Структурная схема тэц – 81 Схемы электрических соединений тэц. Особенности выбора схем. Схемы тэц на генераторном и повышенных напряжениях. Собственные нужды тэц.

Содержание

2. Разработка вариантов структурных схем тэц (3 варианта) Общие принципы при разработке структурной схемы.

Структурная
схема теплоэлектроцентрали зависит от
единичной и суммарной мощности агрегатов
и от соотношения суммарной генераторной
мощности и минимальной мощности местной
нагрузки.

Схемы
электрических соединений ТЭЦ с
турбогенераторами мощностью до 110 МВт
могут выполняться с шинами генераторного
распределительного устройства (ГРУ).
Число агрегатов обычно не превышает
трех – четырех. При большей мощности
турбогенераторов схемы ТЭЦ выполняются
блочного типа. Питание потребителей
электрической энергии, осуществляется
отпайкой от блока генератор – трансформатор
путем подключения потребительских
трансформаторов или реакторов. Схемы
ТЭЦ смешанного типа содержат как блоки
генератор – трансформатор, так и
генераторы, подключенные к шина ГРУ и
имеющие связь с системой через
трансформаторы связи .

При
наличии местной нагрузки не только на
генераторном, но и на среднем напряжении
(110 кВ) структурная схема выполняется с
автотрансформаторами связи.

Исходя
из требований надежности теплоснабжения
потребителей, применяют только единичные
блоки: отказ элементов объединенного
или укрупненного блока привел бы к
потере двух теплофикационных блоков и
возможному при этом ограничению
теплоснабжения потребителей. Это условие
справедливо для современных мощных ТЭЦ
с агрегатами 100 и 250 МВт, которые сооружаются
для тепло- и электроснабжения больших
городов и крупных промышленных
предприятий.

Питание
близлежащих районов нагрузки может
осуществляться ответвлением от
генераторов нескольких блоков через
реактор (генераторное напряжение 10,5
кВ). Ответвление выполняют между
генераторным выключателями блочным
трансформатором. Это повышает надежность
электроснабжения местных потребителей,
так как при наиболее вероятных повреждениях
в технологической части блока отключается
генераторный выключатель, а питание
местной нагрузки сохраняется через
блочный трансформатор.

Нагрузка
потребителей электроэнергии, генераторов
станции и С.Н. при проектировании ТЭЦ
может задаваться двумя способами. При
первом способе нагрузка задается
суточными графиками (зимним и летним),
при втором способе – параметрами,
характеризующими графики нагрузки. Для
ТЭЦ предпочтительнее характеризовать
нагрузку соответствующими графиками
известных потребителей электроэнергии

Рис.
7. Структурная схема ТЭЦ (1 вариант).

Рис.
8. Структурная схема ТЭЦ (2 вариант).

Рис.
9. Структурная схема ТЭЦ (3 вариант).

3. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

3.1. Выбор трансформаторов

Выбор
трансформаторов для схемы 1:

,МВА (2)

Для
:МВА

Выбираем
трансформаторы марки: ТДН-80000/110

Для
:МВА

Выбираем
трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110

Для
:МВА

Выбираем
трансформатор марки: ТД-80000/220

Выбор
трансформаторов для схемы 2:

Трансформаторы
связи
выбираются
по 4 расчетным режимам:

Нормальный
режим зимой:

Нормальный
режим летом:

Авария
в системе летом:

Отключение
одного генератора зимой от ГРУ:

По
максимальной мощности
аварии в системе летом выбираем
трансформатор типа: ТДЦН-125000/110

Для
:МВА

Выбираем
трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110

Для
:МВА

Выбираем
трансформатор марки: ТД-80000/220

Выбор
трансформаторов для схемы 3:

Для
:

Выбираем
трансформаторы марки: ТДН-80000/110

Для
:

Выбираем
трансформаторы марки: ТДЦ-125000/110

Для
:

Выбираем
трансформаторы марки: ТДЦ-80000/110

Для
:

Выбираем
трансформатор марки: ТД-80000/220

Выбор
автотрансформаторов для схемы 1:

(3)

1)
Нормальный режим зимой:

2)
Нормальный режим летом:

3)
Авария в системе летом:

4)
Отключение одного генератора зимой от
СН:

По
максимальному перетокуаварии в системе летом выбираем
автотрансформатор типа: АТДЦТН-125000/220/110

Так
как количество блоков на СН в вариантах
одинаковое, то для схемы 2 и 3 выбираем
автотрансформаторы той же марки.

Основные
параметры трансформаторов приведены
в табл. 2.

Таблица
2

Основные параметры
трансформаторов

Тип
трансформатора

Sном.,

МВ
А

Напряжения
обм., кВ

Потери,
кВт

,
%

Iхх
, %

ВН

СН

НН

Рхх

Рк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДЦ-
80000/110

80

121

10,5

85

310

11

0,6

ТДН
-80000/110

80

115

10,5

58

310

10,5

0,45

ТДЦ
-125000/110

125

121

10,5

120

400

10,5

0,55

ТДЦН
-125000/110

125

115

10,5

105

400

11

30

0,55

АТДЦТН-125000/220/110

125

230

121

38,5

65

315

11

45

28

0,4

ТД
-80000/220

80

242

10,5

79

315

11

0,45

Типы
выбранных трансформаторов и
автотрансформаторов по вариантам сведем
в табл. 3.

Таблица
3

Типы
выбранных трансформаторов и
автотрансформаторов по вариантам

Вариант
1

Вариант
2

Вариант
3

ТДЦ-
80000/110

Т3,
Т4

Т3,
Т4

Т5,
Т6

ТДЦ
-125000/110

Т3,
Т4

ТДН
-80000/110

Т1,
Т2

Т1,
Т2

ТД
-80000/220

Т5

Т5

Т7

ТДЦН
-125000/110

Т1,
Т2

АТДЦТН-125000/220/110

АТC1
, АТC2

АТC1
, АТC2

АТC1
, АТC2

studfile.net

34 Структурные схемы электростанций и подстанций » СтудИзба

Лекция 8: «Структурные схемы электростанций и подстанций».

Структурная схема электроустановок зависит от числа генераторов и трансформаторов, распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между РУ этих напряжений.

На рис.1 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 – 10 КВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения ГРУ. Количество генераторов, подключённых к ГРУ зависит от мощности потребителей 6-10кВ. На рис.1а два генератора подключены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, — к РУ высокого напряжения (РУ ВН). Линии, подключённые к РУ ВН, выполняют связь с энергосистемой.


Рис. 1

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоёмких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35-110кВ от распределительного устройства среднего напряжения (РУ СН). Связь между РУ разных напряжений выполняется с помощью трёхобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. Это показано на рис.1б.


При незначительной нагрузке на генераторном напряжении 6-10кВ целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что приводит к уменьшению токов КЗ и возможности выбора более экономичного комплектного распределительного устройства КРУ вместо дорогостоящего ГРУ (рис. 1в). мощные энергоблоки 100-250МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

Рис.2

На рис.2 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. На рис2.а показана параллельная работа трёх блоков на высоком напряжении, где имеется РУ ВН.

Если электроэнергия выдаётся на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ ВН и РУ СН осуществляется автотрансформатором связи (рис.2б) или автотрансформатором, установленным в блоке с генератором (рис.2в).


Рис. 3

На рис.3 показаны структурные схемы подстанций. На подстанции с двумя двухобмоточными трансформаторами (рис.3а) электроэнергия от системы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы (рис. 3б) и питание потребителей на НН. Возможно сооружение подстанции с двумя РУ СН, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора для питания потребителей от РУ НН.

Выбор той или иной структурной схемы электростанции или подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух – трёх вариантов.

Особенности главных схем ТЭЦ.

ТЭЦ обычно располагают в центре тепловой нагрузки, которой сопутствует большое потребление электрической энергии. Для уменьшения потерь при двойной трансформации выгодно всю электроэнергию, вырабатываемую ТЭЦ, передавать местным потребителям на генераторном напряжении. Таким образом, первой особенностью главной схемы ТЭЦ является наличие сборных шин генераторного напряжения, к которым подключаются генераторы ТЭЦ и кабельные линии 6-10кВ местной нагрузки.

Вторая особенность заключается в неравенстве мощностей генераторов и трансформаторов связи станции с системой.  С одной стороны мощность трансформатора должна быть достаточной для передачи в систему избыточной мощности ТЭЦ (Sг) при максимальном тепловом потреблении и минимальной электрической нагрузке района, с другой стороны, должно быть обеспечено питание района от системы (Sс) при максимальной нагрузке и минимальном тепловом потреблении.

Для этого рекомендуется учитывать отключение        наиболее мощного генератора ТЭЦ. 

Третьей отличительной чертой главных схем ТЭЦ является секционирование и реактирование сборных шин генераторного напряжения, а также установка линейных и сдвоенных реакторов в отходящих фидерах для ограничения токов КЗ. Реакторы могут быть зашунтированы разъединителями и секции будут связаны между собой только секционными выключателями. Шунтирование реакторов уменьшает потери в схеме. Они возможны в периоды, когда по условиям нагрузки работает часть генераторов. индуктивное сопротивление реактора выбирают таким, чтобы на него приходилось 10-12% от номинального напряжения, а их номинальный ток составлял 70% от номинального тока генератора, подключённого к секции.

Надёжность и гибкость схемы генераторного напряжения ТЭЦ повышается при замыкании её кольцо, однако в этой схеме вывод выключателей в ремонт приводит к отключению потребителей. Для избежания этого ответственные потребители должны иметь резервное питание по сети.

В современных условиях появились обстоятельства, существенно влияющие на выбор главной схемы ТЭЦ, приближая схематично их к главным схемам ТЭЦ. Это, во-первых, значительное удаление ТЭЦ от центров потребления теплоты и энергии, что вызвано состоянием экологии в городских условиях; во-вторых, это укрупнение агрегатов и увеличение единичной мощности ТЭЦ, что приводит к повышению генераторного напряжения до 20кВ включительно и использованию глубоких вводов на напряжении 35-110кВ и соответственно к отказу от ГРУ. Хотя особо ответственные потребители могут получать питание через трансформаторы 15.75/10 или 20/10 кВ. если мощная ТЭЦ находится в центре электрических нагрузок, то в большинстве случаев лучше иметь на ТЭЦ сборные шины.

Современные ТЭЦ (500-1000МВт) сооружаются по блочному типу. В блоках генератор – трансформатор устанавливается генераторный выключатель, что повышает надёжность питания СН и РУ ВН, так как при этом исключаются многочисленные операции в РУ собственных нужд по переводу питания с рабочего ТСН на резервный трансформатор СН при каждом останове и пуске энергоблока и исключаются операции выключателями ВН.  Нужно помнить, что энергоблоки ТЭЦ значительно чаще КЭС подвергаются операциям включения и отключения.

studizba.com

3.2. Компоновка структурной схемы тэц

Компоновку
главной схемы электростанции удобно
начинать с разработки структурной
схемы, которая определяет основные
энергетические потоки. Характерной
чертой ТЭЦ является выдача части мощности
на генераторном напряжении и доля этой
мощности во многом определяет архитектуру
главной
схемы.

Компоновка
структурной схемы ТЭЦ начинается с
выбора числа генераторов
и их мощностей и заключается в правильном
распределении генераторов по
РУ. Согласно техническому заданию
станция должна отдавать мощность на
двух
напряжениях 10 кВ и 110 кВ, в результате
чего в главной схеме должны быть
предусмотрены два распределительных
устройства.

Удачный
выбор числа и мощности генераторов во
многом определяет качество
проекта. При выборе генераторов необходимо
учитывать следующие факторы:

  1. Число
    генераторов не должно быть чрезмерно
    большим, что противоречит
    современной тенденции укрупнения
    единичных мощностей, и слишком малым,
    что приведет к большому дефициту
    мощности при отключении одного
    из генераторов. Обычно число генераторов
    составляет 3-8 единиц.

  2. Необходимо
    стремиться к однотипности устанавливаемого
    оборудования.

  3. При
    определении числа генераторов, работающих
    на каждое РУ, следует стремиться
    к минимизации перетоков мощности через
    трансформаторы связи.

  4. Количество
    генераторов, присоединяемых к ГРУ,
    выбирается так, чтобы обеспечить
    питание потребителей в нормальном
    режиме.

  5. Для
    питания нагрузки на повышенном напряжении
    (35 кВ и выше) целесообразно
    использовать блоки «генератор-трансформатор»
    с генераторами мощностью
    120-250 МВт.

  6. По
    условиям электродинамической стойкости
    оборудования мощность генераторов
    ГРУ не следует превышать следующих
    значений: при U
    = 6 кВ Рген32МВт,приU
    = 10кВ Рген63МВт.

Для
получения оптимального проектного
решения обычно разрабатывают
несколько вариантов структурной схемы
энергоустановки и выбирают из них
лучший по результатам технико-экономической
оценки. Критерием выбора
является минимум приведенных затрат.
В учебном проекте для данного анализа
достаточно разработать два варианта.
На рис. 3.3 приведены два варианта
структурных схем ТЭЦ, имеющие равноценные
технические и экономические характеристики.
Для обоих вариантов выбрана комбинированная
схема ТЭЦ с наличием ГРУ и блоков.
Варианты имеют следующую установленную
мощностью:

РТЭЦ1
=
452 МВт; РТЭЦ2
= 425 МВт.

Так
как отличие вариантов по мощности друг
от друга и от ТЗ меньше 5-7%,
то принимаем эти варианты для дальнейшей
проектной разработки. Каталожные
данные турбогенераторов, использованных
в этих схемах, приведены
в табл. 3.8.

а) б)

Рис.
3.3.
Структурные схемы проектируемой
электроустановки: а — схема 1, б — схема
2

3.3. Расчет графиков нагрузок

Целью
данных расчетов является определение
графиков перетоков мощности через
трансформаторы связи и графиков обменной
мощности станции с
энергосистемой. Первый график необходим
для выбора трансформаторов связи,
второй график позволяет определить
необходимое число линий связи станции
с энергосистемой и с потребителем.

При
расчете графиков нагрузок собственные
нужды станции учитываются упрощенно
по установленной мощности генераторов:

Рсн
= kсн
· Рген,

где
kсн
-определяется
по справочной литературе.

В
учебном проекте графики нагрузок
рассчитываются для двух сезонов — зима
и лето. При этом графики рассчитываются
для различных режимов работы
станции с целью определения наиболее
тяжелого продолжительного режима.

График
перетока мощности.

Перетоком мощности называется мощность,
проходящая
между ГРУ и ОРУ. Как видно из структурных
схем станции, эта мощность
проходит через трансформаторы связи и
поэтому по ней будет произведен
выбор числа и мощности этих трансформаторов.
Для определения наиболее
тяжелого графика перетока рассматриваются
два режима работы станции:

Нормальный
режим — это режим, при котором с проектными
нагрузками работают
все генераторы и потребитель.

Ремонтный
режим ГРУ — в этом режиме на станции
выведен в ремонт самый
мощный генератор, подключенный к шинам
ГРУ.

В
соответствии со структурной схемой
переток мощности между ГРУ и
ОРУ в каждый момент времени определяется
разностью мощностей поступившей
на шины ГРУ и ушедшей с этих шин:

,

где
— полная мощность генераторов, работающих
на шины ГРУ;


— полная мощность
собственных нужд генераторов ГРУ;


— полная мощность
потребителя Р1, подключенного к шинам
ГРУ.

График
обменной мощности.
Обменной
мощностью называется мощность обмена
станции с энергосистемами. Эта мощность
проходит по линиям связи
станции с энергосистемами и поэтому по
ее величине будет закладываться
в проект количество цепей ЛЭП, подключаемых
к шинам ОРУ-110 кВ от энергосистемы. Для
определения наиболее тяжелого
продолжительного режима этой связи
следует рассмотреть еще один режим
работы станции -ремонтный.

Ремонтный
режим генератора станции — в этом режиме
выведен в ремонт самый
мощный генератор станции.

В
соответствии со структурной схемой
обменная мощность для каждого момента
времени определяется разностью
поступающей на шины ОРУ мощности
и уходящей с этих шин:


,

где
— полная мощность генераторов блоков;

— полная мощность
собственных нужд генераторов блоков;


полная мощность потребителя Р2,
подключенного к шинам ОРУ.

Результаты расчетов
всех перечисленных графиков сведены в
табл. 3.4 — 3.6 и приведены на рис. 3.4,3.5.

Таблица 3.4

Суточные графики
мощностей в нормальном режиме работы
станции

t,
ч

,
МВА

S1,

МВА

Sпер,

МВА

,
МВА

S2,

МВА

Sобм,
МВА

0

269,3

211,8

57,5

201,21

30,1

228,61

1

269,3

211,8

57,5

201,21

28,2

230,51

2

269,3

211,8

57,5

201,21

28,2

230,51

3

269,3

206,2

63,1

201,21

32

232,38

4

269,3

211,8

57,5

201,21

65,9

192,81

5

269,3

206,8

63,1

201,21

84,7

179,61

6

269,3

197,7

71,6

201,21

107,3

165,51

7

269,3

231,6

37,7

201,21

111

127,91

8

283,5

251,3

32,2

211,8

141,2

102,8

9

283,5

273,9

9,6

211,8

135,5

85,9

10

283,5

282,4

1,1

211,8

122,3

90,6

11

283,5

273,9

9,6

211,8

111

110,4

12

283,5

254,2

29,3

211,8

67,8

173,3

13

283,5

268,3

15,2

211,8

105,4

121,6

14

283,5

276,8

6,7

211,8

129,8

88,74

15

283,5

268,3

15,2

211,8

150,6

76,4

16

283,5

248,5

35,0

211,8

188,2

58,6

17

283,5

254,2

29,3

211,8

184,4

56,7

18

269,3

254,2

15,1

201,21

160

56,31

19

269,3

254,2

15,1

201,21

148,7

67,61

20

269,3

248,5

20,8

201,21

129,9

92,11

21

269,3

259,8

9,5

201,21

96

144,71

22

269,3

254,2

15,1

201,21

71,5

144,81

23

269,3

240,0

29,3

201,21

60,2

170,31

график
по оси (t,ч)
должен быть с 0ч. и до 23ч.

Рис.
З.4. Суточный график перетока мощности
в нормальном режиме работы
станции (на графике проведены линии,
определяющие номинальные мощности
трансформаторов: —————40
МВА, ———— 63 МВА)

Таблица
3.5

Суточные графики
мощностей в ремонтном режиме ГРУ

t,
ч

,
МВА

S1,

МВА

Sпер,

МВА

,
МВА

S2,

МВА

Sобм,
МВА

0

202,0

211,8

-9,8

201,2

30,1

161,3

1

202,0

211,8

-9,8

201,2

28,2

163,2

2

202,0

211,8

-9,8

201,2

28,2

163,2

3

202,0

206,2

-4,2

201,2

32

165,0

4

202,0

211,8

-9,8

201,2

65,9

125,5

5

202,0

206,2

-4,2

201,2

84,7

112,3

6

202,0

197,7

4,3

201,2

107,3

98,2

7

202,0

231,6

-29,6

201,2

111

60,6

8

212,6

251,3

-38,7

211,8

141,2

31,9

9

212,6

273,9

-61,3

211,8

135,5

15,0

10

212,6

282,4

-69,8

211,8

122,3

19,7

11

212,6

273,9

-61,3

211,8

111

39,4

12

212,6

254,2

-41,6

211,8

67,8

102,5

13

212,6

268,3

-55,7

211,8

105,4

50,7

14

212,6

276,8

-64,2

211,8

129,8

17,8

15

212,6

268,3

-55,7

211,8

150,6

5,6

16

212,6

248,5

-35,9

211,8

188,2

-12,3

17

212,6

254,2

-41,6

211,8

184,4

-14,2

18

202,0

254,2

-52,2

201,2

160

-10,9

19

202,0

254,2

-52,2

201,2

148,7

0,3

20

202,0

248,5

-46,5

201,2

129,9

24,8

21

202,0

259,8

-57,8

201,2

96

47,4

22

202,0

254,2

-52,2

201,2

71,5

77,5

23

202,0

240,0

-38,0

201,2

60,2

102,9

график
по оси (t,ч)
должен быть с 0ч. и до 23ч.

Рис.
З.5. Суточный график перетока мощности
в
ремонтном режиме ГРУ

Таблица
3.6

Суточные графики
мощностей в ремонтном режиме ОРУ

t,
ч

,
МВА

S1,

МВА

Sпер,

МВА

,
МВА

S2,

МВА

Sобм,
МВА

0

269,3

211,8

57,5

0

30,1

27,4

1

269,3

211,8

57,5

0

28,2

29,3

2

269,3

211,8

57,5

0

28,2

29,3

3

269,3

206,2

63,1

0

32

31,1

4

269,3

211,8

57,5

0

65,9

-8,4

5

269,3

206,2

63,1

0

84,7

-21,6

6

269,3

197,7

71,6

0

107,3

-35,7

7

269,3

231,6

37,7

0

111

-73,3

8

283,5

251,3

32,2

0

141,2

-109

9

283,5

273,9

9,6

0

135,5

-125,9

10

283,5

282,4

1,1

0

122,3

-121,2

11

283,5

273,9

9,6

0

111

-101,4

12

283,5

254,2

29,3

0

67,8

-38,5

13

283,5

268,3

15,2

0

105,4

-90,2

14

283,5

276,8

6,7

0

129,8

-123,1

15

283,5

268,3

15,2

0

150,6

-135,4

16

283,5

248,5

35,0

0

188,2

-153,2

17

283,5

254,2

29,3

0

184,4

-155,1

18

269,3

254,2

15,1

0

160

-144,9

19

269,3

254,2

15,1

0

148,7

-133,6

20

269,3

248,5

20,8

0

129,9

-109,1

21

269,3

259,8

9,5

0

96

-86,5

22

269,3

254,2

15,1

0

71,5

-56,4

23

269,3

240,0

29,3

0

60,2

-30,9

studfile.net

Структурные схемы электростанций и подстанций

СТРУКТУРНЫЕ
СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

 

Структурная электрическая
схема зависит от состава оборудо­вания (числа генераторов, трансформаторов),
распределения ге­нераторов и нагрузки между распределительными устройствами
разного напряжения и связи между этими РУ.

Рис.
1. Структурные схемы ТЭЦ.

 

На рис. 1 показаны
структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ со­оружается вблизи потребителей электроэнергии
U = 6—10 кВ, то необходимо
иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество
генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. 1, а два генератора присоединены к ГРУ, а
один, как правило, более мощный, — к распределительному
устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к
этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ
предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может
осуществляться по ВЛ 35— 110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается
распределительное уст­ройство среднего напряжения (РУ СП) (см. рис. 1, б). Связь меж­ду
РУ разного
напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или
автотрансформаторов.

При незначительной нагрузке
(6—10 кВ) целесообразно блоч­ное соединение генераторов с повышающими
трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что умень­шает
токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для
присоединения потребителей 6—10 кВ (см. рис. 1, в). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоеди­няются к РУ ВН без
отпайки для питания потребителей.

Рис.
2. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС.

 

На рис. 2 показаны
структурные схемы электростанций с пре­имущественным распределением
электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие
потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все
генерато­ры соединяются в блоки с повышающими трансформаторами.
Параллельная работа блоков осуществляет­ся на высоком напряжении, где
предусматривается распредели­тельное устройство (см. рис. 2, а).

Если электроэнергия выдастся
на высшем и среднем напряже­нии, то связь между РУ осуществляется
автотрансформатором связи (см. рис. 2, б) или автотрансформатором, установленном в блоке с генератором
(см. рис. 2, в).

Рис. 3. Структурные схемы подстанций.

 

На
рис. 3 показаны структурные схемы подстанций. На под­станции с двухобмоточными
трансформаторами (см. рис. 3, а) электроэнергия
от энергосистемы поступает в РУ ВН, затем транс­формируется и распределяется
между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между
отдельными ча­стями энергосистемы и питание потребителей (см. рис. 3, б).
Воз­можно сооружение подстанций с двумя РУ среднего напряже­ния, РУ ВН
и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два
трансформатора (см. рис. 3, в).

Выбор
той или иной структурной схемы электростанции или подстанции производится на
основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, для чего в
первую очередь необ­ходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (авто­трансформаторов).

ellectroi.ucoz.ru

Главные схемы эс и подстанций (пс)

Виды схем и их назначение

Главной
схемой

электрических соединений ЭС и ПС
называется совокупность основного
электрооборудования (G,
T,
W,
Q,
TA,
TV,
QS,
LR
– генераторы, трансформаторы, линии
передач, выключатели, трансформаторы
тока и напряжения, разъединители,
реакторы) со всеми выполненными между
ними в натуре соединениями.

Выбор
главной схемы электро-соединений
является определяющим при проектировании
электрической части станций и подстанций.
Этот выбор определяет состав элементов
и связь между ними.

Главные
схемы вычерчиваются в однолинейном
исполнении (вместо 3-х фаз – одну) при
отключенном исполнении всех элементов.

Исключение:
если на
участке неодинаковые фазы, тогда чертим
все (Рис.11.7.а)). Высокочастотные заградители
ставят в 2-х фазах, а не в 3-х (рис.11.7.б).
Если нарисуем одну линию и ВЧ заградитель,
то это означает, что ВЧ включены во всех
3-х фазах (Рис.11.7.в)).

Разработке
главной схемы предшествует выбор
структурной
схемы
.

Структурная
схема

определяет распределение генераторов
между РУ разных напряжений и трансформаторные
связи между РУ.

ВН
– высшего напряжения

НН
– низшего напряжения

У
автотрансформатора должна быть заземлена
нейтраль.

Структурные схемы ПС, ТЭЦ, КЭС, АЭС, ГЭС

А) тэц с поперечными связями (рис.11.8)

ГРУ
– генераторные распределительные
устройства РномG
63 МВт,

n=3-4
шт., nТС=2
шт.

ТС
– трансформатор связи

Мощности
ТС выбираются из следующих условий:

  1. ремонт
    1го
    трансформатора связи

  2. ремонт
    генератора

  3. послеаварийный
    режим: отказ G
    или ТС

  4. авария
    в системе летом, когда все G
    ТЭЦ должны работать с Nном.

Б) тэц смешанного типа (Рис.11.9)

Трансформаторы
выбираются по систематической нагрузке,
т.к. они установлены в блоках. Возможна
систематическая перегрузка

В) тэц блочного типа (Рис.11.10)

Виды блоков

Разработка: мощность и число трансформаторов.
Число трансформаторовопределяется
категорией потребителя.

Категория потребителей

Число трансформаторов

I, II

n=2

III

n=1

Потребители
делятся на три категории:

I– отключение их сопровождается опасностью
для жизни людей и сопряжено с огромным
народно-хозяйственным ущербом.

II– потребители, отключение которых может
вызвать значительный экономический
ущерб.

III– потребители, которые допускают
отключение на ограниченное время.
Применительно к ПС – время замены
трансформатора.

Лекция 12. Условия выбора мощности трансформаторов

  1. Продолжительный
    режим

    допускаются систематические перегрузки,
    включая ремонтный режим.

КСП
– коэффициент систематической перегрузки
( по справочнику)

  1. Послеаварийный
    режим

h–время
перегрузки

S2
– максимальная
нагрузка трансформатора

K1

коэффициент
предварительной нагрузки

К2
– коэффициент перегрузки

К1
= S1
/ SНОМ К2
= S2
/ SНОМ

Подстанция 3-х напряжений

а)
Трехобмоточный трансформатор
(Рис.12.2).Сеть с изолированной нейтралью.

UНОМ
СН
35кВ

б)
Автотрансформаторы (Рис.12.3) Сеть с
заземленной нейтралью. UНОМ
СН

110 кВ

Объединенный
блок
– КЭС (рис.12.4). Экономия — 1
выключатель

Как выбрать мощность блока?

РБЛ
<РДОП , гдеРДОП
максимальное значение допустимых потерь
мощности по условию устойчивой работы
системы. ОбычноРБЛ
< 3 %РСИСТ.
Резерв системы – 13%.

в) Структурная схема КЭС (Рис.12.5)

Каждый блок обеспечивает себя сам, т.е.
у каждого есть СН.

р – переток мощности.

studfile.net

Главные схемы электростанций и подстанций | Навчання

Страница 1 из 3


1. Виды схем и их назначение

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) — это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.
схема подстанции 110/10 кВ

Рис. 1. Виды схем (на примере подстанции 110/10 кВ)

Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации (ЕСКД).

В условиях эксплуатации, наряду с принципиальной, главной схемой, применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.

На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде треугольников или условных графических изображений (рис. 1, а). Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т.д.) на схеме не показывают.

На рис. 1,б показана главная схема этой же подстанции без некоторых аппаратов — трансформаторов тока, напряжения, разрядников. Такая схема является упрощенной принципиальной схемой электрических соединений. На полной принципиальной схеме (рис.1, в) указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей и отделителей, указывают также типы применяемых аппаратов. В оперативной схеме (рис. 1, г) условно показаны разъединители и заземляющие ножи. Действительное положение этих аппаратов (включено, отключено) показывается на схеме дежурным персоналом каждой смены.

Согласно ГОСТ 2.710-81, буквенно-цифровое обозначение в электрических схемах состоит из трех частей: 1-я указывает вид элемента, 2-я — его порядковый номер, 3-я — его функцию. Вид и номер являются обязательной частью условного буквенно-цифрового обозначения и должны присваиваться всем элементам и устройствам объекта. Указание функции элемента (3-я часть обозначения) необязательно.

В 1-й части записывают одну или несколько букв латинского алфавита (буквенные коды для элементов электрических схем приведены в таблице приложения к лекции 1), во 2-й части — одну или несколько арабских цифр, характеризующих порядковый номер элемента. Например, QS1 разъединитель №1, Q2 выключатель № 2; QB секционный выключатель. В ведущих проектных организациях используются более сложные обозначения проектных функциональных групп.

2. Основные требования к главным схемам электроустановок

 При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие  факторы:

1) значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы.

Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время  максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же.

Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему;

2) положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы  и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую — транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности.

Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.

Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.;
3) категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяю на три категории.
Электроприемники I категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Независимыми источниками питания могут быть местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Электроприемники  II категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток. Допускается питание по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание от одного трансформатора.
Электроприемники III категории — все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий. Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
4) перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее.

Для выбора схемы подстанции важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, а поэтому на различных этапах развития энергосистемы схема подстанции может быть разной.

Поэтапное развитие схемы распределительного устройства электростанции или подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.  Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

1) надежность электроснабжения потребителей;

2) приспособленность к проведению ремонтных работ;

3) оперативная гибкость электрической схемы;

4) экономическая целесообразность.

Надежность — свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение электрооборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования.
Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.
Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки ~ капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. Подробно методика подсчета приведенных затрат изложена ниже.

3. Структурные схемы электростанций и подстанций

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. 2 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 — 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. (2, а) два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный,—к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35—110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис. 2, б). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.

При незначительной нагрузке (6 —10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6—10 кВ (рис. 2, б). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

На рис. 3 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рис. 3, а).

Структурные схемы ТЭЦ

Рис. 2. Структурные схемы ТЭЦ

Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС

Рис. 3. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС

Структурные схемы подстанций

Рис. 4. Структурные схемы подстанций

Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (рис. 3,6)

forca.com.ua

Структурные схемы электрических станций и подстанций.





Стр 1 из 5Следующая ⇒

Структурные схемы электрических станций и подстанций.

По объёму производства делят на:

1) Электростанции выдающие всю свою мощность на напряжение 330кв как правило крупные тепловые, атомные и гидроэлектростанции.

2) Электростанции которые выдают свою мощность на генераторных и повышенных напряжениях 35 – 220 кв – ТЭЦ.

3) Изолированные и обособленные электростанции небольшой мощности.

Структурные схемы КЕС ГЭС АЭС:

 

Все данные электростанции отличаться большой мощностью ( от 2000 до 6000 Мвт) и комплектуются крупными аппаратами. Генераторы 300 – 1200 Мвт . как правило данный тип электростанции по экологическим соображениям располагается в дали от населённых пунктов по этому основную мощность они отдают на повышенных напряжениях ( 330 – 1150 кВ)

Высокая концентрация мощности накладывает сверхвысокие требования к надежности электростанции. Так как потери нескольких аппаратов черева то катастрофой. Потери мощности для всей энергосистемы, поэтому по техническим и экономическим соображениям схема комплектуется из ряда автономных частей – блоков. Каждый блок состоит из синхронного генератора, парогенератора, турбины, повышающего трансформатора. Поперечные связи между блоками отсутствуют.

Схема ТЭЦ.

Сооружение ГРУ не получило свое применение на крупных электростанциях так как выдача мощности от крупных агрегатов на напряжениях 15 – 30 кв невозможно из за чрезмерно больших токов кз.

ТЭЦ предназначенные для снабжения промышленных предприятий и городов. Предельная передача по горячей воде не превышает 7-8 км по пару 2-3 км по этому данные станции стремятся распределить как можно ближе к центру тепловой нагрузки. Мощность обычно 300-600 Мвт. В самых крупных городах целесообразно использовать мощность до 1500 Мвт. Мощность и типы турбогенераторов выбирают в соответствии с потребностями и параметрами тепловой энергии.

Компоновка ТЭЦ в первую очередь определится величиной нагрузки на генератор и напряжение.

Электростанция выдает основную часть мощности на напряжение ГРУ. для этого на электростанциях существует РУ на генераторном напряжении к которому присоединяют генераторы питанием местной распределительной сети, трансформаторы собственных нужд и трансформаторы связи с распределительным устройством. Повышение напряжение через трансформаторы связи часть мощности либо выдается в энергосистему если имеется ее избыток либо потребляет ее из энергосистемы если генераторы не могут обеспечить местных потребителей (схема А). В случае если необходимо подключить генераторы большей мощности ( 100 – 300 Мвт) они могут быть подключены по схеме блок к РУ повышенного напряжения ( схема Б).К ГРУ могут быть подключены генераторы мощностью 30-100Мвт напряжение которых соответствует напряжению распределительных сетей 6-10 кВ количество генераторов на ГРУ : 3-8.



В современных условиях все больше внимания уделяется экологии поэтому появилось необходимость располагать ТЭЦ в отдалении от центров потребления поэтому решили укрупнить аппараты от 100 до 300 Мвт и отказаться от использования ГРУ. Поэтому в данных условиях генераторы подключаются по схеме блока в электроснабжение местных потребителей осуществляться через более дешевые комплектные КРУ. Напряжение генератора равному напряжению распределительной сети 6-10 кВ КРУ подключаются к источникам генератора в ином случае через понижающий трансформатор и РНП.

Схемы РУ с коммутацией присоединения одним выключателем.


Схема РУ с одной СШ

Q1- выключатель

QS – разъединители служит для создания видимого разрыва. Использовать можно только при отсутствии тока.

 

А – система сборных шин

Исполняется на напряжении 6-10кв при преобладании потребления 3 категории потребления ( жилые дома ).

Недостаток:

1) Низкая надежность

2) При кз на системе сборных шин теряется все потребители.

3) Отсутствие резервирования

4) Невозможно вывести в ремонт систему сборных шин или присоединение без отключения потребителя.

Схема РУ кольцо.

При количестве секций более 3 в схеме с одной системой сборных шин для повышения надежности электроснабжения необходимо данную схему закольцевать. Применяется 6-10кв в редких случаях 35кв.

Схема РУ звезда.




Схема по функциональным возможностям не отличается от схемы – одна система сборных шин секционированная. Только секционирование происходит через уравнительную систему шин. Так как обладает высокой стоимостью (отношение к выключателям 3к2).обладает низкой надежностью и не обеспечивает ремонт оборудования без отключения потребителя по этому данная схема не получила широкого распространения и применяется на этапе строительства или ремонта распределительного устройства.

Схема РУ многоугольник.

Область применения ограничена количеством присоединений не более 6. Ограничение связано с необходимостью отключать присоединения или выводить в ремонт выключатели. В данном случает кольцо размыкается и схема теряет все свои достоинства.

Достоинства:

1) Двухстороннее питание каждого присоединения

2) Высокая надежность

3) Возможность вывода в ремонт присоединения без отключения потребителя

Недостатки:

1) Высокий износ выключателей

2) Сложность настройки РЗА

Схема связанных колец.

Данная схема позволяет подключить до 12 присоединений. Схема является слишком сложной и громоздкой.

Недостатки:

1) Секционики расположены только по краям для их отключения необходимо использовать 3 выключателя.

2) Высокий износ выключателей

3) Сложность настройки РЗА

Достоинства:

1) Надежность

2) Двухстороннее питание

3) Возможность вывода в ремонт выключателя без отключения потребителя.

Упрошенные схемы РУ


Схема мостик.

Применение двух трансформаторной подстанции с напряжением 35-110 кв

Схема А – уменьшение расходов

Схема Б – при необходимости частого отключения трансформатора

Схема В – для необходимости частого отключения линии

Схема Г – универсальная схема применяется чаше всего

Оперативные переключения.

Обслуживание электроустановок разделяют на 2 типа:

1) Оперативное управление

2) Производственное хозяйственное обслуживание

В задаче оперативного управления входит:

1) Регулирование режимов работы основанного энергетического оборудования

2) Наблюдение за состоянием оборудования устранение дефектов

3) Оперативные переключения связи либо с изменением режима либо с вводом выводом в ремонт оборудования

4) Ликвидация аварий

Структуры оперативного управления.

Выделяют 3 формы:

1) Цеховая

2) Блочная

3) Централизованная

При цеховой структуре:

Обслуживание делиться на оперативные участки состоящие из однотипного оборудования. Каждый цех обслуживает оперативная бригада.

При блочной схеме:

Разделение идет по укрупнённым блокам.

На трансформаторных подстанциях 35-150кв используется оборудование достаточно простое поэтому на них как правило отсутствует постоянный дежурный и для таких станций реализуется централизованная система управления.

Управление происходит с диспетчерских пунктов с использованием средств телемеханики. Операции требующие присутствия персонала выполняются оперативно выездными бригадами.

Эксплуатацию электроустановок осуществляемую электротехническим персоналом разделяют:

1) Административно технический

2) Оперативный

3) Ремонтный

4) Оперативно ремонтный

К оперативному персоналу относят: начальники смен электростанций, электроцехов. Дежурные инженеры. Дежурные электромонтёры. Дежурные подстанций и оперативно выездных бригад. Оперативно ремонтный руководящий дежурный персонал.

В течении смены руководящий дежурный персонал осуществляет оперативное управление электроустановкой. Имеет в своем подчинении персонал для выполнения переключений.

Этот персонал выполняет все виды переключений необходимые для произведения аварийных работ на оборудовании.

Оперативному персоналу необходимо вести надежный и экономичный режим работы электрооборудования , проводить осмотр и обходы электроустановок, сооружений и вторичных устройств, опробовав резервное оборудование проверить исправность высокочастотных сигналов РЗА действие аварийной и предупредительной сигнализации, работу устройств автоматики, выполнить оперативное переключение обеспечить проведение ремонтных работ, устранение неисправностей, ликвидировать аварии.

Распоряжения о переключениях отдает диспетчер. Указав цепь переключений выполнения операции наименование присоединений. Устройства РЗ и операции которые следует выполнить.

Распоряжение должно быть точным и понятным, отдающий и принимающий должны четко понимать задачу. Оперативному персоналу запрещено выполнять не понятные ему распоряжения.

Задания записывать в оперативном журнале в порядке выполнения. К выполнению каждого задания персонал должен приступить после того как сообщит об этом диспетчеру. Не выполнять распоряжения диспетчера допуск только управляющим производства. Распоряжения диспетчера выполнено только после сообщения об этом диспетчеру.

Переключения в электроустановках на напряжении выше 1000в выполняют только по бланкам переключений.

Эти бланки разделяют на типовые и обычные. Для каждой электроустановки разрабатывают свои перечни возможных переключений. При этом определяют какие переключения будут выполнены по обычным бланкам а какие по типовым.

Обычный бланк составляется дежурным на выполнение переключений. Типовой бланк разработан заранее и они составляются на сложные переключения.

Сложные переключения:

1) В главных схемах электростанций

2) В цепях собственных нужд

3) В устройствах рза

4) Аппаратуры вторичных коммутаций

5) В схемах противоаварийной системы автоматики

Типовой бланк переключений выдаётся оперативному персоналу только для однократного исполнения. Все операции с коммутационными аппаратами и цепями тока, с устройствами РЗА и с отключением заземляющих ножей, по снятию и установке переносных заземли тельных устройств, операции по базировке оборудования и другие.

В этих бланках указаны наиболее важные проверочные действия.

При использовании типовых бланков переключений обязательно:

-На типовом бланке переключений указать при соединение задание и разрешение состав схемы электроустановки.

-Перед началом переключений типовой бланк проверяется на схеме (макете)

-порядок выполнения переключений по типовому бланку следующий:

1) на месте приключений проверяется аппарат над которым необходимо произвести операцию

2) убедившись в правильности выбора аппарата или присоединения контролирующее лицо зачитывает по бланку переключений содержание операции.

3) лицо выполняющее операции получив разрешение от контролирующего лица выполняет операцию и по мере ее выполнения делает отметку в бланке переключений чтобы не пропустить часть операции.

Переключения при ликвидации аварии.

Ликвидация аварии происходит в соответствии с инструкцией. Типовая инструкция по ликвидации в электрической части электросистемы или местными инструкциями, составляется в соответствии с указанной. Не допускает отступления от правил техники безопасности. На переключение при ликвидации аварии не составляют бланка переключений. Записи в определённый журнал после устранения аварии.

Переключения при вводе в работу нового оборудования.

Включение под напряжение вводимых электроустановок и оборудования производиться по специальной согласованной программе. Переключение в электроустановке связанное с переключением вновь вводимого оборудования должны проводиться по бланкам переключений составленных по утверждённой программе по разрешённой обычными заявками и под руководством диспетчера. При этом должны выполниться требования действия инструкции по переключению в электроустановках.

Выполнение переключений. Проведение операций с выключением.

Отключение и включение проходят под напряжением и в работу присоединения имеющегося в цепи выключателя как привило производят дистанционно с использованием этого выключателя. Допуск ручное включение (масляного газового вакуумного) при воздействии на привод или на сердечник отключение электромагнита. Воздушный разрешено отключать кнопкой местной пневматики. Управление только лишь в тех случаях когда возникает угроза жизни.

Проведение операций с разъединителями.

Основное назначение разъединителей создание видимого разрыва и снятие напряжения с оборудования в момент бес токовой паузы. Операции разрешено проводить при отсутствии в них дефектов и повреждений. При обнаружении данных дефектов операция могут выполняться только после разрешения главного инженера предприятия.

Разъединители разрешено выполнять операции:

1) Включение и отключение зарядного тока шин и оборудования всех классов напряжения

2) Включение и отключение трансформаторов напряжения

3) Шунтирование с включённым выключателем привода с которого снят индуктивный ток

4) В распределительных установках 6-10кв Включение и отключение нагрузочного тока до 15а при условии что отключение привода трехполюсным разъединителем наружной установки с механическим приводом

Включение разъединителей выполняется быстро но без удара в конце хода.

Операция должна быть проведена до конца даже если возникнет дуга. Отключение выполняют медленно и осторожно а если между контактами возникнет дуга то разъединители вновь включат до выяснения причины.

Исключения составляют операции по отключению разъединителя при наличии намагничивающего тока трансформатора. Отключение напряжения зарядного тока вл и клэп. В этих случаях следует выполнять быстро для обеспечения гашения дуги. При отключении сотрудник должен находиться под защитным козырьком для ограждения от воздействия электрической дуги. Первыми всегда размыкают средние фазы затем поочередно крайние. При вертикальном расположении вторым отключат верхний а третьим нижний. Операции включения выполняют в обратном порядке.

Оперативное состояние электрического оборудования.

Оперативное состояние электрического оборудования определяется положением коммутационных аппаратов с помощью которых оно отключается или включается в работу.

Оборудование считается находящимся в работе если все аппараты его цепи включены.

Вентильные разъединители трансформаторы напряжения и др. оборудование подключенное и под напряжением так же считается работающим.

Оборудование считается находящимся в ремонте если оно отключено от коммутационного аппарата или подготовлено к ремонту в соответствии с правилами техники безопасности.

Оборудование считается в резерве если оно отключено коммутационного аппарата но возможно его немедленное включение в работу.

Оборудование считается в автоматическом резерве если оно отключено только выключателем или отделителем с автоматическим приводом и может быть введено в работу под действием автоматики.

Оборудование считаться находящимся под напряжением если оно подключено коммутирующему аппарату к источнику напряжения но не находиться в работе.

Силовые выключатели.

Способы гашения дуги:

1) Удлинение

2) Отключение

3) Ионизация

Для улучшения отключающей способности:

1) Множественный разрыв

2) Дутье

Выключатели разделяют по дугогасительной среде:

1) Вакуумные

2) Жидкостные

3) Газовые

Масляные выключатели.

Применяются до 220кв.

Достоинства:

1) Простота конструкции

2) Хорошая отключающая способность

3) Низкая стоимость

Недостатки:

1) Необходимость постоянного ТО.

2) Не возможность работы при быстром многократном АПВ.

Делятся на: баковые и малообъёмные.

Воздушные выключатели.

На весь диапазон напряжений.

Достоинства:

1) Хорошая отключающая способность

2) Возможность использования при быстром и многократном апв

3) Высокая скорость смены межконтакной среды

4) Практически исключен второй пробой

Недостатки:

1) Необходимость иметь газовое хозяйство

2) Необходимость постоянного ТО

3) Громкий хлопок при отключении

Вакуумные выключатели.

Расстояние между контактами 10-15 мм, что увеличивает скорость расхождения контактов при использовании того же привода, что и в обычных выключателях.

Напряжения до 110кв.

Достоинства:

1) Не требует ТО

2) Низкая стоимость по сравнению[А1] с элегазовыми

3) Взрыва и пожара безопасность

4) Быстродействие позволяет использовать быстрый многократный АПВ

5) Отключение дуги происходи при прохождении через 0

6) По сравнению с масляными компактнее

Недостатки:

1) При отключении малых индуктивных токов возможно перенапряжение

2) Невозможность проведения мелкого ремонта из за сложности конструкции

3) Высокие требования к приводу вакуумных выключателей

4) Высокий износ контактов

Во время размыкания контактов площадь контактного пятна уменьшается тем самым увеличивается плотность тока и повышается температура в месте контактов. За счет высокой температуры и дальнейшего расхождения контактов происходит вырывание частиц металла с поверхности контактов за счет большого напряжения электрического поля. При дальнейшем расхождении контактов происходит ионизация межконтакного пространства за счет термоэлектронной эмиссии с поверхности метала возникает дуга. Со временем проводимость дуги возрастает за счет увеличения температуры при снижении тока процесс ионизации ослабевает, а скорость деионизации увеличивается дуга нестабильная при прохождении тока через 0 дуга разрушается и происходит восстановление межкотнтактного пространства. За счет возрастания напряжения восстановление межкотнтактного пространства вероятность повторного пробоя практически исключается.

Элегазовый выключатель.

на все классы напряжения.

Достоинства:

1) Высокая отключающая способность

2) Небольшие габариты

3) Отключение дуги при первом прохождении через 0 без коммутационного перенапряжения

4) Пожара и взрыва безопасность

5) Ненужно то

Недостатки:

1) Высокая стоимость

2) Необходимость подогрева и добавления примесей при использовании при отрицательных температурах

3) Невозможность проведения мелкого ремонта

Различаю по :

1) С системой продольного дутья

2) Автокомпресорные с дутьем

3) С электромагнитным дутьем

4) С ситеморй продольного дутья

Гашение дуги в элегазе.

Элегаз электроотрицателен позволяет поглощать энергию и образующий тяжелые ионы. При горении дуги элегаз эффективно отводит от нее тепло происходит деионизация межкотнтактного пространства за счет этого дуга быстро теряет свою энергию и при первом прохождении тока через 0 дуга разрываеться. Смена межкотнтактного пространства происходит быстро что исключает повторный пробой.

Электромагнитные выключатели.

До 20кв. на практике выпускаются на 6-10кв.

достоинства:

1) Без то

2) Взрыва и пожара безопасность

Недостатки:

1) Сложность конструкции

2) Низкая отключающая способность до 40ка

Приводы выключателей.

Служат для отключения, удержания во включённом состоянии выключателей.

Наибольшая работа привода происходит при включении.

Требования:

Надежность

Быстродействие

Работа при отсутствии электроэнергии в сети

Пружинный привод.

Применяется про вкл и откл выключателя. Заводится вручную или с использованием электрозаводителя.

Применение электрозаводителя позволяет использовать выключатель при многократном включении с интервалом 5-10с.

Недостаток: неравномерное тягового усилия по контуру. Для уменьшения недостатка используют маховики.

Этот привод распространен и достаточно дешевый.

Электромагнитный привод.

Требуется питание от источника большой мощности. Усилие для включения выключателей созданного стальным сердечником который втягивается в катушку электромагнита при прохождении по ней тока при отключении выключателя используется другой электромагнит который воздействует на рабочие механизмы свободного расцепления.

Достоинства:

1) Простота конструкции

2) Надежность при низких температурах

Недостатки:

1) Большой потребляемый ток

2) Требование источника большой мощности

Пневматический привод.

Усилие создаться за счет сжатого воздуха который податься в цилиндр поршня. Работа выключателя при отсутствии электроэнергии обеспечивает резервуаром с жатым воздухом.

Для работы этого привода необходимо компрессор.

Гидравлический привод.

Усилие создаться за счет подачи жидкости в цилиндр поршнями который приводит в действие подвижный контакт выключателя.

Емкостный тр напряжения .

На конденсаторы с меньшей емкость присоединяется большие напряжения, а на конденсаторы с большой емкостью меньшие напряжения. Емкостный делитель позволяет уменьшить напряжения на которые рассчитана измерительная обмотка. Тем самым уменьшить габариты тр и стоимость по сравнению с обычным тр. Но за счет неравномерного падения напряжения на емкостном делителе возникает дополнительная погрешность, которую уменьшают различными устройствами в неравномерном магнитном поле вдоль емкостного делителя. 110кв и выше.

Каскадный тр напряжения.

Тр первичная обмотка которого разделена на несколько последовательных секций, передача мощности от которых по вторичным обмоткам осуществляется при помощи связующих и выравнивающих обмоток. Позволяют уменьшить габариты и стоимость но увеличивается погрешность. 110кв и выше.

Оптический тр напряжения.

В качестве измерительного органа используется ячейка Поккельса. Данный тип тр полностью изолирован от первичной цепи. Сигнал передаться по оптоволокну, что исключает дополнительные помехи от различных магнитных потоков. Погрешность у этого тр ниже чем у обычного тр. Он обладает полной взрывобезопасностью. Позволяет измерить постоянное и переменное напряжение. Так же имеет ровную частоту х\а. имеет высокий диапазон измерения и низкий вес и габариты. Имеет цифровой и аналоговый выходы. Исключен режим резонанса напряжения.

[А1]

Структурные схемы электрических станций и подстанций.

По объёму производства делят на:

1) Электростанции выдающие всю свою мощность на напряжение 330кв как правило крупные тепловые, атомные и гидроэлектростанции.

2) Электростанции которые выдают свою мощность на генераторных и повышенных напряжениях 35 – 220 кв – ТЭЦ.

3) Изолированные и обособленные электростанции небольшой мощности.

Структурные схемы КЕС ГЭС АЭС:

 

Все данные электростанции отличаться большой мощностью ( от 2000 до 6000 Мвт) и комплектуются крупными аппаратами. Генераторы 300 – 1200 Мвт . как правило данный тип электростанции по экологическим соображениям располагается в дали от населённых пунктов по этому основную мощность они отдают на повышенных напряжениях ( 330 – 1150 кВ)

Высокая концентрация мощности накладывает сверхвысокие требования к надежности электростанции. Так как потери нескольких аппаратов черева то катастрофой. Потери мощности для всей энергосистемы, поэтому по техническим и экономическим соображениям схема комплектуется из ряда автономных частей – блоков. Каждый блок состоит из синхронного генератора, парогенератора, турбины, повышающего трансформатора. Поперечные связи между блоками отсутствуют.

Схема ТЭЦ.

Сооружение ГРУ не получило свое применение на крупных электростанциях так как выдача мощности от крупных агрегатов на напряжениях 15 – 30 кв невозможно из за чрезмерно больших токов кз.

ТЭЦ предназначенные для снабжения промышленных предприятий и городов. Предельная передача по горячей воде не превышает 7-8 км по пару 2-3 км по этому данные станции стремятся распределить как можно ближе к центру тепловой нагрузки. Мощность обычно 300-600 Мвт. В самых крупных городах целесообразно использовать мощность до 1500 Мвт. Мощность и типы турбогенераторов выбирают в соответствии с потребностями и параметрами тепловой энергии.

Компоновка ТЭЦ в первую очередь определится величиной нагрузки на генератор и напряжение.

Электростанция выдает основную часть мощности на напряжение ГРУ. для этого на электростанциях существует РУ на генераторном напряжении к которому присоединяют генераторы питанием местной распределительной сети, трансформаторы собственных нужд и трансформаторы связи с распределительным устройством. Повышение напряжение через трансформаторы связи часть мощности либо выдается в энергосистему если имеется ее избыток либо потребляет ее из энергосистемы если генераторы не могут обеспечить местных потребителей (схема А). В случае если необходимо подключить генераторы большей мощности ( 100 – 300 Мвт) они могут быть подключены по схеме блок к РУ повышенного напряжения ( схема Б).К ГРУ могут быть подключены генераторы мощностью 30-100Мвт напряжение которых соответствует напряжению распределительных сетей 6-10 кВ количество генераторов на ГРУ : 3-8.

В современных условиях все больше внимания уделяется экологии поэтому появилось необходимость располагать ТЭЦ в отдалении от центров потребления поэтому решили укрупнить аппараты от 100 до 300 Мвт и отказаться от использования ГРУ. Поэтому в данных условиях генераторы подключаются по схеме блока в электроснабжение местных потребителей осуществляться через более дешевые комплектные КРУ. Напряжение генератора равному напряжению распределительной сети 6-10 кВ КРУ подключаются к источникам генератора в ином случае через понижающий трансформатор и РНП.











infopedia.su

Оставьте комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *