное время дефицита составляет (1-0,996) в год, что равно 40 ч. Частота отключения одно-цепной воздушной линии составляет 5-10 и более раз в год; • недопущение нарушения динамической устойчивости ЭЭС и снижения напряжения в генерирующих узлах сети; • требования по регулированию напряжения в характерных узлах ЭЭС, установке шунтирующих и дугогасящих реакторов, УПК, СК, АСК, АСТГ, АСГГ, БСК и т.д. Классификация электрических сетей: • 6–10 кВ – распределительные сети систем электроснабжения промышленных предприятий, которые строятся по принципу двухлучевых (для ЭП 1-ой категории), петлевых (для ЭП 2-ой категории) и сочетания петлевых и радиальных сетей (для ЭП 3-ей категории); • 35–220, 330 и 500 кВ – распределительные сети ЭЭС (в радиусе действия 30–100 км); • 220–500 кВ – основные электрические сети РАО ЕЭС (ЕНС – единые национальные сети России); • 500, 750, 1150 кВ переменного тока (800, 1500 кВ постоянного тока) – электрические сети (ЕНС России) межсистемных линий связи и дальних ЛЭП от сверхмощных ЭС (ГЭС, АЭС, ГРЭС - КЭС). Экономические и технические критерии использования ЛЭП различного напряжения: К з.ст = (Рмакс – Р доп)/Р доп, где Кз.ст(н) = 20% , К з.ст(ав)= 8% , Р макс – функция от напряжения и длины ЛЭП, значение предельной передаваемой мощности на одну цепь (МВт ) при наибольшей длине ЛЭП (км) , Р доп = (Рмакс – Ркн)/(К з.ст + 1), Р кн = К * Р 1 , К = 1,1 – 1,7 – нерегулируемые колебания, Р 1 – передаваемая мощность по ЛЭП. 4.3 Выбор структурной схемы электрических станций и подстанций Структурная схема – это схема, определяющая составные части ЭС (ПС), их назначение и взаимосвязь (генераторы, трансформаторы и автотрансформаторы, сборные шины РУ, источники питания собственных нужд, связь с ЭЭС). Структурная схема ЭС (ПС) характеризует: • распределение генераторов между РУ различного напряжения; • трансформаторные (АТ) связи между РУ; • принцип построения электрической схемы ЭС (блочный, не блочный, с простыми, укрупненными или объединенными блоками, с выключателями или без них на генераторном напряжении блоков генератор-трансформатор или автотрансформатор); • систему резервирования электроснабжения потребителей собственных нужд ЭС (ПС). При составлении вариантов структурной схемы ЭС в учебном проектировании можно учитывать в РУ только выключатели трансформаторных (АТ) связей, выбранные по номинальным параметрам (номинальному напряжению и току). Порядок выбора структурной схемы электроустановки: • составляется полный перечень технически возможных вариантов, с учетом пускорезервных источников питания собственных нужд электроустановки; • для каждого варианта выбирают число, мощность и тип трансформатора (АТ); • для каждого варианта определяют технико-экономические показатели и целевую функцию (приведенные затраты), с учетом вероятного ущерба вызванного отказом элементов структурной схемы электроустановки (трансформаторов и АТ); • на основании анализа результатов целевой функции (Зпр) и других (не стоимостных) показателей качества выбирают наилучший (оптимальный) вариант структурной схем проектируемого объекта. 4.3.1. Выбор структурной схемы КЭС, ГТС, ГЭС, ГАЭС, АЭС. При выборе структурной схемы ЭС блочного типа применяют следующие схемы блоков: • блок генератор-трансформатор без выключателя на генераторном напряжении с глухим ответвлением на собственные нужды; • блок генератор-трансформатор с выключателем на генераторном напряжении с глухим ответвлением (между выключателем и трансформатором) на СН; • блок генератор-трансформатор с выключателем на генераторном напряжении с ответвлением через выключатель на СН; • блок генератор-АТ (трехобмоточный трансформатор) с выключателем на генераторном напряжении и глухим ответвлением на СН; • объединенный блок с одним выключателем на высокой стороне, на базе двух блоков генератор-трансформатор с выключателем на генераторном напряжении с глухим ответвлением на СН; • объединенный блок, на базе двух блоков генератор-трансформатор с двумя последовательно включенными выключателями генераторного напряжения и глухим ответвлением на СН; • объединенный блок генератор-два трансформатора, присоединенных к различным распределительным устройствам, с одним или двумя выключателями генераторного напряжения и глухим ответвлением на СН; • укрупненный блок, два генератора–двухобмоточный трансформатор с разъединителями на генераторном напряжении и глухим ответвлением на СН; • укрупненный блок, два генератора - двухобмоточный трансформатор с выключателями генераторного напряжения и глухим ответвлением на СН; • укрупненный блок, два генератора – трансформатор с расщепленной низшей обмоткой, с выключателями (в том числе с вариантом соединения двух последовательных выключателей) генераторного напряжения и глухим ответвлением на СН; • укрупненный блок, несколько генераторов – трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с выключателями генераторного напряжения и ответвлением на СН; • укрупненный блок генератор (с двумя самостоятельными статорными обмотками) – трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с ответвлением на СН. Оптимальный вариант блока определяется на основе технико-экономического сопоставления вариантов блоков с учетом установленной и резервной мощности ЭЭС (Руст, Ррез). Генераторный выключатель устанавливается обязательно в укрупненных и объединенных блоках, в цепи блока генератор–АТ (трех обмоточный трансформатор). Генераторный выключатель в цепи простых блоков устанавливают на пиковых и полупиковых ЭС, для которых характерны частые пуски и остановы агрегатов (ГТС, ГАЭС, КЭС) и на ЭС, если отключение выключателя высокого напряжения блока вызывает изменение схемы РУ, что характерно для кольцевых РУ (многоугольника, полуторной и других схем РУ). Установка генераторного выключателя блока, снижая его надежность, оказывает заметное положительное влияние на надежность питания потребителей СН и следовательно, на схему резервирования питания собственных нужд электроустановки, в том числе на количество и мощность РТСН и ПРТСН. Укрупненные блоки, как правило, применяются на ГЭС. При выборе укрупненных блоков на ГЭС требуется проверка условия экономичности использования водных ресурсов в паводковый период, системные требования по резервированию энергетической мощности и энергии и надежности работы гидротехнического оборудования ЭС. Вариации структурных схем электрических станций блочного типа (КЭС, ГЭС, ГАЭС, АЭС) зависят от уровня напряжения и количества распределительных устройств ЭС, от соотношения напряжений РУ, от схемы применяемых блоков, в том числе удлиненных блоков (генератор–трансформатор–линия, трансформатор–линия), режима работы электроустановки, схемы резервирования СН. 4.3.2. Выбор структурной схемы ТЭЦ Структурные электрические схемы ТЭЦ стоятся: по блочному принципу, с распределительным устройством генераторного напряжения и смешанного типа (с ГРУ и блоками генератор-трансформатор работающими на РУ повышенного напряжения). ТЭЦ с ГРУ предусматриваются при совпадении напряжения генераторов и потребителей местной нагрузки (когда местная нагрузка составляет не менее 50,0% от установленной мощности ТЭЦ). На ТЭЦ применяют только единичные блоки, с целью обеспечения надежности теплоснабжения потребителей. Блочные ТЭЦ строятся в районах обеспеченных электрической энергией от ближайших подстанций и в случае установки на ЭС крупных блоков (по технико-экономическим соображениям), когда напряжение возможных потребителей не совпадает с напряжением генераторов. Блочный принцип построения может быть оправдан, когда нагрузка на генераторном напряжении не превышает 15,0% от установленной мощности генераторов ТЭЦ и требует соответствующего технико-экономического обоснования. Следовательно, варианты структурных схем ТЭЦ определяются многочисленными факторами, в том числе: • количеством распределительных устройств (ГРУ, РУСН, РУВН); • соотношением местной нагрузки на генераторном напряжении от установленной мощности ЭС; • количеством и мощностью турбоагрегатов; • схемой резервирования электроснабжения СН; • соотношением напряжения РУ среднего и высшего напряжений; • типом турбоагрегатов, в том числе турбин (Т, ПТ, Р и др.) и генераторов (ТЗФ, ТЗВ, ТЗФА, ТЗВА и др.); • электрической и тепловой мощностью ТЭЦ; • способами и средствами ограничения ТКЗ на генераторном напряжении. 4.3.3. Выбор структурной схемы подстанции Варианты структурных электрических схем ПС определяются следующими факторами: • типом ПС (местного, системного или межсистемного значения); • мощностью нагрузки каждого напряжения; • количеством и соотношением напряжений распределительных устройств; • мощностью и характером местной нагрузки; • наличием компенсирующих устройств (батарей конденсаторов продольной и поперечной компенсации, ШР, СК и АСК) и других элементов интеллектуальных электрических сетей; • способом регулирования напряжения (РПН трансформаторов и АТ, ЛР, ВДТ, УШР и т.д.); • способом ограничения ТКЗ (в том числе однофазных токов замыкания на землю в сетях с различными режимами нейтрали). 4.3.4. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов (автотрансформаторов) электрических станций и подстанций При выборе трансформаторов (АТ) решается вопрос выбора числа, типа и мощности их для рассматриваемой структурной схемы электроустановки. При этом рекомендуются принимать во внимание следующее: • в первую очередь принимать к установке трехфазные трансформаторы (группа однофазных и трехфазных трансформаторов применяется из-за транспортных ограничений или из-за сложности их изготовления по технологическим соображениям); • резервная фаза применяется (согласно НТП) при девяти единицах блочных (авто)трансформаторов и для одной группы автотрансформаторов связи между РУВН и РУСН (для замены вышедшей из строя фазы АТ с помощью перемычек при снятом напряжении и путем перекатки на место поврежденной фазы, а также с помощью специальной схемы, позволяющей включать резервную фазу для замены любой из фаз группы однофазного оборудования без перекатки резервного оборудования, что требует ТЭО); • все трех обмоточные трансформаторы и АТ и двух обмоточные трансформаторы связи ЭС и ПС должны иметь устройства РПН; • число трансформаторов и АТ связи выбирают по условиям обеспечения надежности электроснабжения потребителей или связи между РУВН и РУСН или связи с ЭЭС и по режимным соображениям (с целью разделения питания толчковой или специальной нагрузки); • номинальная мощность трансформаторов (АТ) выбирают с учетом допустимой аварийной и (или) систематической перегрузок в соответствии с ГОСТ 14209-97. Инструкция по эксплуатации масляных трансформаторов. Выбор блочных трансформаторов (АТ). Мощность трансформатора (низшей обмотки трех обмоточного трансформатора и автотрансформатора) не должна быть меньше мощности генератора, с учетом отбора мощности на СН и питания местной нагрузки. Блочный трансформатор принимают с ПБВ и без ПБВ (в соответствии с новой стратегией в трансформаторостроении). Выбор резервных блочных трансформаторов считается по (Ю.Н.Балакову) нецелесообразным. Для выбора мощности и расчета потерь ЭЭ в трансформаторах (при ТЭР) необходимо построение характерных суточных графиков нагрузки (осенне-зимних и весенне-летних) для каждой обмотки. При выборе блочных АТ, требуется проверка их возможности работы в комбинированных режимах (при одновременной выдачи мощности генератора в сеть одного напряжения и передачи дополнительного потока мощности из сети другого напряжения, когда возможна перегрузка общей или последовательной обмоток АТ). Sт.расч = Sн.г – Sсн < Sт.ном Sт.расч = Sн.г – Sсн – Sнагр < Sт.ном S т.расч= Sн.г – Sсн < Sн.н.ат., где Sн.н.ат < или = S тип= Kв*Sном ат.; Sо*Sо = (Kв Pвн + Pнн) *(Kв Pвн + Pнн) + (Kв Qвн + Qнн)*(Kв Qвн + Qнн) – загрузка общей обмотки автотрансформатора в комбинированном режиме, Sп*Sп / Kв*Кв = (Pсн + Pнн)*(Pсн + Pнн) + (Qсн +Qнн)*(Qсн + Qнн) – загрузка последовательной обмотки автотрансформатора в комбинированном режиме. Если суточный график загрузки блока имеет явный провал в ночное время, то мощность трансформатора выбирается с учетом допустимой систематической перегрузкой, определяемой по ГОСТ 14209-97. Особенно целесообразно учитывать систематическую перегрузку для блочных трансформаторов пиковых и полупиковых ЭС, которые получают широкое распространение в ЭЭС (ГАЭС, ГТС, полупиковые ГРЭС). На ГЭС перегрузочная способность трансформаторов блоков не учитывается, так как в период паводка (для исключения холостых сбросов воды) ГЭС должны работать в базовой части графика нагрузки ЭЭС. Выбор трансформаторов (АТ) связи ЭС и ПС. Sт.ном > Sпер / Кп.сист (n =1), Sт.ном > Sпер/ n Кз.н (n>1), Sт.ном > Sпер / (n -1)Кз.ав, Sт.ном > S пер.ав./ n Кз.ав Здесь Sпер – переток мощности в нормальном режиме, Sпер.ав – переток мощности в аварийном режиме (в ЭЭС или при отказе блока генератор-трансформатор), Кп.сист – коэффициент систематической перегрузки величиной до 1,5, Кз.н. – загрузка трансформаторов в нормальном режиме 0,7-0,8, но не более 1, Кз.ав – коэффициент аварийной перегрузки величиной не более 1,4 (в течении пяти суток по шесть часов в часы максимума нагрузки), n –количество трансформаторов (автотрансформаторов) связи. Расчетная мощность трансформаторов (АТ) связи ЭС и ПС определяется на основе анализа потоков мощности по обмоткам (путем построения графиков нагрузки) в нормальном и возможных послеаварийных режимах на ЭС и ЭЭС. При аварийных режимах в электроустановках допускается их перегрузка, отвечающая требованиям ГОСТ 14209-97 (в зависимости от типа трансформатора, режима его загрузки в предшествующем режиме и температуры окружающей среды). На ТЭЦ с ГРУ, для повышения надежности питания СН, считается целесообразным установка двух трансформаторов связи. Установка на ЭС двух трехобмоточных трансформаторов (АТ) или одной группы однофазного оборудования с резервной фазой обосновывается технико-экономическими расчетами. На подстанциях возможна установка одного трансформатора для питания неответственных потребителей и когда потребители первой категории имеют резервный, в том числе автономный, источник питания. При этом предусматривается складской резерв оборудования, обеспечивающий замену трансформатора в течение одних суток. Чаще всего на ПС устанавливают по два трансформатора, что считается наиболее выгодным и простым проектным решением. Установка на ПС трех, четырех и более трансформаторов необходима в электроустановках с тремя и четырьмя напряжениями или на крупных ПС из-за ограниченной единичной мощности трансформаторов или при необходимости разделения питания потребителей по требования ГОСТ на качество ЭЭ при наличии толчковой нагрузки (прокатные станы, тяговая железнодорожная нагрузка, электродуговые печи и т.п.) или условиям электробезопасности в системах электроснабжения (при наличии специальной нагрузки, например, электрических котельных) или на этапе реконструкции ПС. Установка большего числа трансформаторов на ПС может быть обоснована также при учете динамики роста нагрузки проектируемой ПС по годам при длительном сроке строительства и набора промышленным предприятием проектной производственной мощности. При выборе автотрансформаторов с подключением к его третьей (низшей) обмотке синхронного компенсатора необходима проверка загрузки его общей или последовательной обмотки при возможной его работе в комбинированном режиме. 4.3.5. Порядок выбора оптимального варианта структурной схемы электроустановки: • намечают перечень технически возможных вариантов структурной электрической схемы объекта; • для каждого варианта выбирают основное оборудование (генераторы, трансформаторы) и коммутационные аппараты (в учебном проектировании коммутационные аппараты можно выбирать по номинальным параметрам); • определяют капитальные вложения для каждого варианта (отличающихся частей схемы); • определяют ежегодные эксплуатационные расходы, в том числе от потерь активной и реактивной мощности и энергии; • определяют математическое ожидание недоотпущенной генераторами ЭС электрической энергии в ЭЭС, из-за отказов элементов структурных схем электроустановки; • определяют величину, вероятного недоотпуска электрической энергии потребителям, из-за отказов элементов структурных схем электроустановки; • определяют для каждого варианта значение приведенных ежегодных затрат с учетом вероятного ущерба от недоотпуска мощности и энергии в ЭЭС и потребителям; • по величине приведенных затрат, с учетом показателей качества не стоимостного характера, находят оптимальный вариант структурной схемы проектируемого объекта. Годовые потери мощности и энергии в элементах электроустановки определяют для нормального режима работы ЭС и ПС. При проектировании однотрансформаторных ПС учет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям обязателен. При проектировании двух трансформаторных ПС учет ущерба необходим, если предполагается ограничение питания потребителей (3-ей категории) на период аварийной ситуации в электроустановке. 4.4. Выбор схем распределительных устройств электроустановок (РУ) РУ – это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической мощности и энергии и имеет в своем составе различные аппараты и вспомогательные устройства (сборные шины, выключатели, разъединители, ТА, ТV, разрядники и ОПН, реакторы различного назначения, элементы FACST управляемых ЛЭП и т.д.). При выборе схем РУ электроустановок учитывают следующие основные факторы: • номинальное напряжение; • тип электроустановки (электрическая станция или подстанция, ТЭЦ, ГРЭС, АЭС и т.д., их мощность, режим работы, ОРУ или ЗРУ и др.); • назначение РУ, число присоединений, их мощность; • схема электрической сети, к которой присоединяется РУ; • наличие синхронных компенсаторов, токоограничивающих, ДГР и шунтирующих реакторов, батарей статических конденсаторов продольной и поперечной компенсации реактивной мощности, СТАТКОМ; • резервная генерирующая мощность в ЭЭС (Ррез); • пропускная способность линий связи с ЭЭС, с учетом их конструктивных особенностей (ВЛ, КЛ, вариантов расщепления и др.) • очередность сооружения; • перспективы расширения; • уровень ТКЗ; • уровень надежности работы элементов электроустановки, в том числе учет отказа СШ, МШВ, СВ, ТА, ошиновки, ШР, ячеек трансформаторов напряжения, разрядников и ОПН, УРОВ, РЗ и А СШ. Статистика показывает, что четвертая часть всех отказов СШ приводит к полному погашению обеих ССШ.; • предельно допустимая потеря генерирующей мощности и ограничения перетоков мощности по ЛЭП. При выборе схем распределительных устройств ЭС и ПС за основу принимаются рекомендации норм технологического проектирования электроустановок (ПС, ТЭС, АЭС, ГЭС) и требуется ТЭО. Чередование присоединений блоков и ЛЭП в схемах три вторых и четыре третьих требует ТЭО, с учетом затрат на землю и конструкцию РУ, особенно при использовании КРУЭ. 4.4.1. Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ (6-10 кВ) и ПС (6-35 кВ). Схемы генераторных распределительных устройств (ГРУ) выбираются из условия обеспечения надежного электроснабжения электроприемников (ЭП) и собственных нужд в нормальном, ремонтном и аварийном режимах и выдачи избытка мощности и энергии ТЭЦ в ЭЭС. При этом необходимо учитывать возможность расширения электроустановки. Наиболее рациональными при этом являются следующие схемы ГРУ: • одинарная секционированная по числу генераторов система шин; • двойная система шин, одна из которых секционированная по числу генераторов. Опыт проектирования и эксплуатации электроустановок показывает необходимость применения в этих схемах ГРУ линейных, трансформаторных и секционных токоограничивающих реакторов различного типа. Разнообразие секционирования систем сборных шин ГРУ зависит от числа секций, способов ограничения токов КЗ, числа и типа трансформаторов связи ТЭЦ. При числе секций четыре и более, как правило, применяют парное секционирование или кольцевую схему секционирования сборных шин ГРУ. 4.4.2. Выбор схем распределительных устройств напряжением (6-35 кВ) подстанций. На РУ 6-10 кВ ПС, как правило, применяют одинарную систему сборных шин, разделенную чаще всего на две - четыре секции (по числу трансформаторов или обмоток расщепления трансформаторов). При этом ориентируются, исключительно, на применение комплектных распределительных устройств (КРУ) с выключателями на выкатных тележках. На РУ 35 кВ ПС применяют одинарную секционированную систему сборных шин, а при большом числе присоединений (восемь ЛЭП и более) находит применение двойная система сборных шин с фиксированным распределением присоединений. Все, выше названные схемы РУ допускают отключение присоединения на период ремонта выключателя. Надежность работы электроустановки и электроснабжения потребителей при этом обеспечивается следующими мерами: • наличием ремонтной ячейки КРУ; • совмещением планового ремонта выключателя и присоединения (ЛЭП, трансформатора, генератора); • применением более надежных коммутационных аппаратов и сокращением сроков ремонта выключателей и оборудования присоединений, имеющим больший межремонтный период и ресурс, в том числе вакуумные и элегазовые аппараты; • применение устройств не требующих ремонта в течение нормированного срока службы (25-30 лет). 4.4.3. Выбор схем распределительных устройств повышенного напряжения (110 кВ и выше) с учетом показателей надежности (с критерием потери одного элемента ЭЭС). В ряде стран применяют критерий потери двух элементов ЭЭС (р-2), когда, как правило, используются 2-х цепные ЛЭП, что не характерно для России. Все плановые простои элементов сети предполагают осуществлять в период сезонного снижения нагрузок. РУ повышенного напряжения относятся к наиболее ответственным составным частям ЭЭС и оказывают значительное влияние не только на надежность электроснабжения потребителей соответствующего района, но и определяют надежность работы энергетической системы (ЭЭС и ОЭС) в целом. Поэтому к схемам РУ повышенного напряжения (110 кВ и выше) предъявляются, согласно НТП, следующий ряд требований (см. Балаков Ю.Н., Мириханов М.Ш., Шунтов А.В. Схемы выдачи мощности электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 2002. – 287 с.). • ремонт выключателей 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединений (смотри стратегию развития сетевого хозяйства в части ремонтов выключателей высокого напряжения); • отключение ЛЭП должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями, автотрансформатора связи РУ ЭС и ПС не более чем четырьмя выключателями одного напряжения и не более чем шестью выключателями двух напряжений. При выборе схемы РУ необходимо учитывать следующее. Чем больше ожидается отключений выключателя из-за аварийности элемента ЭЭС или по режимным соображениям (частые включения и отключения генераторов пиковых или полупиковых ЭС), тем меньше должно участвовать выключателей при этом. В этом случае снижается вероятность отказов выключателей, облегчается их ремонт, что повышает уровень надежности РУ; • отказы выключателей РУ не должны приводить, при различных режимах работы электроустановки, к одновременному отключению двух параллельных транзитных ЛЭП одного направления, одновременному отключению ЛЭП, когда возможно нарушение устойчивости работы ЭЭС и ОЭС, к одновременному отключению нескольких энергетических блоков, когда может быть нарушен баланс генерирующих мощностей ЭЭС или ОЭС, с последующим нарушением нормального режима работы ЭЭС и ухудшением качества электроэнергии (КЭЭ). В зависимости от числа выключателей на присоединение выделено четыре группы схем РУ: • РУ с коммутацией присоединений одним выключателем (одна или две ССШ с обходной, либо без нее, в том числе с использованием двух последовательных секционных выключателей или междушинных выключателей); • РУ с коммутацией двумя выключателями на присоединение (3/2 - полуторная схема РУ, 4/3, различные многоугольники); • РУ с коммутацией присоединений тремя и более выключателями (связанные многоугольники, Г-Т- ЛЭП с уравнительно-обходным многоугольником, трансформаторы-шины- ЛЭП); • РУ упрощенные с числом выключателей меньше количества присоединений (блочные, мостики, расширенные четырехугольники, транзитные РУ – заход-выход). На РУ напряжением 110–220 кВ электрических станций и подстанций с небольшим числом присоединений наиболее целесообразно применение кольцевых схем, в том числе схемы обычных, расширенных и спаренных многоугольников (3х– 6ти угольников), схемы одинарных и двойных мостиков, одинарная секционированная система сборных шин с обходной. На РУ напряжением 110 кВ и выше с большим числом присоединений применяют двойную систему сборных шин с обходной. При 12–16-ти присоединениях рекомендуется секционировать одну систему сборных шин, а при числе присоединений более 16-ти НТП рекомендуют секционировать обе системы шин. При этом возможно совмещение между шинных и обходных выключателей. Для повышения надежности РУ возможно секционирование обходной системы шин разъединителем или выключателем. Для РУ 330 кВ и выше с большим числом присоединений применяются спаренные многоугольники, полуторная схема, схема РУ с четырьмя выключателями на три присоединения, схема генератор–трансформатор–линия с уравнительно-обходным многоугольником. Кроме того, при выборе схем РУ рассматривают различные модификации вышеназванных схем. В том числе: улучшенный вариант полуторной схемы РУ, когда схема РУ расширяется (развивается) начиная с четырехугольника и особенно целесообразно ее применение на сверхвысокие напряжения при восьми присоединениях и более; схемы с двумя выключателями на присоединение; секционирование с помощью двух последовательно соединенных выключателей и соединение сборных шин с помощью двух последовательно соединенных выключателей, с подключением в их цепь АТ связи, что исключает опасность потери двух секций (шин) при повреждении одного из выключателей и сохраняет в работе АТ при повреждении любой системы шин (секции); присоединение трансформаторов ПС и блоков генератор-трансформатор ЭС в схемах РУ–ЛЭП–сборные шины–трансформатор (блок генератор - трансформатор) через выключатели или выключатели нагрузки; схемы мостиков с КЗ и ОД. На схему РУ значительное влияние оказывает способ включения шунтирующих реакторов (глухое включение к ЛЭП на ЭС или присоединение через выключатели на промежуточных ПС) и батарей конденсаторов продольной емкостной компенсации, синхронных компенсаторов и элементов FACST гибких ЛЭП. 4.4.4. Порядок технико-экономических расчетов при выборе схемы РУ: • намечают ряд технически возможных вариантов схем РУ, удовлетворяющих общим и специальным требованиям, сформулированным в НТП (ожидаемый Свод правил по проектированию ТЭС и СТО); • для каждого варианта схемы РУ определяют капитальные вложения в коммутационную аппаратуру, выбранную по результатам расчета ТКЗ (по укрупненным показателям стоимости ячеек выключателей в учебном проектировании); • для каждого варианта схемы РУ определяют количественные показатели надежности (частоту и продолжительность аварийной потери генерирующей мощности и недоотпуск электрической энергии в ЭЭС, частоту и продолжительность перерыва в электроснабжении потребителей и недоотпуск электрической энергии потребителям и величину соответствующего ущерба, а также ущерб от дополнительных потерь мощности и энергии в линиях и трансформаторах) из-за отказов СШ, РЗ и А, ШР, Q, QS, TA, TV, FV и т.д. При этом отказ ячейки присоединений РУ может произойти из-за повреждения каждого из ее элементов (ТА, TV, QS, FV, шинных опор, ВЧ- заградителей, конденсаторов связи, шлейфов и др.). Статистика отказов оборудования показывает, что поток отказов собственно элегазового выключателя с приводом в 10-35 раз меньше соответствующей характеристики для ячейки в целом. Аналогичные выводы можно сделать и с позиции плановых ремонтов оборудования. Так, собственно выключатель с приводом выводят из работы раз в 12-15 лет, в то время как прочие элементы ячейки вынуждают это делать каждые 1-2 года. При этом на них приходится до 90 % длительности простоев. Это доказывает несостоятельность рекомендаций применения обходных систем сборных шин и обходных выключателей. • для каждого варианта схемы РУ определяют значение приведенных затрат (Зпр); • наилучший вариант схемы РУ определяют по минимуму целевой функции (Зпр) с учетом показателей качества проектного решения, не имеющих стоимостного выражения. Величину ущерба разрешается определять в учебном проектировании только из-за отказов выключателей таблично–логическим методом расчета. При определении ущерба за исходные принимаются следующие параметры надежности выключателей: ωст – частота отказа выключателя в статическом состоянии; ωоп = аоп N –частота отказов выключателя при оперативных переключениях; ωавт = аавт ω частота отказов выключателя при автоматическом отключении действием РЗ и А (АВР, АПВ, АПВ с улавливанием синхронизма и т.д.); a авт – относительная частота отказов выключателя при автоматическом отключении, равная N/Nавт; ω – частота отказов присоединения, где установлен данный выключатель (ЛЭП, генератор, трансформатор и автотрансформатор); aоп – относительная частота отказов при переключениях равное N/Nоп; Nоп – число операций выключателем в год, равное числу операций для отключения и последующего включения обслуживаемого присоединения (ЛЭП, трансформатора и т.д.); N - число отказов выключателя при оперативных переключениях; q = (1 – qо) – вероятность нормального состояния схемы; qо = (ωв Tв + ωm Tр) / Tг – вероятность ремонтного состояния схемы. ωв = ωв.соб + а в.авт .ω = ωв.ст + ав.оп. Nоп + а в.авт ω – среднестатистическое значение частоты отказа выключателя, которое уточняется для конкретной схему РУ и условий эксплуатации, в том числе для отдельных присоединений (ЛЭП, КЛ, трансформаторов и автотрансформаторов, ШР). Определение ущерба при выборе схемы РУ таблично–логическим методом: • для принятых по рекомендации НТП вариантов составляют таблицы логических связей при различных режимах работы схемы РУ (нормального и ремонтного при отказах поочередно каждого выключателя); • определяют для каждой схемы РУ недоотпуск ЭЭ в ЭЭС и потребителям (W г, W потр); • определяют для каждого варианта схемы РУ приведенные затраты (Зпр); • по минимуму приведенных затрат находят наилучший вариант схемы РУ. Примечание. Время восстановления работы электроустановки (ЛЭП, трансформатора, генератора, блока генератор-трансформатор, сборных шин и т.д.) определяется продолжительностью ремонта поврежденных элементов (Твост), временем оперативных переключений (Топ) и временем восстановления технологического процесса (Твост.техн). Тпр = Твост, Тп = Топ + Твост.техн. Здесь Топ = 30-45 мин., Твост.техн = 1,5 ч. (для ТЭС из горячего состояния) и Твост.техн = 2- 4 ч. (для АЭС из горячего состояния). 4.5. Общие условия расчета токов короткого замыкания при проектировании электроустановок Выбор электрических аппаратов, проводников и несущих конструкций при проектировании электроустановок требует расчета различных видов КЗ. 4.5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроэнергетических системах при проектировании электрических станций и подстанций Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования / Под ред. И.П.Крючкова, В.А.Старшинова. – М.: Изд-ский центр «Академия», 2012.–416 с. Цели расчета ТКЗ при проектировании электроустановок сформулированы в ПУЭ и в следующих стандартах: ГОСТ 26522-85. Короткие замыкания в электроустановках. Термины и определения, ГОСТ 27514-87. КЗ в электроустановках. Методы расчетов, ГОСТ Р 50254-92. КЗ в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия ТКЗ, ГОСТ Р 52735-2007. КЗ в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. – М.: Стандартинформ, 2007. – 32 с. (см.п.718), ГОСТ Р 52726-2007. Разъединители и заземлители …, ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели высокого напряжения …., Пособие по изучению ПТЭ (см. п.655) и определяются следующим: • необходимостью оценки электрических аппаратов, токопроводов, кабелей, изоляторов и других токопроводящих и несущих конструкций на электродинамическую и термическую устойчивость (Iд > Iпо, Vк < Vк.макс, Fраз < Fдоп и др.); • оценка и предотвращение схлестывания проводов линий электропередачи и распределительных устройств от динамического действия ТКЗ (b < bдоп); • предотвращение нарушения прочности распорок расщепленных проводов и междуфазных изолирующих распорок ЛЭП и РУ; • выбор средств ограничения ТКЗ на электрических станциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС); • оценка электродинамической стойкости токопроводов (ТВЧ и опорных изоляторов) с учетом (частоты собственных колебаний конструкции) возможного резонанса динамических сил; • проверка электрических аппаратов на коммутационную способность (ток отключения, включения, восстанавливающееся напряжение); • расчет параметров срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (Iс.з., Uс.з.); • оценка чувствительности работы РЗ и А ( Кч > Iкз мин / Iс.з.); • проверка трансформаторов тока, используемых в устройствах РЗ и А, на 10% погрешность при КЗ по предельному значению ТКЗ (Кпред > Iкз / Iн1); • оценка устойчивости работы синхронных генераторов, ЭС, ЛЭП системных и межсистемных связей при КЗ различной степени тяжести (однофазные, двухфазные, трехфазные и двухфазные на землю); • оценка надежности (устойчивости) работы ЭП различного типа (АД и СД), в том числе для расчета остаточного напряжения и вращающих моментов механизмов при самозапуске (Uост > Uн*0,55); • оптимизация и координация уровней ТКЗ в ЭЭС; • оценка уровней коммутационных перенапряжений в различных точках ЭЭС; • оценка надежности работы электротехнического оборудования ЭЭС (выключателей, силовых трансформаторов, шинных конструкций, разрядников и ОПН и т.д.) при различных уровнях ТКЗ (частоты отказа в элементах ЭЭС и остаточного ресурса по отключению ТКЗ);. Примечание. Сведения о том, какое оборудование и при каких условиях не требует проверки на устойчивость к ТКЗ, приведены в ПУЭ и соответствующих ГОСТ-ах (см.выше). 4.5.2. Режимы и условия расчета токов короткого замыкания для выбора электрооборудования При составлении расчетной схемы для определения величины ТКЗ учитывают следующее: • перспективу развития внешней сети и роста генерирующих мощностей в ЭЭС (на пять лет и более, до 10-15 лет); • нормальные, различные ремонтные, аварийные и после аварийные режимы работы электрической сети, не учитывая кратковременные ее изменения, возникающие, как правило, при оперативных переключениях (например: включение, нормально отключенного МШВ при переводе присоединений с одной системы шин на другую, включения СВ РУ). Условия расчета ТКЗ для выбора электротехнического оборудования сформулированы в ПУЭ и приведенных выше ГОСТ. Ниже приведены основные из них: • принятие расчетного напряжения ступени в рассматриваемой точке КЗ на 5% выше номинального (Uб = 1,05 Uном, Uср = 1,05 Uном); • наличие автоматического регулирования напряжения и форсирования тока возбуждения на всех синхронных электрических машинах (синхронных генераторах, компенсаторах и электродвигателях); • учет влияния на величину ТКЗ синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей при мощности более 100 кВт, когда эта нагрузка непосредственно питает место КЗ; • не учет влияния на величину ТКЗ нагрузки, когда она удалена от места КЗ двумя трансформациями и более (или после проверки, если доля подпитки от нагрузки места КЗ не превышает 5 % суммарного тока); • учет активного сопротивления элементов электрической сети, когда в расчетной схеме присутствуют кабели малого сечения, стальные провода и т.д. (см. ПУЭ); • не учет активного сопротивления, если оно в три раза меньше индуктивного. 4.5.3. Порядок расчета токов короткого замыкания при проектировании и реконструкции электроустановок: • составление расчетной схемы электрической сети (согласно ГОСТ Р 52735-2007), когда известна схема присоединения электроустановки (ЭС, ПС) к ЭЭС и выбран оптимальный вариант структурной схемы проектируемого объекта. Параметры ЭЭС могут задаваться мощностью КЗ от источника или сопротивление различных последовательностей и мощностью ЭЭС или током отключения коммутационных аппаратов установленных на шинах действующих установок; • составление схемы замещения элементов электрической сети (прямой, обратной и нулевой последовательностей), в соответствии с расчетной схемой; • задание характерных расчетных точек и вида короткого замыкания в электрической сети электроустановки, с учетом режима нейтрали и удаленности места короткого замыкания (для 3-х, 2-х и 1-фазных КЗ); • выбор метода расчета ТКЗ (в относительных или именованных единицах, ручной или машинный расчет на ПЭВМ по программе МЭИ, АНАРЭС и т.д.); • определение сопротивлений элементов схемы замещения электрической сети (в относительных базисных или именованных единицах); • обоснование выбора секционных токоограничивающих реакторов на генераторных распределительных устройствах (ГРУ) ТЭЦ (по номинальному напряжению и максимальному рабочему току наиболее мощного присоединения или перетока через СВ ГРУ с наибольшим из существующих реакторов индуктивным сопротивлением). Как правило Iр.ном = (0,6-0,8) Iг.ном; • определение результирующего сопротивления для рассматриваемой расчетной точки КЗ электрической сети, с учетом различной удаленности источников питания места КЗ, т.е. с использованием коэффициентов тока распределения (С1+С2+С3+ ++ Сн =1); • определение для расчетной точки электрической сети параметров тока КЗ, необходимых для выбора аппаратов и токоведущих частей электроустановки (сверхпереходного и ударного тока КЗ, периодической и апериодической составляющих ТКЗ в момент начала расхождения контактов выключателей, принимаемых к установке), в том числе с учетом удаленности места КЗ от источников питания и подпитки места КЗ от нагрузки (от АД и СД или СК), где Iпo = Iб*Eэкв/ Xрез – действующее значение периодической составляющей тока в начальный момент КЗ (в момент t = 0), Iпt = γ*Iпo – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент начала расхождения контактов при отключении выключателя, γ = f (t, Iпо/Iном, тип ТГ, тип системы возбуждения ТГ), Iat – апериодическая составляющая в ТКЗ в момент начала расхождения контактов выключателя при его отключении, iуд= Iпo*Kу – наибольшее амплитудное значение тока КЗ, которое наступает в момент t = 0,01с при индуктивном характере ТКЗ, t = tрз + tс.в.откл – момент начала расхождения контактов аппарата при отключении выключателя, tоткл = tрз + tоткл в, ( tоткл = 4с для цепей генераторов) – время отключения повреждения, которое определяет термическое действие ТКЗ на рассматриваемый элемент сети, tоткл = 2(tрз + tоткл в) – для ЛЭП с БАПВ, Iпо д.= Iпуск д. сверхпереходный ток от АД и СД, Iпt д. – периодический ток от АД и СД в момент начала расхождения контактов при отключении выключателя, с учетом затухания, iаt д. – апериодическая составляющая в ТКЗ в момент начала расхождения контактов при отключения выключателя, Tдп = 0,07с – постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ от электродвигателей, Tад = 0,04с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от электродвигателей, Еэкв = 1, для ЭЭС бесконечной мощностью, Еэкв = 1,1-1,3, для ЭЭС конечной мощности, Еэкв д = 0,95, для асинхронной и синхронной нагрузки. • составление сводной таблицы результатов расчета, требуемых параметров тока КЗ для рассматриваемых точек и вида повреждения. Примечание. 1. Для электрических сетей, работающих с изолированной нейтралью (напряжением 6-35 кВ) необходимо определить величину емкостного тока замыкания на землю для каждой ступени напряжения: • сети генераторного напряжения с ГРУ; • сети генераторного напряжения блока генератор–трансформатор или генератор–автотрансформатор, с ответвлениями к источнику питания нагрузки и (или) собственных нужд электрической станции; • распределительных устройств подстанций напряжением 6-35 кВ; • сети собственных нужд ЭС напряжением 6-10 кВ. При необходимости, согласно требованиям ПУЭ и ПТЭ, предложить варианты компенсации емкостного тока и меры по снижению уровня перенапряжений при замыкании на землю в электрической сети (применение ДГР и режима компенсации емкостного тока и резистивного заземления). 2. Проверку правильности расчетов уровней токов КЗ в электроустановках можно осуществлять по предельным значениям (при условии их питания с шин ЭЭС неограниченной мощности) за: • трансформатором, Iпо = I пt = Sномт *100 / Uф *3 * Uкз, • реактором, Iпо = Iпt = Uф / Xр, • линией электропередачи при условии их питания от шин ЭЭС неограниченной мощности, Iпо = Iпt = Uф / L*Xуд. • генератором, Iпо = Sном г/ Uф * 3* Xd. 5. Общие условия выбора электротехнического оборудования электроустановок 5.1. Общие условия выбора электротехнического оборудования электрических станций и подстанций при проектировании и проверки при реконструкции электроустановок: • Выбирают (и проверяют пригодность) выключатели и выключатели нагрузки, разъединители, короткозамыкатели и отделители, заземлители, трансформаторы тока и напряжения, дугогасящие, токоограничивающие и шунтирующие реакторы, плавкие предохранители, разрядники и ограничители перенапряжения, заградители, батареи статических конденсаторов, батареи продольной компенсации, токоведущие части, изоляторы и различные элементы (в том числе различные распорки) несущих конструкций; • все проектные решения по выбору эектрооборудования принимаются и представляются в соответствии с требованиями Государственных стандартов ЕСКД (на условные графические и буквенные обозначения, термины и определения, общие и технические условия оборудования, исполнение и климатические условия) и другие нормативные документы (ПУЭ, ПТЭ, ПТБ); • учитывают длительные (нормальные, ремонтные и после аварийные) и кратковременные (аварийные) режимы работы оборудования электроустановок; • осуществляют выбор оборудования по роду установок (ОРУ, ЗРУ, КРУ, КРУН, КРУЭ) с учетом категории размещения (1 – открытые, 2 – в помещениях со свободным доступом наружного воздуха, 3 – закрытые, 4 – в помещениях с регулируемыми климатическими условиями, 5 – в помещениях с повышенной влажностью, например шахты) и внешних воздействующих факторов, согласно ГОСТ Р 50571.3 (температуры и влажности окружающей среды, высоты над уровнем моря, наличия воды, осадков, наличие внешних твердых тел, наличие коррозионно-активных и загрязняющих веществ, механических внешних воздействий, наличие флоры и фауны, плесени, электромагнитные, электростатические и ионизирующие (радиационные) воздействия, солнечное излучение, сейсмические воздействия, воздействие молний, движения воздуха, ветра); • оборудование должно соответствовать климатическим условиям (согласно ГОСТ 15150-69) района размещения проектируемого объекта (У – умеренный, ХЛ – холодный, Т – тропический, ТВ – тропический влажный, ТС – тропический сухой и т.д. см. ПУЭ и национальные климатические данные); • выбирают оборудование по типу и с учетом конструктивных особенностей (выключатели: масляные, воздушные, элегазовые, электромагнитные, вакуумные, баковые или колонковые, тиристорные; изоляторы: фарфоровые, стеклянные, полихлорвиниловые и стекловолоконные, аппаратные и опорные, проходные и подвесные, разъединители: рубящего, катящего и поворотного, подвесного, пантографического типа; трансформаторы тока: встроенные, выносные, оптоэлектронные; трансформаторы напряжения; каскадные, емкостные, оптоэлектронные, антирезонансные и т.д.) • выбор оборудования осуществляют по месту размещения (в цепи генератора, линии, трансформатора, реактора, ячейки между шинного, секционного и обходного выключателей, трансформатора напряжения и разрядника, ШР, БСК, АД, СД, СК и т.д.); • выбирают оборудование по электротехническим параметрам нормального режима (по номинальному напряжению, рабочему максимальному току, экономической плотности тока, классу точности, циклу операций при АПВ, вторичному току, напряжению и вторичной нагрузке, току и напряжению цепей управления приводом, виду и типу источника оперативного тока и др.); • проверяют аппараты на коммутационную способность (при отключении рабочего максимального тока и тока КЗ, при включении на КЗ или несинхронное включение генератора, отключение и включение тока ХХ трансформаторов, ШР, БСК, не удаленных КЗ); • проверяют оборудования на термическую и электродинамическую стойкость, в том числе с учетом его места установки (в цепи ЛЭП с БАПВ, генераторов). Кабельные линии проверяют на невозгараемость); • проверяют аппараты на переходное восстанавливающееся напряжение (ПВН) путем сопоставления расчетной кривой восстанавливающего напряжения на контактах выключателя при отключении с нормированной стандартной характеристикой и коэффициентом амплитуды возвращающегося напряжения; • проводится сравнение экономических показателей вариантов проектного решения (Зпр), с учетом затрат на обслуживание, ремонт, трудоемкость монтажа, механического ресурса, ресурса отключения номинального тока и ТКЗ, типа привода, параметров цепей управления и источника питания; • учет перспективы развития (реконструкции, модернизации) электроустановки и возможности сопряжения импортного оборудования с отечественными элементами; • учитывают требования по взрыво-, пожаро- и электробезопасности установки (согласно ПУЭ, ПТЭ, ППБ); • учитывают условия эксплуатации электрооборудования (периодических ремонтов, осмотров, испытаний, согласно ПТЭ); • предусматривают другие условия и предложения (применение аппаратов с пофазным управлением, установка выключателей нагрузки при отсутствии выключателей на соответствующие параметры, выбор средств ограничения ТКЗ, выбор средств по компенсации емкостных токов в сетях с малыми токами замыкания на землю и ограничению перенапряжений в электрической сети, остаточного напряжения в генерирующих и нагрузочных узлах сети и потери напряжения у потребителей и др.); • выбирают тип привода коммутационных аппаратов (электромагнитного, пневматического, гидравлического, электродвигательного, пружинного, ручного); • составляют спецификаций на выбранное электрооборудование проектируемой электроустановки (согласно ГОС 21.110-95. СПДС. Правила выполнения спецификаций оборудования, изделий и материалов); • составляют главную схему электрических соединений ЭС и ПС. 5.2. Выбор выключателей высокого напряжения: • Нормативная база для выбора аппаратов. ГОСТ 17703-72. Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. Термины и определения. ГОСТ 14312-79. Контакты электрические. Термины и определения. ГОСТ 687-78. Выключатели напряжением выше 1000 В. Общие технические условия. ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели переменного тока … ГОСТ Р 50274. КЗ в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия ТКЗ. ПУЭ, каталоги и базы данных на электротехническое оборудование и т.д. • место установки выключателей (см. схему их установки); • режимы работы выключателей различных присоединений. Длительный - продолжительный (нормальный, ремонтный, после аварийный) и кратковременный (аварийный) при КЗ различного вида; • выбор по роду установки и способу монтажа электрооборудования. Закрытые распределительные устройства (СБРУ, КРУ, КРУЭ) и открытые распределительные устройства (СБРУ, КРУН, КРУЭ); • выбор аппаратов по напряжению, с учетом необходимого усиления уровня изоляции для конкретных условий (климатических и экологических) размещения электроустановки; Uном в. > Uном сети • выбор выключателей по максимальному рабочему току в форсированном режиме (в цепи трансформатора и автотрансформатора, в цепи генератора, в цепи воздушных и кабельных линий, секционных, между шинных и обходных выключателей, кольцевых схем); I раб.макс < I ном.в. Если температура окружающей среды не соответсвует нормативной, то: Iном д. * Iном д.= Iном * Iном * (Vдоп – Vо.д) / (Vдоп – Vо н), где Vо н = 35, 25, 15 С0; Iраб макс = Sном т* Kпер / 3 *Uф – в цепи трансформатора или автотрансформатора с учетом аварийной или систематической перегрузки, Iраб макс = Sном г. / 3* Uф *0,95 – в цепи генератора при выдаче номинальной мощности на пониженном на 5 % напряжении, Iраб макс = Sмакс /(N-1) Uф - в цепи линий в случае отказа одной из них, Iраб макс < Iдоп * Kпер – в цепи кабельной линии с учетом допустимой перегрузки в зависимости от условий прокладки, конструкции, режима предшествующей нагрузки. Iраб макс (СВ, МШВ, ОВ и выключателей кольцевых схем РУ определяется по результатам анализа режимов работы отдельных присоединений и схемы РУ). • выбор выключателей с учетом цикла их операций в цепях с АПВ и БАПВ: цикл 1, О – Тбт – ВО – 180 с – ВО; 1а, О – Тбт – ВО – 20 с - ВО; без АПВ цикл 2, О – 180 с – ВО – 180 с – ВО или О – 30мин – ВО; • проверка аппаратов на коммутационную способность (отключающую способность симметричного, асимметричного и полного тока, включающую способность на КЗ и при пуске генераторов на параллельную работу методом точной синхронизации, в случае ошибочных действ оперативного персонала) при различных видах повреждений (одно - и (или) трехфазных КЗ или ток 1-ф КЗ ограничивают до уровня тока 3-ф КЗ; I пt < Iоткл.в , iаt < iан, * Iоткл в. (1+βн) > + iаt по полному току. Iвкл в > Iпо, Iвкл в > 2 * Uф/ (Xd + Xс) – при ошибочном включении генератора в сеть методом точной синхронизации, когда напряжение генератора и сети находятся в противофазе. • проверка аппарата на электродинамическую стойкость при КЗ и стойкость к сквозным ТКЗ; I по < I дин , iу < iдин • проверка выключателя на термическую стойкость при различных видах повреждений, с учетом удаленности источников питания до места КЗ и применяемой автоматики в цепи (двух - и трехфазных КЗ, см. ГОСТ Р 50274 ); Вк < I тн* Iтн* tтн, Bк = Iпo* Iпо (tоткл + Тас), для цепей с различной удаленностью источников отдельно определяется Вка и Вкп (см. ГОСТ), где tоткл = tр.з.+ tоткл.в. Для цепей генераторного напряжения, согласно ПУЭ, tоткл принимается равным 4,0 с. Для цепей с БАПВ определяется суммарное время протекания тока КЗ для ситуации неуспешного АПВ присоединения (ЛЭП, СШ, Т). Для кабельных линий при условии отключения КЗ действием резервной защиты (при tоткл = tрз.рез + tоткл в., Vк < Vнв). По стандарту МЭК (и ГОСТ Р 50274), если tоткл > tт.ном, то условие термической стойкости коммутационных аппаратов выражается следующим образом: Iтер.экв < Iтерм.доп, где Iтерм.доп * Iтерм.доп = Iтерм.ном * Iтерм.ном (tтерм.ном / tоткл), если же tоткл 1 – показатель затухания (колебательный одночастотный процесс восстановления), Uв = 2 * Iпо *ω * L (1 – e в степени –r*t/L), при d <1 – апериодический процесс восстановления, где ω0 = 1 /L*C-½ - угловая частота контура без потерь, d = b / ω1 – показатель затухания, b = 0,5 (r / L+ q / C), ω1*ω1 = 1 / L*C (1 + r *q) – угловая частота контура с потерями за счет активного сопротивления (r) и активной проводимости (q) электрической цепи. • выбор привода выключателей (пневматического, гидравлического, электромагнитного на постоянном токе, электродвигательного с отключающей и включающей пружиной, ручного), что влияет на выбор источника оперативного тока электроустановки и ведется в увязке с типом и схемой проектируемого РУ (ЗРУ или ОРУ); При отсутствии выключателей на требуемые расчетные параметры возможны следующие варианты решения: • применение выключателя нагрузки на генераторном напряжении простых, укрупненных и объединенных блоков; • ориентация на применение более мощных аппаратов зарубежных фирм или специального заказа на завод-изготовитель; • технико-экономическое обоснование уровней ТКЗ, для цепей, проектируемой ЭС и ЭЭС в целом; • разработка мероприятий по ограничению токов КЗ в радиусе действия проектируемой электроустановки и ЭЭС в целом; • оценка допустимой перегрузки электрических аппаратов по току нагрузки (выключателей, разъединителей, ТА, токоограничивающих реакторов и т.д.), с учетом возможности принятия мер по их охлаждению и усилению конструкции. 5.3. Выбор разъединителей (см. ГОСТ 689-83. ГОСТ Р 52726-2007): • по назначению (для создания видимого разрыва цепи и осуществления стационарного заземления для обеспечения безопасности ремонтных работ в электроустановках) и месту установки (в цепи генератора, трансформатора, линии, трансформатора напряжения, разрядника и ОПН, ДГР, секционного, междушинного и обходного выключателей, ТОР, БСК, ШР, СК, АД, СД и т.д.); • по роду установки (ЗРУ, ОРУ, КРУ, КРУЭ); • по конструкции (рубящего типа, поворотного, подвесные, пантаграфические, катящие, телескопические, разъемное соединение КРУ в шкафах с выключателями, ТV и ОПН, в КТП и т.д.), с одним-двумя заземляющими ножами и без них, с разъемным соединением и выключателями на подъемной или поворотной платформе; • по напряжению, Uном > Uном сети; • по длительному максимальному току нагрузки (по нагреву в форсированном режиме работы электрооборудования), Iраб макс < Iном; • разъединителем допускается отключение цепей трансформаторов напряжения, разрядников и ОПН, ДГР при отсутствии замыкания на землю, тока ХХ ЛЭП, сборных шин, силовых трансформаторов небольшой мощности, нейтрали силовых трансформаторов в сетях напряжением 110 кВ и выше; • проверка на электродинамическую стойкость при коротких замыканиях, iуд < iдин; • проверка на термическую стойкость, Bк < Iтер ном * Iтер ном * tтер ном, Iтер экв < Iтер доп; • выбор типа привода (ручного с перспективой отказа от его применения в нормальных ситуациях, электродвигательного, пневматического, гидравлического, пружинного, с по фазным управлением при килевом расположении разъединителей). 5.4. Выбор выключателей нагрузки в электроустановках свыше 1000 вольт (см. ГОСТ 17717-79): • область применения (в цепи силовых трансформаторов, ЛЭП, асинхронных и синхронных электродвигателей, БСК, в цепи простых, объединенных и укрупненных блоков на генераторном и высшем напряжении); • выбор по напряжению, Uном > Uном сети; • выбор по длительному максимальному рабочему току нагрузки (по условию нагрева в форсированном, утяжеленном режиме); Iном > Iраб.макс. • проверка на отключение в режиме наибольших нагрузок, Iоткл > Iраб макс; • проверка на включение, в том числе на параллельную работу генераторов, методом точной синхронизации, при ошибочных действиях пуска, Iвкл > Iпо, Iвкл > Iнс; • проверка на электродинамическую устойчивость при КЗ, iдин > iуд, • проверка на термическую устойчивость при КЗ, Iтер ном* Iтер ном* tтер ном > Bк, ( Iтер экв < Iтер доп при tоткл > tт.н.); • выбор привода выключателей нагрузки (ручного для применения в чрезвычайных обстоятельствах, пружинного и т.д.); • типы выключателей нагрузки: ВНСГ – выключатель (воздушный) нагрузки синхронный генераторный, ВНР – выключатель нагрузки (автогазовый) с ручным приводом, ВНРп – выключатель нагрузки с ручным приводом и со встроенными предохранителями, ВНПуп – выключатель нагрузки с пружинным приводом с усиленной контактной системой и со встроенными предохранителями, ВНВП – выключатель нагрузки вакуумный с пружинным приводом, КАГ – комплектный аппарат (воздушный) генераторный для энергоблоков. 5.5. Выбор короткозамыкателей (QN) и отделителей (QR): • обозначение и назначение аппаратов; • область применения (на подстанциях с переменным оперативным током, с упрощенной схемой РУ, без выключателей, на высокой стороне напряжением 35-220 кВ); • выбор по конструкции (КЗ и КЭ – короткозамыкатель открытого типа и элегазовый, ОД и ОЭ – отделитель открытого типа и элегазовый); • выбор по напряжению, Uном кз > Uном сети, Uном од > Uном сети; • выбор по максимальному рабочему току нагрузки (для отделителей), Iном >Iраб макс; • проверка на включение (для короткозамыкателей), Iвкл >Iпо; • проверка аппаратов на электродинамическую стойкость, iдин >iуд; • проверка аппаратов на термическую стойкость, Iтер доп > Iтер экв; • нормирование времени включения короткозамыкателя (0,12 – 0,15 с); • нормирование времени отключения отделителя (0,15 для элегазовых, 0,38 – 0,5 для аппаратов типа ОД) при времени без токовой паузы не более 1 с; • выбор привода короткозамыкателя типа ПРК или ППК (с ручным или электродвигательным заводом пружины для автоматического включения аппарата при повреждении трансформатора действием РЗ); • выбор привода отделителя типа ПРО или ППО (с ручным или электродвигательным заводом пружины для автоматического отключения аппарата в бестоковую паузу в цепи). Примечание: 1. В сетях с изолированной, компенсированной и резистивным заземлением нейтрали (напряжением до 35 кВ) устанавливают двухполюсные короткозамыкатели; 2. В сетях с глухо заземленной (или эффективно-заземленной) нейтралью (напряжением 110-220 кВ) устанавливают однофазные короткозамыкатели; 3. Применение короткозамыкателей на ПС близко расположенных от Электрических станций может приводить к нарушению устойчивости параллельной работы синхронных генераторов, что требует специальной проверки возможности применения короткозамыкателей на ПС с упрощенной схемой РУ и (или) строить РЗ с действием на отключения выключателя ЛЭП по специальной линии связи. 5.6. Выбор токоведущих частей (ТВЧ). ТВЧ – это токопроводящая часть электроустановки, находящаяся в процессе ее работы под рабочим напряжением (ГОСТ Р 50571.1-93). Открытая проводящая часть – нетоковедущая часть, доступная прикосновению человека, которая может оказаться под напряжением при нарушении изоляции ТВЧ (корпус выключателя, электродвигателя, разрядника, разъединителя, ТА, ТV, опорные конструкции ЛЭП и РУ и т.д.). Сторонняя проводящая часть – проводящая часть, которая не является частью электроустановки (металлическая часть конструкции зданий и инженерных коммуникаций – паропроводы, эстакады, рельсовые пути и т.д.). Защитный проводник (РЕ) – проводник, применяемый для каких-либо защитных мер от поражения током в случае повреждения и для соединения открытых проводящих частей. Нулевой защитный проводник (РЕ). Грозозащитный трос. Нулевой рабочий проводник (N). Совмещенный нулевой рабочий и защитный проводник (РЕN). Порядок выбора ТВЧ: • по назначению (сборные шины с гибкой, жесткой ошиновкой или полым проводом, электрическая связь «генератор–трансформатор или автотрансформатор», «генератор–сборные шины ГРУ», «трансформатор или автотрансформатор–сборные шины РУ ВН», соединения между электрическими аппаратами (выключателем–разъединителем–ТА), ответвления к источникам питания собственных нужд ЭС и ПС, ответвления к синхронным компенсаторам, соединения в цепи секционных, между шинных и обходных выключателей и т.д.); • по типу (жесткая конструкция с изолированными и неизолированными шинами, гибкий (изолированный и неизолированный) и полый токопровод, комплектные пофазно-экранированные и закрытые токопроводы, кабельные связи различной конструкции (бумажно-масляной и маслонаполненной под давлением изоляцией, со сшитым полиэтиленом, высокотемпературные сверхпроводящие кабели); • по конструкции (однополосные и многополосные, трубчатые, в том числе сложной конструкции, коробчатые и прямоугольные, многопроволочные, многопроводные пучком и расщепленные, полые); • по расположению фазных проводов (по вершинам прямоугольного или равностороннего треугольников, в одной плоскости горизонтально или вертикально); • выбор сечения ТВЧ по экономической плотности тока, в зависимости от Тмакс нагрузки и протяженности цепи, т.е. от экономической целесообразности (Sэк = Iраб ном / iэк); • выбор и (или) проверка сечения проводников по допустимому току нагрузки (по нагреву в утяжеленном, форсированном режиме работы рассматриваемой цепи электроустановки), Iраб макс < Iдоп; • проверка принятого сечения ТВЧ на термическую стойкость (при 2-х или 3-х фазных КЗ), в том числе с учетом наличия в рассматриваемой цепи быстродействующих АПВ. Проверка изолированных ТВЧ и кабеля на невозгораемость при отключении его резервной релейной защитой, Vк < Vк.макс, Vк < Vнв; • проверка токоведущих частей и несущих конструкций на электродинамическую стойкость (проверка на резонанс опорных изоляторов и жесткой ошиновки с большими токами нагрузки, механический расчет токоведущих частей, изоляторов и несущих конструкций различного назначения), ς расч ≤ ς доп, Fрасч < Fдоп, Fрасч = 3 /а * 10 -7* L * iу *iу *Kф*Kрасп, Н\м, Fрасч.из = 3 / а * 10 -7* B * L * iу * iу * Kф * Kрасп * η, Н/м, где B – коэффициент, зависящий от способа крепления шины (B = 1-1,25), η – коэффициент динамической нагрузки, зависящий от расчетной частоты собственных колебаний шины, Зависимость η = F (f1/ fс) представлена в ГОСТ, где f1 – частота собственных колебаний шинной конструкции, fс – частота тока сети, f1*f1 = r1*r1/ (2п* 2п* L*L) * E *J / m, где m - масса шины на единицу длины, кГ\м, r1 – параметр основной частоты собственных колебаний, зависящий от способа крепления шины на изоляторах (r1 = 3,14-4,73), Кф – коэффициент формы, учитывающий эффект вытеснения тока на поверхность проводника, Красп – коэффициент расположения проводников фаз относительно друг друга, J – момент инерции поперечного сечения шины (м*м*м*м), E – модуль упругости материала шины (7 *1010 Па), σ расч = M /W = (Fрасч * L)/ 10 W, W = (b * h * h)/ 6, σ расч п = (fп * Lп * Lп) / 12 W, fп = 2 *10 -7 *(iу* iу/ 2) * (1/ 2b) * Kф, или с помощью кривых зависимости б = f (b / h) для 2-х или 3-х полосных шин, тогда fп = δ *(iу * iу / b) *10-7, Fрасч = Fиз * Kh., где Kh = H / Hиз, H = Hиз + b + h /2. • проверка ТВЧ на корону, Е < 0,9 Ео, где Ео – начальная коронная напряженность проводника линии, Е – максимальная напряженность электрического поля рассматриваемого токопровода, что обеспечивается подбором соответствующего диаметра провода или его расщепленного эквивалента из 2–3 и более проводов в фазе или использованием провода типа ПА-500, ПА-640. ПУЭ нормирует минимальное сечение проводов, исключающее корону и рекомендует возможные варианты предотвращения коронирования ТВЧ при их выборе; • проверка гибких токопроводов на схлестывание при 2-х фазных КЗ, если величина ТКЗ превышает установленные ПУЭ значения (Iпо > 20 кА). Условие предотвращения схлестывания b < bдоп. Здесь b – отклонение провода при КЗ, определяемое с помощью графической зависимости от стрелы провеса (h) и веса проводника (q = 9,8 m), силы взаимодействия (f = 2,0/а * Iпо * Iпо * 10 в степени минус 7 Н/м) и эквивалентного времени протекания (tэкв = tрз+ 0,05) по среднеквадратичному (за время протекания ТКЗ) 2-х фазному ТКЗ между соседними фазами, bдоп = (a – d –aдоп) /2 – предельно допустимое отклонение провода при КЗ, где а – расстояние между фазными проводами, d – диаметр фазного провода, в том числе эквивалентного (D), адоп – наименьшее по ПУЭ расстояние в свету между соседними фазами; Примечание: 1. При проектировании токопроводов различной конструкции выбирают опорные и проходные, подвесные и натяжные изоляторы, проверяют прочность распорок в фазных проводах при их расщеплении; 2. Для исключения схлестывания междуфазных проводов могут применяться между ними изолирующие распорки с оценкой их механической прочности; 3. Для обеспечения компактности электроустановок (снижения расстояния между токоведущими частями) могут применяться нелинейные ограничители перенапряжений и ТВЧ жесткой конструкции, в том числе с изолированными шинами, что обосновывается в РУ 110 кВ и выше ТЭР, с учетом стоимости земли для размещения электроустановки. Применение жесткой ошиновки на РУ 110 кВ и выше снижает затраты на 15-20 %; 4. Применение полых проводов (вместо расщепленных) при разработке конструкции РУ ВН позволяет на 25–30 % снизить затраты на сооружение распределительных устройств напряжением 330 кВ и выше; 5. По условию нагрева в форсированном режиме (допустимому току нагрузки) выбирают сечение сборных шин РУ ЭС и ПС, ТВЧ временных электроустановок, отдельных индивидуальных приемников ЭЭ и т.д. (см. ПУЭ). 5.7. Выбор кабелей и изолированных проводов в электроустановках напряжением свыше 1000 В: • по конструкции (с бумажно-масляной изоляцией, маслонаполненные, полихлорвиниловые, со сшитым полиэтиленом, с резиновой изоляцией, ВТСП –высокотемпературный сверх проводящий кабель) с учетом способа и места их прокладки (в земле, воде, на воздухе, в кабельных каналах, галереях или туннелях); • по месту установки (трансформатор–РУ, ЛЭП–трансформатор, РУ–асинхронный и синхронный электродвигатель, трансформатор электроприемников напряжением до 1000 В, кабельные вставки при переходе водных преград, транспортных и других инженерных сооружений и коммуникаций, кабельные глубокие ввода при электроснабжении промышленных предприятий и городов); • по напряжению, Uном.сети < Uном каб., • выбор сечения по экономической плотности тока, Sэк = Iраб.ном / jэк, • проверка сечения кабеля на нагрев при форсированном режиме работы цепи, с учетом конструктивных особенностей, класса изоляции, сечения, материала, способа прокладки, температуры окружающей среды, места прокладки, перегрузочной способности, количества в одной цепи (см. ПУЭ), Iдоп.д > Iраб макс, где Iдоп.д = Iдоп* Kv * Kn * Kkb *Kпер – действительный допустимый ток нагрузки при заданных условиях прокладки и эксплуатации, Iдоп – допустимый ток нагрузки при нормированных условиях, Kv – коэффициент учитывающий температуру окружающей среды, Kn – коэффициент учитывающий количество проклыдываемых кабелей в канале, Kkb – коэффициент учитывающий загрузку соседних кабельных линий, Kпер – коэффициент перегрузки кабеля, с учетом нормированного срока службы. • проверка сечения кабеля на термическую стойкость при КЗ и невозгораемость при отключении выключателя действием резервной релейной защитой, Vк < Vк.доп, Vк < Vн.в, Bк = Iпо* Iпо (tоткл.рез.з + Tа), • проверка кабеля и проводов на потерю напряжения в нормальных (до 5%) и аварийных (до 10%) режимах, в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-97 на качество электроэнергии. Примечание. При расчетном суммарном сечении кабеля, превышающем 150 кв. мм рекомендуется в цепь одной линии (под один выключатель) принимать два-четыре кабеля, но не более четырех. 5.8. Выбор комплектных токопроводов и комплектных распределительных устройств (см. ГОСТ 19850 –82 и ГОСТ 23062-78, МУ «Токопроводы и КРУЭ»). • выбор комплектного токопровода (КТП) на генераторном напряжении для связи генератора с трансформатором (автотрансформатором) и ответвления к трансформатору (реактору) собственных нужд ЭС; • выбор КТП для связи трансформатора (реактора) с КРУ 6-10 кВ собственных нужд ЭС; • выбор КТП для связи генератора с распределительным устройством генераторного напряжения (ГРУ); • выбор комплектных распределительных устройств (КРУ) для системы электроснабжения собственных нужд ЭС и понизительных подстанций; • выбор КТП для резервной магистрали СН ЭС; • выбор КТП и комплектных распределительных устройств повышенного напряжения с элегазовым наполнителем (КРУЭ); • выбор шкафов КРУ в цепи реактированных линий; • выбор шинопроводов системы резервного возбуждения. Примечание: 1. На генераторном напряжении применяются пофазно-экранированные КТП; 2. В системе собственных нужд ЭС применяют КТП закрытого типа (ТЗК-6-1600-81 УХЛ1 с круглой формы кожуха, ТЗКР-6-1600-81 Т1, ТЗКР-10-1600-81 УХЛ1с раздельными перегородками, ТЗКЭП-6-2000-128 УХЛ1); 3. КТП оснащаются требуемым количеством и типами измерительных трансформаторов тока (ТА тип ТШВ) и напряжения (ТV типа ЗНОЛ); 4. КТП выбираются по конструкции, напряжению и току нагрузки, электродинамической стойкости (ответвления собственных нужд), типу применяемых измерительных трансформаторов тока и напряжения и опорных изоляторов (ГРТЕ –10/8850-250 У1 росоустойчивый, ТЭН-П-24-24000-560 УХЛ1 ТЭКН-Е-20/14400-300 У1); 5. КРУ характеризуются типом и параметрами выключателей и их приводов, номинальным напряжением и допустимым током нагрузки сборных шин, шкафов и сечением силовых кабелей отходящих присоединений; 6. КРУЭ применяют на напряжении 110 кВ и выше при любой схеме РУ с использованием элегаза во всех элементах распределительного устройства (выключателей, ТА, ТV, ТВЧ, вводах, КЛ); 7. ШЗК-1,2-5000-128 Т3 (шинопровод закрытый коробчатый на напряжение 1,2 кВ для резервирования систем возбуждения синхронных генераторов. 6. Проектирование систем измерения и контроля на ЭС и ПС Управление работой оборудования ЭС и ПС требует систематического, эпизодического и (или) периодического контроля его режимов. На ЭС и ПС контролируют параметры режимов основного (генераторов, трансформаторов, ВЛ , КЛ, котлов, турбин, синхронных компенсаторов) и вспомогательного (АД и СД механизмов собственных нужд ЭС и ПС) оборудования. В электроустановках применяют следующую структуру измерений: • первичный измерительный прибор (амперметр, вольтметр, частотомер, тахометры, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной электрической энергии и др.) прямого или смешанного включения; • преобразователь (измерительные трансформаторы тока и напряжения, в том числе «интеллигентные» и опто-электронные, емкостные делители напряжения, свето- и фотодатчики, датчики различного вида, термосопротивление и термопары, шунты и добавочные сопротивления); • канал связи (электрический аналоговый и цыфровой, оптический и оптоволоконный); • вторичные измерительные приборы (амперметры, вольтметры, ваттметры, варметры, счетчики энергии, омметры, термометры, расходомеры и др.). При проектировании систем (подсистем) измерения и контроля руководствуются требованиям ПТЭ, ПТБ, ПУЭ, Правил учета ЭЭ, где регламентируется для электроустановок (ЭС и ПС): • требуемый объем измерений в цепях основного и вспомогательного оборудования электроустановок (генераторов, трансформаторов, ЛЭП, цепей питания СН ЭС и ПС, электродвигателей механизмов СН и т.д.); • способ измерений и контроля; • место расположения измерительных приборов (местный, блочный и (или) главный щит управления ЭС и ПС, шкафы КРУ потребителей и СН, РП и т.д.). Система учета должна обеспечивать определение количества ЭЭ: - выработанной генераторами ЭС; - потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) ЭС и электрическими сетями; - потребление на производственные нужды; - отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин ЭС непосредственно потребителям; - переданной в сети других собственников или полученной от них; - поступившей в электрические сети различных классов напряжения; - переданной на экспорт или полученной по импорту; - составления балансов ЭЭ для хозрасчетных подразделений ЭЭС; - контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса ЭЭ. Расчетный (коммерческий) учет ЭЭ – учет для расчета за нее. Технический (контрольный) учет ЭЭ – учет для контроля расходов ЭЭ внутри ЭС или ПС, предприятия, для расчета и анализа потерь ЭЭ в электрических сетях, а также для учета расхода ЭЭ на производственные нужды. Счетчики, учитывающие активную ЭЭ, нзывают счетчиками активной энергии. Счетчики, учитывающие интегрированную реактивную мощность (реактивную энергию) за учетный период, называют счетчиками реактивной энергии. На энергетических объектах контролируют большое (огромное) число параметров электрического и технологического оборудования. Особенно большой объем измерений приходится производить на электрических станциях, использующих органическое и ядерное топливо, где требуется измерение: • технологических параметров различных сред (пара, воды, воздуха, газа – водорода и кислорода, элегаза, азота, СО2, пароводяной смеси, топлива, масла и т.д., в том числе, давления, температуры, расхода, уровня и напора сред, химического состава и электропроводности, плотности, напора и стока, расхода и уровня воды по бьефам для ГЭС и т.д.); • механических параметров (перемещения, смещения, частоты вращения, вибрации, механической нагрузки, шума, шероховатости, напряженности материалов, деталей и узлов и т.д.); • электрических параметров (величины и частоты тока, напряжения и их производных, чередование фаз, угол сдвига между током и током и напряжением, активная и реактивная мощность, электрическая (активная и реактивная) и тепловая энергия, сопротивление и термосопротивление, удельное сопротивление, изоляционные свойства материалов, тангенс угла потерь, характер изменения тока, напряжения, частоты в сети и др.); • экологических параметров (воды, пара, воздуха, газа, продуктов производства, ГВС, земли, оборудования, в том числе механические и жидкие, химические и газовые выбросы, шум, радиоактивность, освещенность, напряженность электрических и электромагнитных полей и т.д.). Для контроля различных параметров применяют: • показывающие измерительные приборы (стрелочные и цифровые, электромеханические и электронные); • регистрирующие приборы (записывающие и микропроцессорные); • интегрирующие (суммирующие) приборы (индукционные и электронного типа); • фиксирующие приборы, работающие, как правило, в аварийных режимах (осциллографы, регистрирующие приборы с ускоренной записью, специальные приборы и микропроцессорные устройства, хроматографы, газоанализаторы). При значительной удаленности контролируемого объекта (более 1–1,5 километра) прибегают к телеизмерениям и другим способам преобразования первичных параметров режима оборудования с использованием оптоволоконных линий связи цифровой и микропроцессорной техники. Погрешность работы измерительных аппаратов и приборов (по величине и фазе) регламентируется ПУЭ. При этом ПУЭ нормируются класс точности коммерческого учета, технических измерений, устройств РЗ и А (0,2; 0,5; 0,2S; 0,5S; 1,0; 3,0; 10,0; Р; Д): • измерительных трансформаторов (тока и напряжения); • измерительных приборов; • преобразователей контролируемых параметров; • допустимые потери измеряемого параметра в элементах системы измерения, в том числе потеря напряжения в цепях трансформаторов напряжения; Ниже приведена схема расположения, места установки (размещения) и перечень измерительных приборов, требуемых для контроля за режимом работы основного и вспомогательного оборудования ЭС и ПС: • линии электропередачи (измерение тока прямой, обратной и нулевой последовательностей, активной и реактивной мощности, учет выдачи и приема активной энергии ЛЭП с двухсторонним питанием, регистрация напряжения нулевой последовательности, контроль наличия напряжения при АПВ в линиях с двухсторонним питанием, фиксирующие приборы для регистрации характера изменения тока, напряжения и частоты тока); • сборные шины распределительных устройств ЭС и ПС (измерение напряжения и частоты, регистрация характера изменения напряжения и частоты); • автотрансформаторы (измерение тока на низшей, высшей и средней сторон и в каждой фазе со стороны нейтрали, контроль потока активной и реактивной мощности на низшей и средней сторон и учет активной энергии на низшем напряжении); • трансформаторы ПС и СН ЭС (измерение тока и мощности, учет активной энергии); • генераторы (блока трансформатор или автотрансформатор). Блочный щит управления (измерение величины тока, напряжения, активной и реактивной мощности и энергии, регистрация величины тока, напряжения, активной мощности и частоты, измерение тока и напряжения обмотки возбуждения). Центральный (главный) щит управления (измерение активной и реактивной мощности, контроль суммарной активной и реактивной мощности ЭС, измерение тока и напряжения обмотки возбуждения). На блочном и центральном щитах управления устанавливаются колонки синхронизации с размещением синхроноскопа и по два вольтметра и частотомера. • междушинный и секционный выключатели (измерение тока и активной мощности); • обходной выключатель (с полным перечнем измерительных приборов, требуемых для контроля за работой ЛЭП, трансформатора связи или блока генератор-трансформатор); • асинхронные электродвигатели (измерение тока и активной мощности); • синхронные компенсаторы (измерение тока, напряжения, активной и реактивной мощности); • синхронные электродвигатели (измерение тока и напряжения, активной и реактивной мощности). Следовательно, при проектировании систем измерения и контроля на ЭС и ПС решаются следующие задачи: 1. Определяют место размещения (установки) измерительной аппаратуры и вид контролируемого присоединения (БЩУ, ГЩУ, МЩУ, в том числе в цепи генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов, синхронных компенсаторов, кабельных и воздушных линий, синхронных и асинхронных электродвигателей, батарей статических конденсаторов, батарей продольной компенсации, шунтирующих и дугогасящих реакторов, секционного, междушинного и обходного выключателей, сборные шины РУ ЭС и ПС), и назначение измерительных трансформаторов тока и напряжения (измерение, релейная защита и автоматика, в том числе АРВ СГ и СД, контроль состояния изоляции в сетях с изолированной и компенсированной нейтралью, источник оперативного тока); 2. Устанавливают род установки, категорию размещения и климатические условия; 3. Выбирают, согласно ПУЭ, перечень и типы измерительных приборов для каждой цепи и узла проектируемой электроустановки; 4. Определяют электрические параметры и выбирают для каждой цепи (узла) тип и количество измерительных трансформаторов (тока и напряжения); 5. Выбирают схемы соединения обмоток измерительных трансформаторов (тока и напряжения) и схемы подключения измерительных приборов к ТА и ТV; 6. Выбирают материал и сечение соединительных проводов в цепи измерительных трансформаторов ТА, ТV (по механической прочности, сопротивлению и потере напряжения); 7. Выполняют требования ПУЭ по классу точности работы измерительных приборов, измерительных трансформаторов и других преобразователей электрических параметров при нормированной вторичной нагрузке ТА и ТV; 8. Трансформаторы тока проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость к ТКЗ и по вторичному номинальному току (I2>0,4 Iном); 9. Трансформаторы тока для РЗ проверяются на 10% погрешность при максимальном значении тока КЗ; 10. Трансформаторы напряжения и емкостные делители напряжения проверяются на угловую погрешность. 6.1. Порядок выбора трансформаторов тока (ГОСТ 7746-2001) • Определяют, согласно ПУЭ, перечень и класс точности приборов устанавливаемых в рассматриваемой электрической цепи; • составляют схему включения токовых обмоток измерительных приборов во вторичные цепи трансформаторов тока, для определения вторичной нагрузки по фазам. При этом рассматриваются различные схемы соединения обмоток трансформаторов тока (полная и неполная звезда, последовательное и параллельное соединение ТА и на разность токов, измерение тока в одной фазе и др.); • по каталогам на электроизмерительные приборы находят потребляемую токовыми (последовательными) обмотками измерительных приборов мощность; • в зависимости от типа и назначения измерительных приборов определяют по ГОСТ и каталогам класс точности и вторичную нагрузку ТА предполагаемого к установке в рассматриваемой цепи (например: при классе 0,5–1,0 Ом, при классе 1,0– 1,2 Ом и т.д.), отвечающего требования по первичным его параметрам (напряжению и току первичной обмотки); • определяют вторичную расчетную нагрузку, приходящуюся на каждый ТА по формуле: S2расч = Sприб + I2ном * I2ном * Rпров+ I2ном * I2ном *Rконт; • подставляя в, выше приведенной формуле вместо вторичной расчетной нагрузки значение вторичной номинальной мощности ТА (S2расч =S2ном) для требуемого класса точности определяют сопротивление соединительных проводов, Rпров = [S2ном – (Sприб + I2ном * I2ном *Rконт)] / I2ном* I2ном; • определяют сечение соединительных проводов в цепи ТА с учетом требований ПУЭ (механической прочности, надежности, класса точности работы ТА и измерительных приборов, схемы соединения обмоток ТА, когда Lрасч = Lд * Kсх, Lд – действительное расстояние от места установки ТА до места размещения измерительных приборов, Kсх = 1 – значение коэффициента схемы при соединении ТА В полную звезду, Kсх = 1,73 – значение коэффициента схемы при неполной звезде и треугольнике и т.д.); Fрасч пров = Lрасч* ρ / Rпров, где ρ – удельное сопротивление материала проводника; • по полученному расчетному значению сечения провода принимают провод с ближайшим, большим стандартным сечением и определяют действительное сопротивление проводов, Rпров д = Lрасч * ρ / Fпров д • для принятого стандартного сечения проводов определяют действительную вторичную нагрузку, приходящуюся на обмотку ТА, и сравнивают с номинальной при требуемом классе точности его работы, S2расч = Sприб + I2ном * I2ном * Rпров д + I2ном* I2ном * Rконт < S2ном; • определяют вторичный номинальный ток в цепи измерительных приборов и сравнивают его, с нормируемым, ПУЭ, I2 = I1ном/ Kт > 0,4 I2ном; • проверяют, принятый к установке ТА, на устойчивость к токам КЗ, iдин > iуд , Bк < Iтерм ном * Iтерм ном * tтерм ном Таблица 1 Вторичная нагрузка трансформаторов тока Измерительный прибор Тип Вторичная нагрузка фаз, ВА А В С Ваттметр Д – 335 0,5 -- 0,5 Варметр Д – 335 0,5 -- 0,5 Счетчик энергии И – 680 2,5 -- 2,5 Амперметр Д – 305 0,5 0,5 0,5 Ваттметр (БЩУ) Д – 335 0,5 -- 0,5 ИТОГО 4,5 0,5 4,5 Примечание: 1. Сопротивление контактов (Rконт), принимают равным, 0,05 Ом и 0,1 Ом при включении в цепь ТА более трех приборов; 2. Удельное сопротивление (ρ) принимается равным, для меди 0,175 Ом * мм2/м, а для алюминия 283 Ом * мм2/м; 3. Установка амперметров в трех фазах обязательна для генераторов мощностью 30 МВт и более и в цепях ЛЭП высокого напряжения с двухсторонним питанием; 4. Провода с медными жилами применяют во вторичных цепях с турбоагрегатами 100 МВт и выше и на ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше. При наличии счетчиков установлено ПУЭ минимальное сечение проводов для меди – 2,5 мм, для алюминиевых – 4,0 мм. 5. При учебном проектировании можно принимать приведенные ниже длины проводов от ТА до измерительных приборов. Наименование цепей, где установлены ТА Расстояние, в м Цепи ГРУ – 6–10 кВ, кроме линий к потребителям 40 – 60 Линии 6 – 10 кВ к потребителям 4 – 6 Цепи РУ 35 кВ 60 – 75 Цепи РУ 110 кВ 75 – 100 Цепи РУ 220 кВ 100 – 150 Цепи РУ 330 – 500 кВ 150 – 175 Цепи синхронных компенсаторов 25 – 40 Для подстанций указанные длины снижаются на 15 – 20 % 6. Мероприятия по выполнению условий выбора ТА: • изменение схемы соединения ТА (переход от неполной звезды к полной для которой Ксх = 1, т.е. Lрасч = Lд и др.); • увеличение сечения соединительных проводов, но не более 16,0 мм2; • применение медных проводов в место алюминиевых; • применение ТА с меньшим вторичным номинальным током (1,0 , в место 5,0 А или ТА интеллигентного типа с слаботочным выходным сигналом); • применение другого типа ТА (допускающего, большую вторичную нагрузку в требуемом классе точности, в том числе класса 0,2S и 0,5S с более широким диапазоном изменения первичного тока); • последовательное соединение вторичных обмоток ТА, когда вторичная нагрузка распределяется между последовательно соединенными трансформаторами тока. 6.2. Порядок выбора трансформаторов напряжения для ЭС и ПС • Определяют места установки (размещения) трансформаторов напряжения (на сборных шинах и секциях РУ, в том числе обходных и в узлах кольцевых схем распределительных устройств, в цепи генераторов до выключателя и после выключателя на низшем напряжении блочных трансформаторов и автотрансформаторов, в цепи ЛЭП системных и межсистемных связей, в цепи СД и СК); • устанавливают назначение ТV (измерение, релейная защита и автоматика, автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин и напряжения трансформаторов и автотрансформаторов, контроль состояния изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю, как источник оперативного тока, как силовой трансформатор для питания нагрузки, для компенсации емкостного тока в цепи генераторов блоков); • оценивают род установки, категорию размещения и климатические условия; • определяют наиболее подходящую конструкцию аппарата и схему соединения первичной, вторичной и дополнительной обмоток (НОМ, НОС, НОЛ, ЗНОМ, ЗНОЛ, НТМИ, НТМК, НАМИ, НКФ, НДЕ или опто-электронного типа и т.д.); • выбирают по первичному и вторичному номинальному напряжению, U1ном = Uном сети, U2ном принимают 100, 100/3 В и др.; • проверяют по вторичной номинальной нагрузке для требуемого класса точности работы трансформатора напряжения и измерительных приборов (S2 расч < или = S2ном); • выбирают материал и сечение проводов для соединения вторичной обмотки ТV с измерительными приборами (по механической прочности, надежности и допустимой потере напряжения, согласно ПУЭ); • определяют способ присоединения ТV к первичной цепи (через разъединитель, через разъединитель и плавкий предохранитель, через разъемное соединение к комплектному токопроводу и в комплектном распределительном устройстве на выкатной тележке, глухое присоединение к цепи ЛЭП с двухсторонним питанием); • выбирают способ защиты вторичных цепей ТV от КЗ и перенапряжений (автоматическим выключателем, плавким предохранителем, нагрузочным сопротивлением в цепи дополнительной обмотки соединенной в разомкнутый треугольник, заземлением нейтрали или линейного провода одной из фаз); • при необходимости применяют антирезонансные ТV (типа НАМИ) или опто-электронного типа. Таблица 2 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Прибор Тип S одной обмотки, В·А Число обмоток Cos f Sin f Число приборов Общая потребляемая мощность Р, Вт Q, В·А Вольтметр Э-335 2 1 1 1 2 - Ваттметр Д-335 1,5 2 1 2 6 - Варметр Д-335 1,5 2 1 1 3 - Датчик активной мощности Е-829 10 - 1 1 10 - Датчик реактивной мощности Е-830 10 - 1 1 10 - Счетчик активной энергии И-680 2 Вт 2 0,38 0,925 1 4 9,7 Ваттметр регистрирующий Н-348 10 2 1 1 20 - Вольтметр регистрирующий Н-344 10 1 1 1 10 - Частотомер Э-372 3 1 1 2 6 - ИТОГО 71 9,7 Примечание: 1. В цепь ячейки ТV устанавливается, как правило, разрядник или нелинейный ограничитель перенапряжения; 2. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам РУ через разъединитель с двумя заземляющими ножами; 3. На РУ напряжением 330 кВ и выше часто предусматривают раздельные ячейки для трансформатора напряжения и разрядника (ОПН); 4. В цепи, системных и межсистемных ЛЭП чаще устанавливают ТV в одну фазу (для контроля напряжения и синхронизации при АПВ); 5. Во вторичную цепь дополнительной обмотки ТV (соединенной в разомкнутый треугольник) включают сопротивление (по ПУЭ около 250 Ом) для предотвращения феррорезонансных перенапряжений при самопроизвольном смещении нейтрали (в сетях без компенсации емкостных токов); 6. Вторичные обмотки ТV заземляются для защиты персонала и вторичных цепей от перенапряжений при попадании высокого потенциала с первичной обмотки, во вторичную; 7. Нейтраль высшей обмотки трехобмоточных ТV подлежит обязательному заземлению, если в сети предполагается осуществлять контроль напряжения нулевой последовательности (состояния изоляции в сети первичного напряжения или защиты от замыкания на землю) с помощью дополнительной обмотки соединенной в разомкнутый треугольник; 8. В сетях напряжением 330 кВ и выше применяют емкостные делители напряжения (НДЕ), работающие в более высоком классе точности (0,2); 9. Для питания цепей регулирования возбуждения синхронных машин (генераторов и компенсаторов, СД) применяют специальные трансформаторы напряжения; 10. Для синхронизации и подключения специальных приборов применяется ТV с компенсацией угловой погрешности (типа НТМК с компенсирующей обмоткой). 7. Проектирование систем электроснабжения собственных нужд электрических станций и подстанций 7.1. Общие сведения При проектировании системы электроснабжения СН электроустановок решается следующий перечень вопросов: • выбор напряжения питания потребителей; • выбор мощности и типа электропривода механизмов СН; • выбор схемы питания электроприемников СН; • выбор количества и мощности источников рабочего питания; • выбор количества и мощности источников резервного питания; • расчет ТКЗ и выбор электротехнического оборудования (коммутационной аппаратуры, измерительных трансформаторов, ОПН и т.д.); • выбор токоведущих частей системы электроснабжения СН, в том числе КТП, КРУ, КЛ; • проверка условий пуска самых мощных электродвигателей и самозапуска электродвигателей ответственных механизмов СН; • выбор источников оперативного тока (постоянного и переменного тока, в том числе блоков питания, количества и емкости аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств, стабилизаторов и регуляторов напряжения); • выбор схемы распределительной сети оперативного тока ЭС и ПС, токоведущих частей и аппаратов, в том числе цепей резервирования систем возбуждения генераторов. Собственные нужды – это совокупность вспомогательных устройств, обеспечивающих нормальную работу электроустановок в различных режимах их работы. К электрооборудованию СН ЭС и ПС относятся все электродвигатели с их пускорегулирующей аппаратурой, освещение, распределительные устройства и электрические сети всех напряжений, источники питания электроэнергией, установки постоянного тока. Важным показателем работы электроустановок является расход энергии на СН, который зависит от типа ЭС (ТЭЦ, КЭС, АЭС, АТЭЦ, АСТ, ГЭС, ГАЭС, ГТС, ПГЭС и т.д.) и ПС, рода топлива и способа его сжигания, параметров пара и степени автоматизации и механизации технологического процесса производства электрической и тепловой энергии. ГТУ (по ГОСТ 23290-78. Установки ГТ, стационарные. Термины и определения) – конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, газово-воздушного тракта, с управляемыми и вспомогательными устройствами. Атомная стационарная ГТУ – это стационарная ГТУ, использующая в качестве источника нагрева рабочего тела реактор с газовым охладителем (гелием и др.). Общий расход электроэнергии (ЭЭ) на СН конденсационных ЭС составляет 3-7 % выработки ЭЭ, на ТЭЦ – 4-10 %, на АЭС – 4-6 %, на ГЭС 0,2-2 %. На ПС нагрузка собственных нужд составляет 50 – 500 кВт. При снижении теплотворной способности топлива увеличивается его расход, а, следовательно, увеличивается потребление ЭЭ на его доставку, подготовку и сжигание. Наиболее эффективным является пылевидный способ сжигания топлива. Все потребители собственных нужд ЭС и ПС по степени их важности в обеспечении непрерывности технологического процесса производства тепловой и электрической энергии делятся на ряд групп: • на ГЭС особо ответственными механизмами СН являются насосы маслонапорной установки регуляторов скорости вращения турбоагрегатов, масляные насосы системы смазки подпятников и подшипников гидротурбин, водяные насосы систем охлаждения генераторов и трансформаторов. Для АЭС – механизмы управления и защиты ядерных реакторов, циркуляционные насосы контуров всех уровней; • электроприводы механизмов, отключение которых не приводит к изменению нагрузки котлов, турбин, генераторов, т.е. неответственные механизмы СН, электродвигатели которых должны отключаться действием первой ступени защиты минимального напряжения при Uср = 0,7 Uном и Тср = 0,5 с (электродвигатели шаровых мельниц, механизмы транспорта и подготовки угля, перекачивающих насосов, багерных и шламовых насосов гидро- и золоудаления, топливоподачи, маслоочистки, общее освещение, электрическое отопление, водопровод, бытовая нагрузка, мастерские, грузоподъемные механизмы и др.). Перерыв в работе этих механизмов допускается на 15 минут и более; • электропривод механизмов, отключение которых приводит к нарушению технологического режима и снижению нагрузки котлов, турбин, генераторов, но не вызывает повреждение этого основного оборудования, т.е. ответственные механизмы СН, электродвигатели которых должны или могут отключаться действием второй ступени защиты минимального напряжения при Uср = 0,5 Uном (электродвигатели дутьевых вентиляторов, бустерных конденсатных насосов, питательных насосов испарителей, насосов сырой воды, очистка сырой воды, вентиляция генераторов, насосов охлаждения трансформаторов, тяга обычных котлов, электрофильтры и др.); • электродвигатели механизмов, отключение которых может привести к повреждению котла, турбины, генератора, т.е. особо ответственные механизмы СН, электродвигатели которых не должны отключаться действием защиты минимального напряжения (электродвигатели циркуляционных насосов, конденсатных и питательных насосов, дымососов, приводы к шиберам, сигнализация и связь, резервный возбудитель, аварийное и дежурное освещение, электродвигатели компрессоров воздушных выключателей, механизмов управления и защиты реакторов). Перерыв в электроснабжении этих потребителей СН допускается только на время действия АВР. Многоскоростные электродвигатели ответственных и особо ответственных механизмов СН при действии защиты минимального напряжения могут автоматически переводиться на первую (низшую) скорость вращения. 7.2 Выбор напряжения питания потребителей собственных нужд ЭС и ПС Для питания крупных электродвигателей (мощностью 200 кВт и выше) тепловых ЭС применяют напряжение 3,0, 6,0 и 10,0 кВ. Электродвигатели меньшей мощности питаются на напряжении 0,4 и 0,66 кВ. При этом на ТЭС с агрегатами мощностью 160 МВт и выше расход ЭЭ на напряжении 0,4 кВ составляет примерно 5-7,5 %, а для ЭС с агрегатами до 60 МВт в среднем 15-20 % общего расхода на СН. В перспективе для мощных электродвигателей СН (мощности более 800 кВт) планируется применять напряжение 10 кВ. Двигатели до 800 кВт будут выполняться на напряжение 660 В. Осветительная и мелкомоторная нагрузка питается напряжением 0,4 кВ. В системах электроснабжения СН ЭС обычно применяют два уровня напряжения. Высшее 3, 6 и 10 кВ и низшее 0,4 кВ с заземленной нейтралью, позволяющее питать осветительную нагрузку напряжением 0,22 кВ. В отдельных случаях для питания электродвигателей может использоваться напряжение 0,66 кВ. На ТЭЦ, КЭС и АЭС в системах СН в настоящее время применяют следующие сочетания напряжений: • 0,4 и 3 кВ (кое-где еще находит применение на ЭС); • 0,4 и 6 кВ (на существующих и вновь проектируемых ЭС); • 0,4, 0,66 и 10 кВ (на ЭС с крупными турбоагрегатами). На 0,4 кВ питается осветительная и мелко моторная (до 80 кВт) нагрузка. На 0,66 кВ – электродвигатели мощностью до 800 кВт. На 10 кВ – электродвигатели мощностью 800 кВт и более. Такое сочетание напряжений СН обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели систем электроснабжения собственных нужд электрических станций, т.к. уменьшает номинальные токи в цепях, что облегчает сечение кабельных сетей и аппаратуры, уменьшает ТКЗ и улучшает условия пуска и самозапуска электродвигателей механизмов СН. На ГЭС электродвигатели основных механизмов СН питаются на напряжении 0,4 кВ, а отдельные крупные электродвигатели (насосных станций, шлюзов, судоподъемников и т.д.) питаются от распределительной сети 6 или 10 кВ. На подстанциях электроприемники СН питаются на напряжении 0,4 кВ. В системах электроснабжения СН ЭС и ПС на всех напряжениях, как правило, применяют одиночные или одиночные секционированные системы сборных шин. Это позволяет применять надежные, простые и дешевые КРУ с выключателями на выкатных тележках. 7.3. Источники питания систем электроснабжения СН ЭС и ПС: • Трансформатор или реактор (при совпадении напряжения ГРУ и РУСН), присоединенный к сборным шинам генераторного распределительного устройства; • трансформатор или реактор, присоединенный к генератору блока «генератор–трансформатор или автотрансформатор»; • вспомогательный генератор, размещенный на одном валу с турбоагрегатом; • вспомогательный турбоагрегат с генератором для питания только СН (что актуально в настоящее время для котельных с паровыми машинами винтового типа) ; • дизель–генератор (как резервный источник питания); • газовая турбина–генератор (как резервный источник питания); • аккумуляторная батарея (АБ), как дополнительный резервный источник питания электроприемников постоянного тока и переменного тока через инвертор; • выпрямительное устройство (для питания зарядных и подзарядных устройств АБ, приводов выключателей, питателей пыли и др.). Для резервирования питания СН ЭС источник питания (трансформатор или реактор) может присоединяться к низшей обмотки трансформатора или АТ связи, к шинам низшего из повышенных напряжений РУ, к секции ГРУ, имеющей связь с ЭЭС и к внешней сети от недалеко расположенных ГЭС, ГАЭС, ПС (что характерно для крупных ЭС, выдающих мощность в ЭЭС на напряжение 330 кВ и выше). На крупных ЭС, выдающих мощность на повышенном напряжении (330 кВ и выше) может осуществляться явное или неявное резервирование питания СН от трансформаторов, присоединенных к генераторам блоков (при наличии выключателя на генераторном напряжении). 7.4. Схемы питания электроустановок СН ЭС различного типа От правильного выполнения схемы питания СН в значительной степени зависит надежность работы электрической станции и подстанций. Для обеспечения требуемой степени надежности работы электроустановок при проектировании и реконструкции систем электроснабжения СН предусматривают следующие мероприятия: • собственные нужды питают не менее чем от двух источников, один из которых является резервным; • осуществляют глубокое секционирование РУ СН всех напряжений с использованием КРУ; • сборные шины генераторного напряжения разделяют на ряд секций (как правило, по числу генераторов); • на синхронных генераторах устанавливают АРВ, с релейной форсировкой возбуждения; • предусматривают автоматический ввод резерва (АВР), как источников питания, так и резервных механизмов СН, в том числе от АБ на постоянном токе или через инвертор; • для питания СН применяют трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (с РПН); • на всех присоединениях СН электроустановки применяют быстродействующие устройства релейной защиты; • предусматривают самозапуск электродвигателей ответственных и особо ответственных механизмов СН. 7.4.1. Основные положения разработки систем электроснабжения СН ТЭЦ: • Питание СН производится через трансформатор или реактор от сборных шин ГРУ или ответвлением от блока генератор–трансформатор (при блочном построении схемы ЭС); • сборные шины РУ 6-10 кВ СН делят на секции по числу котлов. Для уменьшения капитальных затрат каждые две-четыре секции РУ 6-10 кВ СН могут питаться от одного источника (трансформатора или реактора) через отдельные выключатели. Необходимость применения двух секций (полу секций) на один котел должна быть технически и экономически обоснована; • к секциям РУСН 6-10 кВ непосредственно присоединяются крупные электродвигатели и трансформаторы для питания нагрузки на 0,66, 0,4 и 0,22 кВ; • согласно НТП (Свода правил на проектирование ТЭС) на пять рабочих источников питания СН предусматривается один резервный, а при шести и более – два РТСН, подключенные к резервной магистрали СН; • резервное питание на секции РУСН котлоагрегатов должно подводиться через самостоятельные выключатели действием устройств автоматического ввода резерва (АВР). 7.4.2. Основные положения разработки систем электроснабжения СН ТЭС блочного типа (ГРЭС, ГТС, ПГЭС, АЭС и т.д.): • питание потребителей СН осуществляют путем ответвления от блока генератор–трансформатор (АТ) через трансформатор или реактор; • количество секций РУСН 6-10 кВ должно соответствовать числу блоков, а на ЭС с агрегатами 160 МВт и выше две секции (полу секции) на каждый блок с применением трансформаторов с расщеплением обмотки низшего напряжения (6 или 10 кВ) и распределением парных электроприемников по секциям; • резервный трансформатор СН присоединяется к сборным шинам РУ ЭС низшего из повышенных напряжений при условии их связи с ЭЭС или к третичной обмотке АТ связи напряжением 35,0 кВ. На ЭС с напряжением выдачи мощности 330 кВ и выше резервный трансформатор СН присоединяют, как и рабочий, ответвлением от блока или к специальным линиям от существующих поблизости электроустановок (подстанции или электростанции); • на ЭС с блоками 160 МВт и выше, без выключателей на генераторном напряжении, число резервных трансформаторов СН принимают равным: одному при двух блоках; двум при трех-шести блоках; при семи блоках и более предусматривают третий, не подключенный резервный трансформатор готовый к перекатке. Магистраль резервного питания СН секционируется выключателями через два-три блока; • на ЭС с генераторными выключателями в цепи блоков предусматривают один РТСН на 1-3 блоков, а при 3-6 блоков устанавливают второй неподключенный (готовый к перекатке) РТСН; • на АЭС предусматривают дополнительные, автономные резервные источники питания собственных нужд (дизель–генераторы и ГТУ-генератор). 7.4.3. Выбор схемы питания потребителей СН ГЭС. Для ГЭС малой мощности применяют схемы объединенного питания потребителей СН (агрегатных и общестанционных) на напряжении 0,4 кВ от трансформаторов, присоединенных к генераторам блоков «генератор–трансформатор». Все секции РУ собственных нужд станции секционируют между собой самостоятельными выключателями с действием устройств АВР. Для изолированно работающих ГЭС предусматривается установка в качестве дополнительных резервных источников питания СН дизель-генераторов с автоматическим их пуском (за счет энергии АБ или баллона со сжатым воздухом). Для крупных ГЭС при наличии значительной общестанционной нагрузки с большим радиусом ее расположения, применяют схемы раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей СН. Агрегатные собственные нужды питаются напряжением 0,4 кВ от трансформатора присоединенного ответвлением от генератора блока. Для питания общестанционной нагрузки предусматривают отдельные ТСН на 6-10 кВ, присоединенные ответвлением от генераторов блока ГЭС. С секций распределительных устройств СН 6-10 кВ питаются мощные электродвигатели, трансформаторы на 0,4 кВ общестанционной нагрузки и резервные трансформаторы для питания агрегатных СН. Резервирование питания СН может осуществляться от РТСН подключенного к третичной обмотке АТС или кабельными линиями от ближайшей ПС (которыми питалась строительная площадка ГЭС) или от дизель-генератора (если предполагается работа ГЭС в автономном режиме). На ГЭС с генераторными выключателями в цепи блоков применяется также схема объединенного питания СН на двух напряжениях. Одинарное секционированное на две-три секции РУ СН 6-10 кВ ГЭС питается от двух и более трансформаторов присоединенных к генераторам блоков. С секций РУ СН 6-10 кВ непосредственно питаются мощные электродвигатели и трансформаторы на 0,4 кВ агрегатных и общестанционной нагрузок. На каждые шесть трансформаторов 0,4 кВ предусматривается один резервный ТСН. 7.4.4. Особенности рабочего и резервного питания СН электрических станций (рекомендации НТП – Свода правил по проектированию ТЭС). 1. Не допускается присоединение к одной секции ГРУ ТЭЦ больше двух рабочих источников питания СН ЭС; 2. Обосновывается возможность присоединения трансформатора (реактора) СН к генератору сочлененному с турбиной типа Р (с противодавлением); 3. Обосновывается выделение отдельной секции СН 6-10 кВ для питания общестанционной нагрузки ТЭЦ; 4. Для энергетических блоков мощностью 160 МВт и выше предусматриваются две секции СН на блок; 5. На ТЭЦ резервные магистрали СН секционируют на две части; 6. На КЭС (ГРЭС) с генераторными выключателями в цепи блоков (генератор-трансформатор) резервные магистрали СН секционируют через 3-4 блока; 7. На КЭС без генераторных выключателей в цепи блоков (генератор-трансформатор) резервные магистрали СН секционируют через 1-2 блока; 8. Число источников резервного питания СН принимают: • на ТЭЦ, имеющих до шести рабочих источников - один резервный; • на КЭС с генераторными выключателями в цепи блоков, имеющих 3-6 блоков - два резервных трансформатора, один из которых неподключенный и готовый к перекатке; • на КЭС без генераторных выключателей в цепи блоков, имеющих 6 и более блоков - три резервных трансформатора, один их которых готовый к перекатке; • на КЭС с 1-2 блоками - один резервный источник питания СН. 9. Варианты присоединения резервных источников питания СН: • на ТЭЦ - к секции ГРУ или к трансформатору связи (между выключателем и ТС); • на КЭС - как рабочий источник питания СН, к шинам РУ среднего напряжения, к АТС со стороны среднего или низшего напряжения, к внешнему источнику энергии (для АЭС и КЭС выдающих мощность на напряжении 330 кВ и выше). 7.4.5. Выбор мощности источников рабочего питания (трансформаторов и реакторов) СН ЭС. Выбор мощности трансформаторов СН ЭС первой ступени. Номинальная мощность трансформатора собственных нужд первой ступени может быть определена по следующей приближенной формуле. Sтсн = К1 * Р i / КПД * cos f + К2 * S2 ? где Pi - сумма расчетной мощности механизмов с электродвигателями напряжением 6-10 кВ, присоединенными к секции СН; К1 - коэффициент одновременности, учитывающий загрузку механизмов СН (Кс – коэффициент спроса); КПД и cos f - усредненное значение КПД и коэффициента мощности электродвигателей; S2 - суммарная номинальная мощность трансформаторов СН на 0,4 кВ (второй ступени); К2 - коэффициент одновременности и загрузки для группы трансформаторов второй ступени (Кс – коэффициент спроса); К1/КПД * cos f = 0,9 - коэффициент перевода мощности для электродвигателей 6-10 кВ; К2 = 0 ,9; Следует иметь ввиду, что здесь в выражение входят номинальные мощности механизмов СН. Номинальная мощность рабочего трансформатора СН второй ступени определяется следующим образом S2 = K3 * P2 i / КПД * cos f 2 где Р 2 i - суммарная расчетная мощность механизмов с электродвигателями напряжением 0,4 кВ, присоединенным к секции СН 0,4 кВ; K3/КПД * cos f 2 - 0,35-0,85 – коэффициент зависящий от назначения электродвигателей и условий их работы; Обычно мощность трансформаторов второй ступени не принимают более 1000,0 кВА (редко 1600 кВА) из-за высокой стоимости коммутационных аппаратов, удовлетворяющих условиям устойчивости к ТКЗ. В случае, когда трансформатор первой ступени СН по мощности превышает 16,0 МВА, то с целью ограничения ТКЗ в системе СН применяют трансформаторы с расщеплением обмотки низшего напряжения, а попарные электроприемники распределяются равномерно по секциям, что повышает надежность работы потребителей СН. Ограничение ТКЗ путем увеличения напряжения КЗ ТСН не всегда целесообразно, так как ухудшаются условия пуска и самозапуска мощных электродвигателей механизмов СН. Если напряжение СН и генератора совпадает, то вместо трансформатора первой ступени устанавливают реактор, сопротивление которого выбирают из условий обеспечения коммутационной способности предполагаемого к установке в РУСН выключателя 6-10 кВ и термической стойкости кабелей минимального сечения принятого в системе электроснабжения СН. Если номинальный ток реактора превышает 1500А, то рекомендуется принимать к установке в системе СН сдвоенные реакторы. 7.4.6. Выбор мощности резервного источника питания СН • на ТЭЦ с поперечными связями по теплу мощность резервного источника питания СН принимается равной мощности наиболее крупного из рабочих; • на ГРЭС (КЭС) с блоками 60 МВт и выше мощность РТСН должна обеспечивать замену рабочего ТСН одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока; • на ГРЭС с блоками 500 и 800 МВт мощность резервного ТСН должна обеспечивать замену рабочего ТСН одного блока, пуск второго и аварийный останов третьего блока; • мощность резервного трансформатора 6/0,4 кВ принимается равной, мощности наиболее крупного из рабочих; • для АЭС необходим дополнительный резервный источник тока, обеспечивающий безаварийный останов ядерного реактора (аккумуляторная батарея, дизель-генератор, газотурбинная установка); • на ГЭС при работе в автономном режиме требуется установка дополнительного резервного источника питания СН (дизель-генератора). 7.4.7. Проверка источников питания СН ЭС на самозапуск электродвигателей ответственных механизмов. Самозапуск – это восстановление работы ответственных механизмов СН при нарушении питания или глубоких посадках напряжения на шинах РУСН (более 0,55 номинального значения) без вмешательства оперативного персонала. Эта группа электродвигателей ответственных механизмов СН не отключается от сети действием защиты минимального напряжения и при восстановлении напряжения на шинах РУСН возобновляет свою работу. Успешность восстановления работы ответственных механизмов СН обеспечивается, если остаточное напряжение на шинах РТСН при этом будет выше 0,55 номинального значения. Следовательно, условием проверки успешности самозапуска является определение остаточного напряжения на шинах РУСН 6-10 кВ при включении в сеть заторможенных электродвигателей ответственных механизмов. U * ост = 1,05 * Х* дв / ( Х*тр + Х* дв ) > 0,55, где, Х*тр = Uкз % /100 – сопротивление РТСН; Х*дв = (1/I*п) * S тр * U дв/S дв * Uном – индуктивное сопротивление электродвигателей, приведенное к мощности РТСН. Здесь, I*п – относительное суммарное значение пускового тока электродвигателей; S тр – мощность резервного трансформатора СН (РТСН); U дв – номинальное напряжение электродвигателей; S дв – суммарная мощность самозапускающихся электродвигателей; Uном – номинальное напряжение сети СН. 7.5. Проектирование системы электроснабжения СН ПС Состав потребителей СН ПС и их мощность зависят от типа ПС, мощности силовых трансформаторов и АТ, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования (выключателей, разъединителей и т.д.), назначения ПС и ее ролью в ЭЭС и т.д. К потребителям СН ПС относятся: электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, АТ и синхронных компенсаторов (вентиляторы, насосы масла и воды), обогреватели приводов выключателей, ОД, КЗ, шкафов КРУ, освещение (внутреннее и наружное), подогрев масла выключателей, компрессорные установки воздушных включателей, зарядные и подзарядные устройства установок постоянного оперативного тока, маслонасосы систем охлаждения и смазки подшипников СК, связь, приборы комфорта, ЭП ремонтных мастерских и лабораторий, механизмы маслохозяйства, грузоподъемные механизмы и др. Мощность потребителей СН ПС невелика. Поэтому электрическая сеть СН ПС выполняют напряжением 0,4 кВ, а мощность трансформаторов СН ПС, как правило, не превышает 630,0 кВА. Для питания СН ПС, как правило, устанавливают два трансформатора с АВР на низшей стороне, каждый из которых способен нести всю нагрузку СН ПС без перегрузки. На ПС с одним трансформатором устанавливают один ТСН и предусматривают складской трансформаторный резерв. Схема электроснабжения СН ПС зависит от вида, применяемого на подстанции оперативного тока. На ПС без выключателей на высокой стороне напряжением 35-220 кВ и на подстанциях 35/6-10 кВ с масляными выключателями, согласно НТП, применяется переменный оперативный ток, а трансформаторы СН присоединяют к низшей стороне главных трансформаторов (АТ) через разъединитель (выключатель нагрузки) и предохранитель. Выпрямленный оперативный ток применяют на ПС 110/6-10, 110/35/6-10 кВ с одним или двумя выключателями на высшем напряжении. На однотрансформаторных ПС оперативные цепи могут питаться от ТСН и измерительных трансформаторов (тока и напряжения). Постоянный оперативный ток применяется на всех ПС 330-750 кВ, на ПС 110-220 кВ с числом масляных выключателей три и более и на ПС 35-220 кВ с воздушными выключателями. На ПС 110-330 кВ устанавливают одну аккумуляторную батарею, 500-750 кВ - две аккумуляторные батареи без элементных коммутаторов. Для подзарядки АБ применяют два комплекта подзарядных устройств. На ПС с выключателями на высокой стороне, когда предусматривается применение постоянного оперативного тока с аккумуляторной батареей, ТСН присоединяют к сборным шинам распределительного устройства низшего напряжения (6-10 кВ) через разъединитель (выключатель нагрузки, разъемное соединение) и плавкий предохранитель. На преобразовательных (выпрямительных) ПС 6-35 кВ ТСН присоединяются к шинам высшего напряжения. 7.6. Выбор установок постоянного тока электрических станций и подстанций (методика выбора представлена в методических указаниях «Проектирование и конструирование электрической части электростанций» / А.С.Жданов.- Иркутск: ИрГТУ, 2005.-25с.). 8. Вопросы ограничения токов короткого замыкания в ЭЭС 8.1. Общие сведения о КЗ Электрические машины, аппараты и токоведущие части электроустановок наибольшему электродинамическому и термическому воздействию подвергаются при коротких замыканиях. Расчетными режимами при этом, согласно ПУЭ и ГОСТ, являются одно, двух или трехфазные КЗ (в зависимости от места КЗ и режима нейтрали). При выборе электрических аппаратов по коммутационной способности расчетным является наибольшее из значений, получаемых при трехфазном и однофазном КЗ на землю (для электрических сетей с большими токами замыкания на землю). Для генераторов и синхронных компенсаторов величина ТКЗ определяется параметрами этих машин (индуктивного сопротивления). Для других элементов электроустановок (трансформаторов, выключателей и т.д.) величина ТКЗ в значительной степени зависит от параметров электрической сети ЭЭС (суммарной мощности ЭЭС и эквивалентного сопротивления). Темпы роста уровней ТКЗ в ЭЭС весьма высоки. Это хорошо иллюстрируется данными по одной из ЭЭС страны приведенными в таблице 1 [2, 3]. (Здесь и далее см. «Методические указания по проектированию и конструированию электрической части электростанций и подстанций. Методы и средства ограничений токов КЗ и их выбор» /А.С.Жданов. – Иркутск: ИрГТУ, 2009.-60 с.). Из таблицы 1 видно, что в сетях 110 и 220 кВ за 20 лет ТКЗ увеличился в три раза. В сетях 220 кВ ЭЭС ФРГ например, за 20 лет ток трехфазного КЗ увеличился в пять раз и составляет в настоящее время порядка 60 кА, а в перспективе ожидается его рост до 100 кА. Рост ТКЗ в ЭЭС не является случайным. Их уровень пропорционален суммарной плотности нагрузки и длин линий электропередачи и обратно пропорционален площади территории расположения энергосистемы. I по = f (S н х*L/F с) Следовательно, рост уровней ТКЗ в ЭЭС неизбежен, так как потребление электроэнергии и протяженность ЛЭП непрерывно увеличиваются (по [2] на 8–9 % в год). По мере развития ЭЭС растет, как абсолютное так относительное число КЗ на воздушных ЛЭП и в трансформаторах. Это вызывается стремлением повысить эффективность использования электротехнических материалов, уменьшить габариты и вес оборудования, а также технологическими особенностями производства электрооборудования (отказ от ручного труда при изготовлении) и качеством эксплуатации. Число и относительная частота различных видов КЗ в сетях 500 кВ за определенный период (1961 – 1977 г.г.) по ЕЭС СССР представлен в таблице 2[4]. Из приведенных в [2–4] данных замечается следующая тенденция: • доля трехфазных КЗ снижается, а количество однофазных повреждений растет. Причем в большинстве ЭЭС токи однофазного КЗ по величине превышают трехфазные на 10–25 % [5].Это вызывается вводом крупных энергетических блоков (мощностью 300 МВт и выше), выдающих энергию в сеть напряжением 220–750 кВ и требующих, как правило, заземления нейтрали блочных трансформаторов (на случай деления ЭС на части) и широкое применение в ЭЭС автотрансформаторов (не допускающих разземление нейтрали обмоток высшего напряжения); • рост токов КЗ, кроме значительных электродинамических и термических воздействий, вызывает увеличение паузы при АПВ (из-за увеличения времени деионизации воздушного промежутка в месте повреждения), что ухудшает устойчивость работы ЭЭС; • рост токов однофазных КЗ в сетях ЭЭС вызывает рост токов в грозозащитных тросах (которые достигают нескольких десятков кА, что требует увеличения их сечения) и возникновение помех и повреждений в кабельных линиях связи, цепей управления, измерения и сигнализации, т.е. проблемам электромагнитной совместимости (ЭМС) силовых и вспомогательных цепей. • рост токов КЗ приводит к более глубоким посадкам напряжения в сетях ЭЭС и снижению устойчивости параллельной работы генераторов, асинхронной и синхронной нагрузки и ЭЭС в целом; • в связи с ростом ТКЗ в ЭЭС становится актуальной оценка электродинамической устойчивости к КЗ силовых трансформаторов и гибкой ошиновки распределительных устройств и линий электропередачи (чаще требуется проверка проводов на схлестывание). Во многих ЭЭС США, например, резко возросла аварийность трансформаторов напряжением 35-138 кВ (с 68 случаев в 1968 г. до 180 в 1969 г.). Имеют место случаи КЗ при раскачивании проводов, вызванных сквозными ТКЗ. ВЫВОДЫ: 1. В современных электроэнергетических системах, для которых характерно увеличение единичной мощности оборудования, плотности нагрузок и разветвленности электрических сетей, наблюдается непрерывное повышение уровней токов короткого замыкания и их числа. Причем токи одно фазных КЗ часто превышают по величине значения трехфазных КЗ; 2. Рост токов короткого замыкания в ЭЭС вызывают необходимость оценки электродинамической стойкости (при сквозных КЗ) силовых трансформаторов и гибких токопроводов и проверки коммутационной способности выключателей при отключении тока однофазных и трехфазных КЗ; 3. При планировании развития ЭЭС и проектировании электроустановок необходимо учитывать влияние уровней токов КЗ на технико-экономические показатели принимаемых проектных решений. 8.2. Способы обеспечения устойчивости электрооборудования к ТКЗ Рост токов короткого замыкания и повышение вероятности КЗ с одной стороны и большая чувствительность современного оборудования к электродинамическим и термическим воздействиям - с другой, делают актуальным вопросы координации уровней ТКЗ в ЭЭС с параметрами эксплуатируемого электротехнического оборудования. Максимальное электродинамическое воздействие на электрооборудование пропорционально ударному току F = Kу * (iу* iу) = (6,5 – 7,5) * Ino, где, Iпо - действующее значение периодической составляющей ТКЗ для момента времени t = 0. Термическое действие ТКЗ для схемы электрической сети с одним удаленным источником определяется следующим выражением Bк = Iпо * Iпо (tотк + Ta), где, Вк – интеграл Джоуля (полный термический импульс квадратичного тока); t отк – время отключения ТКЗ (время действия КЗ); Ta – постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ. Коммутационная способность выключателя проверяется следующим условием Iпt < Iотк.в. Следовательно, термическое и электродинамическое воздействие ТКЗ определяется, как его величиной, так и длительностью протекания тока. При проектировании и эксплуатации электроустановок задача обеспечения коммутационной, термической и динамической стойкости электротехнического оборудования возможна следующими способами: 1. Разработкой и изготовлением нового электротехнического оборудования с повышенной стойкостью к ТКЗ и замена ими устройств, находящихся в эксплуатации. 2. Осуществлением мероприятий по ограничению ТКЗ в электроустановках ЭЭС на некотором оптимальном, технически и экономически приемлемом уровне в соответствующем радиусе действия. 3. Комплексная задача оптимизации уровней ТКЗ в электрических сетях рассматриваемой электроэнергетической системы. Обеспечение устойчивости электрооборудования к токам КЗ первым способом связано со значительными затратами, которые определяются расходами на разработку и изготовление нового более мощного оборудования, а также значительными расходами, связанными с заменой этого оборудования и реконструкцией существующих электроустановок. Следует отметить, что удельная стоимость основного оборудования (трансформаторов и генераторов) с ростом мощности и напряжения имеют заметную тенденцию к снижению. С ростом отключающей способности выключателей (Sотк) их стоимость существенно возрастает и зависит, кроме того, от типа, конструкции и номинальных его параметров (тока и напряжения). В общем виде, расчетная стоимость ячейки выключателя высокого напряжения определяется следующей зависимостью [3]. Cя = f (Uном *Iном *Sотк * Г *П), где Г и П – габариты (объем) и площадь ячейки выключателя. Следует напомнить, что стоимость ячейки выключателя напряжением 220-750 кВ становится соизмеримой со стоимостью силовых трансформаторов соответствующего напряжения и даже генераторов значительной мощности [3]. Трудность в разработке и производстве аппаратов повышенной коммутационной способности и высокая стоимость ячеек выключателей распределительных устройств вызывает необходимость определения по техническим и экономическим соображениям предельно допустимых уровней ТКЗ, в радиусе действия проектируемой электроустановки и в электрических сетях различного напряжения ЭЭС и осуществления, соответствующих мер по поддержанию их на оптимальном уровне. Таким образом, наряду с увеличением стойкости оборудования к ТКЗ, является целесообразным внедрений в масштабах ЭЭС мероприятий по ограничению токов короткого замыкания. 8.3. Способы ограничения ТКЗ в электрических сетях ЭЭС 8.3.1. Ограничение ТКЗ изменением структуры электрической сети, как правило, на этапе проектирования электроустановок: • применением обычных и удлиненных блоков (генератор–трансформатор, генератор–трансформатор–линия, линия–трансформатор); • повышением уровня напряжения электрических сетей с целью решения и задач оптимизации передачи и распределения мощности и электроэнергии (3>6>10>20>35> ….. 1150>1500 кВ); • стационарным делением сети (раздельной работой генераторов, трансформаторов, линий); • автоматическим делением сети (путем каскадного отключения ТКЗ); • установкой для связи между распределительными устройствами высокого и среднего напряжения трансформаторов вместо автотрансформаторов, так как Uкз тр > Uкз авт. Недостатки этой группы мероприятий по ограничению ТКЗ: • увеличение потерь активной реактивной мощности и электроэнергии в элементах ЭЭС; • возникновение разных потенциалов в смежных точках сети одного напряжения; • увеличение вероятности нарушения динамической устойчивости ЭЭС из-за неблагоприятного распределения потоков мощности в электрической сети; • ограничения на деятельность оперативного персонала; • уменьшение ТКЗ только в рассматриваемой точке электрической сети. Следует отметить, что количество точек с раздельной работой в электроустановках напряжением 110-220 кВ растет и исчисляется десятками на сеть одного уровня напряжения. Стационарное деление сети приводит к тому, что примерно 70 % установленной мощности ЭЭС объединено на параллельную работу через сеть более высокого напряжения, приводя к вышеуказанным недостаткам. 8.3.2. Ограничение ТКЗ введением в электрическую цепь дополнительных индуктивных сопротивлений, величина которых не зависит от режима сети: • применением токоограничивающих реакторов (без магнитного сердечника) с прямолинейной вольтамперной характеристикой (в сетях напряжением до 330 кВ). Наибольшее распространение получили такие реакторы в электроустановках напряжением 6, 10 и 35 кВ и реже на 110 и 220 кВ. Ниже приведены вольтамперные характеристики токоограничивающих реакторов. Среди них, идеальная характеристика токоограничивающего устройства (1), характеристика управляемого реактора (2) и характеристика обычного (неуправляемого, без магнитного сердечника) реактора (3); • применение трансформаторов с повышенным напряжением короткого замыкания (трансформаторы типа ТДНС для собственных нужд ЭС, здесь индекс «С» подтверждает это предназначение); • применение трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения на две и более частей; Недостатки этой группы мероприятий по ограничению ТКЗ состоят в следующем: • дополнительные потери активной и реактивной мощности и энергии и потери напряжения в указанных элементах электрической сети; • повышение Uкз трансформаторов приводит к увеличению числа переключений регулятора напряжения под нагрузкой (РПН) и диапазона регулирования напряжения, что вызывает удорожание трансформаторов и снижение надежности их работы из-за расширения диапазона регулирования напряжения в сети и увеличения числа переключений; • трансформаторы с расщеплением на 20–30 % (в зависимости от числа обмоток низшего напряжения) дороже трансформаторов обычной (двух обмоточной) конструкции. Достоинством этих средств ограничения ТКЗ, кроме токоограничивающих свойств, является повышение остаточного напряжения в нагрузочных и генерирующих узлах электрической сети, что повышает устойчивость работы нагрузки и генераторов и ЭЭС в целом. В нашей стране применяют трансформаторы с повышенным напряжением КЗ до 14–18 %, что часто оказывается экономически выгоднее сочетания «трансформатор–реактор». В ряде стран (США, Япония, Англия) выпускают трансформаторы с величиной Uкз до 26 %, что сопровождается установкой большого числа компенсирующих устройств (КБ - конденсаторных батарей). В Японии, например, мощность КБ составляет около 70 % установленной генерирующей мощности страны. В отдельных ЭЭС США мощность компенсирующих устройств составляет 100 % (близка к установленной мощности генераторов ЭС), т.е. на каждый кВт генерирующей мощности устанавливают кВар конденсаторных батарей. 8.3.3. Применение токоограничивающих устройств, сопротивление которых зависит от режима сети: • применение управляемых реакторов (УР) с нелинейной вольтамперной характеристикой (3). УР имеет электромагнитный сердечник (из электротехнической стали) с токоограничивающей и управляющей обмотками. Изменение сопротивления УР осуществляется путем подмагничивания сердечника постоянным током. При КЗ сердечник УР размагничивается увеличивающимся переменным током и сопротивление его резко (за время менее одной миллисекунды) возрастает. Этот эффект усиливается снятием подмагничивания управляющей обмотки. Опытные образцы УР разработаны в ЭНИНЭ на генераторное (20 кВ) и повышенное (220 кВ) напряжение и прошли испытания для блока мощностью 300 МВт. Расчеты подтвердили экономическую целесообразность применения УР генераторного напряжения. Для уменьшения в 1,5 раза ТКЗ на ЭС (в радиусе действия около 200 км) с помощью УР напряжением 20 кВ сопротивление реактора должно составлять порядка 2,5-3,0 сверхпереходного сопротивления генератора; • применение резонансных схем в электрической сети. Токоограничивающие устройства резонансного типа основаны на использовании эффекта резонанса напряжения (создаваемого с помощью батарей продольной емкостной компенсации) при рабочих режимах и расстройке резонанса при аварии (при КЗ). Эти устройства ограничивают скорость нарастания ТКЗ в цепи даже без элементов расстройки резонанса. Кроме того, эти устройства используются для регулирования напряжения в электрической сети (как элементов интеллектуальных ЭЭС). Однако они дороги при использовании только для целей ограничения ТКЗ и громоздки и могут быть применены при комплексном решении передачи ЭЭ на значительные расстояния и создания гибких, управляемых ЛЭП, Как основы интеллектуальных ЭЭС; • применение токоограничивающих устройств, трансформаторного типа. Основным элементом этих устройств является трансформатор, первичная обмотка которого включатся последовательно в нагрузочную цепь (ЛЭП). В нормальном нагрузочном режиме вторичная обмотка этого трансформатора замкнута накоротко выключателем (как обмотка ТА). Для снижения величины ТКЗ при аварийной ситуации блоком управления подается сигнал на отключение выключателя. При размыкании вторичной обмотки трансформатора сопротивление первичной обмотки трансформатора резко возрастает, что приводит к снижению уровня ТКЗ; • применение ЛЭП и вставок постоянного и переменного (непромышленной частоты) тока. ЛЭП постоянного тока, в первую очередь, служат транспортной магистралью электрической энергии и (или) линией связи систем с различными параметрами сети или для связи систем, с различными требованиями к параметрам их режимов (при различной частоте тока, различных требованиях к показателям качества электроэнергии или невозможности их обеспечения со стороны, поставляющей электрическую энергию, организации). Линии постоянного тока СВН и УВН имеют, как известно, ряд технических и экономических преимуществ: -- возможность для радикального увеличения радиуса действия ВЛ; -- возможность несинхронной работы двух ЭЭС, связанных линией электропередачи постоянного тока; -- способность вентильных преобразователей выполнять функции быстродействующего выключателя и регулятора передаваемой мощности; -- щадящие условия работы изоляции кабелей при постоянном напряжении; -- отсутствие ограничений передаваемой мощности по условиям устойчивости параллельной работы и др. Токоограничивающий эффект линий и вставок постоянного тока вольтамперная характеристика состоит в том, что ТКЗ по ним с передающей стороны не превышает их максимального нагрузочного тока и определяется величиной задающего сигнала блока управления преобразовательных устройств (выпрямителя или инвертора). Применение ЛЭП и вставок позволяет осуществлять, кроме того, плавное, реверсивное и быстродействующее управление потоками активной мощности. Недостатком этого способа является большая стоимость установки при решении только задачи ограничения ТКЗ. Следовательно, такой способ ограничения ТКЗ, как чрезвычайно дорогой, применим при решении комплекса выше названных задач. Стоимость таких устройств имеет тенденцию к снижению по мере совершенствования и развития электронной и полупроводниковой техники; • применение токоограничивающих коммутационных аппаратов (силовых токоограничивающих предохранителей, ограничителей ударного тока взрывного действия, синхронных и тиристорных выключателей). Известно, что существующие и применяемые в настоящее время в сетях до 110 кВ плавкие предохранители (типа ПК, ПКТУ, ПР и др.) обладают токоограничивающими свойствами. Находят применение устройства, сочетающие действия релейной защиты и пиропатрона с элементами плавкой вставки, с полным временем срабатывания до одной четвертой периода. Синхронные выключатели обеспечивают отключение цепи (расхождение контактов коммутационного аппарата) в момент перехода тока через нуль. Сочетание чувствительного и быстродействующего блока управления и быстродействующего выключателя обеспечивает отключение КЗ за время не более одного полупериода. Существующие варианты схем тиристорных выключателей (однополупериодные и выключатели с собственным переходом тока через нуль) обеспечивают отключение цепей за время не более одного полупериода; • применение токоограничивающих устройств со сверхпроводниками. Эти устройства используют сверхпроводящие свойства некоторых металлов при низких температурах и зависимость напряженности магнитного поля на поверхности проводника и температуры (эффект Мейснера), т.е. изменяя напряженность магнитного поля на поверхности проводника или его температуру (или то и другое) сверхпроводник переводится в резистивное состояние (обладающее большим сопротивлением протеканию по проводнику электрического тока). Такие конструктивные решения целесообразно применять в элементах цепей использующих явление сверхпроводимости (генераторах, трансформаторах, комплектных токопроводах). 8.4. Ограничение токов замыкания на землю Величина тока замыкания на землю определяется режимом заземления нейтралей электрической сети В отечественной электроэнергетике применяют следующие режимы заземления нейтралей: • режим с глухо и эффективно-заземленной нейтралью используется в сетях напряжение 110 кВ и выше. В сетях этих напряжений, применяют следующие способы ограничения тока короткого замыкания на землю, как правило, до уровня 3-х фазных: - частичное разземление нейтралей силовых трансформаторов (по ПУЭ) напряжением 110 кВ (за исключением нейтралей АТ, что категорически запрещается); - заземление нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов через активное или индуктивное сопротивление; - размыкание третичной (низшей, соединенной в треугольник) обмотки автотрансформаторов; - выполнение и применение двухобмоточных автотрансформаторов (без низшей обмотки с соединением в треугольник); - применением трансформаторов вместо АТ; - применением реакторов нулевой последовательности, включаемых в цепь ЛЭП или трансформаторов или ЛЭП высокого напряжения. Сопротивление устройств, включаемых в нейтраль трансформаторов и АТ по величине выбирается таким, чтобы напряжение нейтралей оборудования при 1-ф коротких замыканиях в различных точках ЭЭС не превышало уровня изоляции нейтралей и оборудования электроустановки (когда КЗ не превышает значения 1,4); • режим с глухим заземлением нейтрали и нулевым проводом, который используют в установках напряжение до 1000 В. При этом, решается вопрос питания однофазных электроприемников - осветительной и другой бытовой нагрузки и электробезопасности персонала; • режим с изолированной нейтралью применяют в сетях напряжение 6-35 кВ, который относится к сетям с малыми токами замыкания на землю (по ПУЭ не более 30 А в сетях напряжением 6,0 кВ и т.д.); • режим с компенсированной или резонансно-заземленной нейтралью (когда в автоматическом режиме с помощью ДГР обеспечивается резонанс токов, т.е. Ic = Iр) применяют в сетях напряжение 6-35 кВ, когда в сетях с изолированной нейтралью величина тока однофазного замыкания на землю, имеющего емкостный характер, превышает допустимый уровень установленный ПУЭ (для сетей 6,0 кВ–30 А, для сетей 10,0 кВ–20 А, для сетей 35,0 кВ–15 А, для цепей генераторного напряжения блоков генератор–трансформатор–5 А). Это снижает масштабы разрушения оборудования и вероятность опасных для изоляции электроустановки дуговых перенапряжении при замыкания на землю; • режим резистивного (многоомного) заземления нейтрали, который применяют в установках напряжением 6-35 кВ при незначительном емкостном токе сети (до 10 А) и малоомного заземления нейтрали с током (100-2000) А. 8.5. Выбор средств и способов ограничения токов короткого замыкания в ЭЭС 8.5.1. Требования к способам и средствам (устройствам) ограничивающим токи короткого замыкания: • ограничение ТКЗ в сети до определенного, технически и экономически обоснованного уровня (см. параметры коммутационных аппаратов); • поддержание на более высоком (не ниже допустимого) уровне остаточного напряжения (не ниже 0,55 номинального) в нагрузочных и генерирующих узлах электрической сети ЭЭС; • обеспечение в различных, в том числе, аварийных режимах сети требуемой чувствительности и селективности действия релейной защиты от всех видов повреждения; • не оказывать существенного, отрицательного влияния на параметры качества электрической энергии, установленные ГОСТ (отклонения напряжения, несинусоидальность формы кривой тока и напряжения, несимметрия токов и напряжений и др.), в нормальном и аварийном режимах сети; • не допускать опасных уровней перенапряжений для изоляции фаз и нейтралей оборудования при аварийных режимах в сети, в том числе при 1-ф замыканиях на землю; • обеспечение минимальных затрат на выполнение проектируемой электроустановки и мер по обеспечению устойчивости оборудования к ТКЗ в ЭЭС. 8.5.2. Выбор способов и средств ограничения ТКЗ при проектировании ЭС блочного типа (КЭС, ГЭС, АЭС, ГАЭС, ГТС и др.): • применение блоков различного вида для ограничения ТКЗ на генераторном и повышенном напряжении (обычных блоков, блок генератор-трансформатор-линия, блок трансформатор-линия, объединенных блоков, укрупненных блоков с двух обмоточным и расщепленным трансформатором); • раздельная работа (стационарная и автоматическая) части блоков ЭС на повышенном напряжении (режим схем РУ со стационарным или каскадным отключением секционного и междушинного выключателей); • применение реакторов, трансформаторов с повышенным напряжением КЗ и с расщеплением обмотки низшего напряжения для ограничения ТКЗ в системе электроснабжения СН ЭС; • заземление нейтралей трансформаторов и АТ через специальные, активные и индуктивные сопротивления; • применение резистивного заземления нейтрали генераторов и в системе СН ЭС; • применение ДГР в цепи генераторов и в системе СН ЭС, для компенсации емкостных токов; • применение реакторов нулевой последовательности в цепях ЛЭП и обмоток трансформаторов высшего напряжения; • применение трансформаторов вместо АТ для связи между РУ повышенных напряжений; • применение двух обмоточных АТ (без низшей обмотки соединенной в треугольник для ограничения токов при 1-ф КЗ); • применение повышенного напряжения обмотки низшего напряжения АТ связи (35,0 кВ, вместо возможных 6,0-10) при резервировании СН ЭС. 8.5.3. Меры ограничения ТКЗ при проектировании и реконструкции ТЭЦ: • применение блоков различного типа для ограничения ТКЗ на генераторном и повышенном напряжениях; • применение реакторов, трансформаторов с расщеплением и с повышенным напряжением КЗ для ограничения ТКЗ в системе СН ЭС и у потребителей генераторного напряжения; • применение трансформаторов связи с расщеплением обмотки низшего напряжения; • применение реакторов (одинарных и сдвоенных) в цепи трансформаторов связи; • применение секционных реакторов в кольцевых и разомкнутых схемах ГРУ, в том числе с попарным секционированием секций ГРУ и применением сдвоенных реакторов устанавливаемых в цепи ТС; • применение линейных реакторов (одинарных и сдвоенных, индивидуальных и групповых) в цепи отходящих присоединений к системам электроснабжения собственных нужд ЭС, предприятий и организаций; • частичное разземление нейтралей трансформаторов связи и РТСН на стороне 110 кВ; • включение в цепь нейтрали трансформаторов активных и индуктивных сопротивлений; • применение ДГР на генераторном напряжении и в сети СН ТЭЦ; • применение резистивного заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ, в том числе в системе электроснабжения СН ТЭЦ; Примечание. Установка секционных реакторов и применение расщепления трансформаторов связи и сдвоенных реакторов в их цепи, как правило, не решает проблемы ограничения ТКЗ у потребителей генераторного напряжения. 8.5.4. Мероприятия по ограничению ТКЗ при проектировании и реконструкции подстанций: • раздельная работа трансформаторов и АТ (стационарное или автоматическое деление); • применение трансформаторов с расщепленной (на две и более) обмоткой низшего напряжения и их раздельная работа; • установка реакторов (одинарных или сдвоенных) в цепи трансформаторов, в том числе и в цепи расщепленных обмоток низшего напряжения трансформаторов и раздельная их работа; • установка секционных реакторов и (или) раздельная работа трансформаторов и реактирование присоединений, отходящих от РУ низшего напряжения (для ПС с мощными трансформаторами и, или установкой СК); • применение резистивного заземления нейтралей в сетях 6-35 кВ; • применение ДГР для компенсации емкостных токов при замыкании на землю в сетях 6-35 кВ; • частичное разземления нейтралей трансформаторов на стороне 110 кВ; • включение в цепи нейтралей трансформаторов и АТ специальных активных и индуктивных сопротивлений; • отказ от применения АТ и использование трансформаторов на ПС. 8.5.5. Порядок выбора секционных реакторов ТЭЦ: • определяют схему и число секций ГРУ из условия надежности электроснабжения потребителей и работы ТЭЦ. Число секций ГРУ, как правило, принимают равным числу генераторов; • выбирают схему включения секционных реакторов (разомкнутую при 2-3 секциях и замкнутую при 4-х секциях и более, в том числе попарное секционирование секций ГРУ и с вариантами использования сдвоенных реакторов в цепи ТС); • проводят анализ потоков мощности через секционные реакторы при нормальном и аварийном режимах (отключение генератора, трансформатора связи и др.) и определяют Iпер.макс. Принимают к установке реактор с наибольшим сопротивлением. Обычно Iр.ном = (0,7 – 0,8 ) Iн.г.макс; • производят расчет ТКЗ с секционными реакторами и без них; • обосновывают целесообразность ограничения ТКЗ на ГРУ с помощью секционных реакторов, в том числе сдвоенного типа. Применение секционных реакторов на ГРУ предрешено, т.е. не требует экономического обоснования, если их установка снижает на 10% капитальные вложения, а также при невозможности выбора без них оборудования генераторного распределительного устройства ТЭЦ; • определяют потерю напряжения в секционных реакторах ГРУ при наибольших перетоках мощности, которые не должны по ПУЭ превышать 5,0% номинального значения. В противном случае предусматривается их шунтирование (выключателем или разъединителем) при неблагоприятных режимах и проверка условий ограничения ТКЗ до требуемых пределов. 8.5.6. Порядок выбора линейных реакторов. Здесь идет речь о выборе токоограничивающих реакторов в цепи линий и трансформаторов, а также для питания потребителей собственных нужд электрических станций. При реактировании линий предпочтение отдается применению групповых реакторов, когда через один реактор питается 2-4 присоединения. При токе нагрузки группового реактора более 1600,0 А рекомендуется применять сдвоенные реакторы. При этом не рекомендуется включать к одной ветви сдвоенного реактора более четырех линий, так как КЗ в них будут приводить к нарушению работы большого числа электроприемников. Условия выбора линейных реакторов: 1. По месту установки при различных вариантах их использования (в цепи линии или трансформатора связи ТЭЦ или ПС, индивидуальный или групповой, одинарный или сдвоенный, при питании СН с ГРУ или ответвлением от блока генератор-трансформатор); 2. По напряжению, Uном р > Uном сети; 3. По рабочему максимальному току нагрузки, с учетом варианта установки реактора и его использования при аварийных ситуациях (при отключении секции ГРУ, повреждении соседнего реактора, повреждении паралельной реактированной линии, перегрузки КЛ, перегрузки трансформатора и т.д., см. также условия выбор выключателей), Iном р > Iнагр макс; 4. По сопротивлению. Выбор (определение) требуемого сопротивления реактора (Хр.треб) осуществляется из условия обеспечения коммутационной способности предполагаемого к установке в распределительной сети выключателей (I отк.выкл наиболее легкого и дешевого аппарата) и термической устойчивости кабелей (Iтерм.каб), минимального сечения принятого к использованию за данными выключателями по экономической плотности тока. При этом Xр.треб=Хжел - Х рез. Здесь Хжел = Х р.треб + Х рез; Х рез = Uном / I по* 1,73; I по – ток короткого замыкания до реактора (на шинах источника питания, в случае ТЭЦ на ГРУ), Хжел = U ном / I к.з.мин * 1,73, где I к.з.мин – наименьшее значение из (Iтерм.каб и I отк.выкл) до которого требуется ограничить ТКЗ. По X р.треб принимают по каталогу реактор с ближайшим, большим сопротивлением (Xр.действ). 5. Определяют ток при КЗ за реактором с принятым сопротивлением Хр.действ, I*по = Uном /1,73* (X р.действ + X рез). 6. Проверка реактора по потере напряжения. В режиме его наибольшей нагрузки потеря напряжения в нем не должна по ПУЭ превышать 2,0 % номинального значения. Допускается большее значение потери напряжения в реакторах, устанавливаемых в цепи трансформаторов, которая может быть компенсирована действием РПН. Здесь Uпот = (Xр.дейст * 1,73 * I нагр.макс * 100 * Sin f )/Uном, %. Для сдвоенных реакторов в числитель формулы надо добавить выражение (1 – Ксв), где Ксв – коэффициент связи, учитывающий взаимную индукцию между ветвями реактора, равный около 0,5, при одинаковых токах нагрузки ветвей. 7. Проверка на электродинамическую устойчивость, iдин р > iу. 8. Проверка на термическую устойчивость, Bк