Выбор площадки под строительство эл ст

Выбор площадки под строительство эл ст

Электрическая станция имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций для размещения которых требуется значительная площадь: 0,04— 0,06 га/МВт для КЭС, 0,01—0,03 га/МВт для ТЭЦ.

Часть со­оружений - склад топлива, железнодорожные при­емные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы и т. п., выносят за пределы строитель­ной площадки.

Для золошлакоотвалов отводят площади, которые должны обеспечить работу электро­станции в течение не менее чем 25 лет.

Площадку для ТЭЦ стремятся поместить в центр тепловых нагрузок, так как радиус передачи носите­лей тепловой энергии от ТЭЦ ограничен. Горя­чую воду транспортируют на расстояния до 35 км, а пар—до 8—12 км.

2. Основные требования к схемам электроснабжения собственных нужд

На таких станциях РУ каждого блока под­соединяют через рабочие ТСН к ответвлению от генера­тора. Потребители с.н. блока питаются от РУ данного блока, а потребители общестанционного назначения распределяют между блочными РУ по возможности равномерно. Электрические поперечные связи (резервные магистрали) между РУ с. н. разных блоков сооружают лишь для резервного питания.

 

а —без генераторных выключателей; б —с генераторными выключателями.

Рисунок 13.1- Схемы с. н. блочных ТЭС

Для ТЭЦ, имеющих поперечные связи в технологи­ческой и электрической частях, блочный принцип по­строения схемы с. н., естественно, не может быть при­менен. Трансформаторы (реакторы) с. н. подключают к разным секциям РУ генераторного напряжения 6- 10 кВ.

Для питания электроприемни­ков с. н. ТЭЦ выбирают, как правило, напряжения 6 и 0,4 кВ. Поскольку на шинах ГРУ, от которых питается ме­стная нагрузка, поддерживается стабильный уровень на­пряжения, то на трансформаторах с.н. 10/6 кВ РПН можно не предусматривать

К схемам питания собственных нужд предъявляются следующие требования:
Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надежную работу отдельных агрегатов и электростанции в целом.
Схема собственных нужд должна быть экономичной и допускать расширение ее более мощными агрегатами, не требуя изменения схемы и электрооборудования собственных нужд ранее установленных агрегатов меньшей мощности.
Источники питания и схема электрических соединений должны обеспечивать успешныйсамозапуск электродвигателей ответственных механизмов.

Комплектные РУ и особенности их конструкций и использования.

При стесненности площадки или при тяжелых условиях внешней среды прибегают к ЗРУ или к комплектным РУ.

В настоящее время изготавливаются КРУ на напряжение 6—35 кВ с воздушной изоляцией и КРУ на напряжение 110 и 220 кВ и более кВ с элегазовой изоляцией.

Использование в качестве среды для изоляции и для гашения дуги шестифтористой серы, позволило создать компактные КРУ и сильно сократить занимаемые ими площади. КРУ с элегазовой изоляцией (КРУЭ) обладают высокой надежностью, безопасностью в обслуживании, пожаробезопасностью, бесшумностью при работе выключателя, увеличением межремонтного периода. В большинстве случаев КРУЭ выполняют с разделенными фазами и может быть изготовлено для любой схемы электрических соедине­ний.

Особенности компоновки АЭС

Для удаления радиоактивных отходов АЭС снабжают дополнительными устройствами и сооружениями: специальной технологической вентиляцией, спецканализацией, системой дезактивации и захоронения ходов.

Воздух из системы вентиляции очищается фильтрами и через вытяжную трубу выбрасывается в верхние слои атмосферы. Для отвода жидких радиоактивных отходов сооружают внутреннююспецканализацию. Для захоронения твердых радиоактивных отходов, а также пульпы и концентрированных растворов предусматривают специальные хранилища, или иначе могильники.

Площадку для строительства АЭС выбирают так, чтобы можно было организовать санитарно-защитную зону.

/ — главный корпус; 2 — РУ высшего напряжения; 3 — РУ среднего напряже­ния; 4 —водохранилище; 5 — насосная станция; 6— дымовая труба; 7—склад топлива; 8 —трансформатор энергоблока; 9 — автотрансформатор связи; 10— электрическая связь между трансформатором блока и РУ; 11 — воздушные линии электропередачи

Расчетные условия КЗ

Наиболее тяжелым видом повреждений в электроустановках является трехфазное короткое замыкание, вероятность возникновения которого составляет 1-7 %. При коротком замыкании углы между током и напряжений меняются, токи существенно возрастают, в связи с чем происходит повышенный нагрев проводников и контактов, возникают электродинамические усилия между проводниками, и имеет место существенное понижение уровня напряжения в электрической сети. Короткие замыкания сопровождаются переходным процессом и полный ток КЗ слагается из двух составляющих. Вынужденная составляющая тока КЗ называется периодической составляющей

,

где I_n,m – амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая КЗ называется апериодической _.

Длительность переходного процесса КЗ для современных генераторов обычно составляет не более3-5 с. Максимальное значение тока наступает через 0,01 с после начала процесса КЗ и носит название ударного тока i_у

.

При малой электрической удаленности места повреждения существенное влияние на переходный процесс оказывает АРВ генератора. В этом случае снижение напряжения при КЗ сопровождается увеличением тока возбуждения, причем при снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Ф_f, ЭДС генератора, и ток КЗ, согласно рисунка 9.1. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. Кроме того, значительная индуктивность обмотки возбуждения генератора приводит к задержке увеличения тока ротора. В результате этого действие АРВ начинает проявляться спустя некоторое время после возникновения КЗ. Из сказанного можно сделать вывод, что АРВ не влияют на ток КЗ в первые периоды короткого замыкания.

Рисунок 9.1 - Кривые изменения тока КЗ синхронного генератора при наличии АРВ

Варианты исполнения цепей рабочего питания системы собственных нужд

а-один двухобмоточный трансформатор; б-два двухобмоточных трансфор­матора половинной мощности; в- трансформатор с расщеплением об­мотки НН на две части; г- трансформатор с расщеплением обмотки НН на три части; и два трансформатора с расщеплением обмотки НН на две части. Рисунок 13.2-Варианты исполнений цепи рабочего питания собственных нужд

Местами присоединения резервных трансформаторов могут быть: а) сборные шины РУ СН (110—220 кВ); б) третичная обмотка автотрансформатора связи между РУ высшего и среднего напряжений; в) ответвление на генераторном напряжении от блока, имеющего генераторный выключатель.

9) Варианты исполнения цепей рабочего питания системы собственных нужд

Питание с. н. осуществляют отбором мощности от главной схемы с помощью понижающих трансформаторов или реакторов. Для особо ответственных электроприемников предусматривают дополнительный независимый источник, в качестве которого используется автономный «дизель-генератор», установка «газовая турбина - генератор», вспомогательный генератор на валу главного генератора и аккумуляторныебатареи.

Для питания используют два уровня напряжения и последовательную двухступенчатую трансформацию, как это показано на рисунке 12.1. РУСН выполняют с одной секционированной системой шин с одним выключателем на присоединение, с ячейками КРУ. Резервное питание обеспечивают также отбором мощности от главной схемы, но места присоединений цепей резервного питания должны быть независимы от мест присоединения цепей рабочего питания.

Схему питания с. н. выбирают на основе технико-экономических вариантных расчетов где варьируются: значения напряжений U1 и U2; тип, число и мощность трансформаторов рабочего питания; число, мощность и место при- соединения трансформаторов резервного питания.

Так же как и при выборе структурных схем и схем РУ, критерием для этих расчетов являются расчетные затраты, где в качестве капиталовложений определяется сумма стоимостей электродвигателей, электросветильников, трансформаторов, распределительных устройств, кабельных сетей и резервных магистралей, а в качестве эксплуатационных расходов годовые потери энергии в электродвигателях, в трансформаторах и кабельных сетях с учетом ущерба от среднегодового недоотпуска электроэнергии в энерго­систему из-за отказов с. н.

Рисунок 12.1 – принцип построения схемы питании собственных нужд

 

Отказы в элек­троустановке с. н., ведут к потере гене­рирующей мощности ∆Рг, не превышающей мощности генератора. Поскольку эта мощность всегда меньше, чем аварийный резерв в системе, то имеет место только си­стемный ущерб.

Расчетная мощность трансформатора первой ступени трансформации:

 

где суммарные активная и реактивная мощность, потребляемые электродвигателями первой ступени напряжения;

- суммарные активная и реактивная мощность, потребляемые на второй ступени напряжения.

 

Проектные организации приме­няют упрощенную методику определения Sрасч, кВ-А, через расчетный переводной коэффициент, который для группы двигателей Д1 равен:

где k p —коэффициент разновременности максимумов на­грузок ЭД;

k н, ср, ηср, cosφср - средние значения коэффициента нагрузки, КПД и коэффициент мощности.

Тогда

 

где Ррасч.д1 — расчетная мощность на валу двигателя Д1, кВт;

n д1 - общее число всех присоединенных к выбирае­мому ТСН двигателей.

Расчетная нагрузка от ЭП второй ступени, присоединяемых к Т1 через трансформаторы Т2, равняется:

 

 

где Sном,т2 - номинальная мощность трансформатора второй ступени Т2, кВ·А;

nТ2 - количество присоединенных к Т1 трансформа­торов Т2.

Таким образом, суммарная расчетная нагрузка на Т1составит:

 

 

Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступе­ни напряжения складывается из мощностей многочис­ленных, но мелких электродвигате­лей небольшой мощности, - электросветильников, электро­нагревателей и пр.

Поскольку состав электроприем­ников, как по параметрам, так и по режиму работы весьма неоднороден, то их разбивают на четыре группы, принимая для каждой свое значение обобщенного пере­водного коэффициента:

 

 

где P1 - суммарная мощность постоянно работающих электродвигателей с единичной мощностью от 70 до 200 кВт;

P2-- суммарная мощность периодически рабо­тающих электродвигателей с единичной мощностью не более 100 кВт;

Рз- суммарная мощность мелких электродвигателей задвижек, дистанционного управле­ния и т. п.;

Р 4-- суммарная нагрузка освещения и электрообогрева.

10) Схема вида «двигатель—система», приведенная на рисунке 9.3, в, для расчета токов к. з. в электроустановке с двигателями, которые непосредственно связаны с расчетной точкой К.З.: РУ 6 - 10 кВ собственных нужд атомных и тепловых электростанций (точка К6) или промышленных подстанций (точка К1 при наличии двигательной нагрузки).

Для упрощения группу электродвигателей объединяют в один эквивалентный (источник Д) суммарной мощности с усредненными параметрами. Получается двухлучевая конечная схема вида «генератор - система». Расчет ведетсялибо с индивидуальным учетом каждого двигателя либо с групповым учетом.

Начальный периодический ток асинхронного двигателя можно с достаточной точностью приравнять его пусковому току:

 

гдеIпуск- кратность пускового тока по отношению к номинальному I ном.

Для секции С.Н. ТЭЦ можно принять следующие параметры эвивалентного двигателя: I пуск.д =5,6; cos φ = 0,87;КПД – 0,94; = 0,07 сек; = 0,04 сек. Тогда начальное значение периодической составляющей тока К.З. кА, от эквивалентного двигателя секции (источника Д) определится следующим выражением:

где Рном, д - номинальная мощность эквивалентного двигателя Д, равная сумме номинальных мощностей двигателей секции (группы), МВт;

Uном -номинальное напряжение двигателя Д, кВ.

Особенности компоновки ТЭЦ

Как показано на рисунке 3.1, к числу основных технологических сооружений пылеугольной ТЭЦ относятся: главный корпус 1, где устанавливают турбоагрегаты 2, котлы 3 и их вспо­могательное оборудование; градирни 4 и водоводы 5 циркуляционной воды; склад топлива 6; топливоподача, включающая в себя разгрузочное устройство 7, галерею конвейеров 8, дробильный корпус 9; дымовые трубы 10. Размещение основных технологических сооружений со­ответствует последовательности технологического про­цесса.

Рисунок 3.1- Генеральный план ТЭЦ с поперечными связями

В непосредственной близости от основных технологи­ческих сооружений размещают их вспомогательные со­оружения: химводоочистку, мазутное хозяйство 12, механическую мастерскую 13, материальный склад 14, размещенные между складом топлива и главным корпу­сом, трансформаторную мастерскую 15— возле желез­нодорожной ветки, проложенной вдоль ряда трансфор­маторов связи с системой 16. Масляное хозяйство 17 относят в сторону от основ­ных сооружений. Корпус управления 18, в состав которого входят службы, не имеющие технологических связей с основным и вспомогательным оборудованием ТЭЦ, расположен со стороны постоянного торца главного здания, по другую сторону от главного въезда на территорию.Компоновка электротехнического оборудования и со­оружений соответствует структурной электрической схеме: генераторы 2, РУ генераторного напряжения (ГРУ) 19, электрические связи 25 между генераторами и ГРУ, трансформаторы связи 16, РУ повышенного на­пряжения 20, воздушные линии электропередачи 21. Главный щит управления 22 (ГЩУ) пристроен к ГРУ со стороны его постоянного торца. Между ГРУ и главным корпусом предусматривают расстояние в 20—30 м, необходимое для размещения подземных и наземных технологических коммуникаций. Распределительные устройства собственных нужд (с. н.) размещают внутри глав­ного корпуса. Трансформаторы связи 16 и трансформаторы собственных нужд 23 устанавливают по обе стороны от ГРУ. Для ремонта трансформаторов используют монтажную площадку 24 главного корпуса. Мощные трансформато­ры (трансформаторы связи) транспортируют на монтаж­ную площадку по железнодорожному пути на собствен­ных тележках. Трансформаторы небольшой мощности доставляют с помощью автомашин.

Особенности компоновки КЭС

Большую роль играет взаимное расположение главного корпуса, РУ и внешнего водохранилища (реки, брызгального бассейна и т. п.). РУ имеют внутренние электрические связи с блочными трансформаторами, которые всегда устанавливают у стены главного здания со стороны машинного зала. Могут иметь место четыре характерные случая размещения РУ как показано на рисунке 3.2. Максимальное приближение главного корпуса к водохранилищу позволяет получить самые короткие и дешевые, гидротехнические коммуникации с наименьшими годовыми расходами на прокачку охлаждающей воды. При размещении РУ со стороны постоянного торца главного корпуса связи между РУ и блочными трансформаторами получаются протяженными и дорогими.

Условия выбора кабелей.

При выборе кабелей прежде всего определяется его тип (марка) в зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, согласно таблицы справочным данным. Далее, как и другие токоведущие части, кабели выбираются по напряжению установки , по экономической плотности тока и по допустимому току . При этом длительно допустимый ток определяется с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей k₁ и на температуру окружающей среды k_2. Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость по условию или .

Для соединения выводов турбогенераторов 160 МВт и выше с повышающими силовыми трансформаторами применяются комплектные экранированные токопроводы (КЭТ), каждая фаза которых заключена в защитный металлический (алюминиевый) кожух. Токопроводы выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая устойчивость закрытыхтокопроводов характеризуется максимальным током электродинамической устойчивости , который должен быть больше расчетного ударного тока К.З.

Требования к РУ при проектировании и выбор типа РУ.

Для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции (подстанции) основой служат типовые решения, в основу которых положены надежность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность и возможность расширения.

По конструктивному исполнению разли­чают четыре типа РУ: сборные закрытые (ЗРУ), сборные открытые (ОРУ), комплектные для внутренней установки (КРУ), комплектные для наруж­ной установки (КРУН).

При напряжении 6—10 (35) кВ, когда габариты электрических аппаратов относительно невелики, при­меняют ЗРУ. Начиная с напряжения 35 кВ и выше используют ОРУ, но при стесненности площадки или при тяжелых условиях внешней среды прибегают к ЗРУ или к комплектным РУ.

 

32.Особенности построения схем питания собственных нужд.

На таких станциях РУ каждого блока под­соединяют через рабочие ТСН к ответвлению от генера­тора. Потребители с.н. блока питаются от РУ данного блока, а потребители общестанционного назначения распределяют между блочными РУ по возможности равномерно. Электрические поперечные связи (резервные магистрали) между РУ с. н. разных блоков сооружают лишь для резервного питания.

РУ 6—10 кВ выполняют с одной секционированной системой сборных шин. Собственные нужды каждого блока питаются от двух и более секций. К секциям 6—10 кВ подключают крупные двигатели мощностью 200 кВт и более при использовании напряжений 6 и 0,4 кВ, и 400 кВт и выше - при напряжениях 10 и 0,66 кВ. Сюда присоединяют и трансформаторы второй ступени трансформации: 6/0,4 или 10/0,66 кВ.

а —без генераторных выключателей; б —с генераторными выключателями. Рисунок 13.1- Схемы с. н. блочных ТЭС

Местами присоединения резервных трансформаторов могут быть: а) сборные шины РУ СН (110—220 кВ); б) третичная обмотка автотрансформатора связи между РУ высшего и среднего напряжений; в) ответвление на генераторном напряжении от блока, имеющего генераторный выключатель.

а-один двухобмоточный трансформатор; б-два двухобмоточных трансфор­матора половинной мощности; в- трансформатор с расщеплением об­мотки НН на две части; г- трансформатор с расщеплением обмотки НН на три части; и два трансформатора с расщеплением обмотки НН на две части. Рисунок 13.2-Варианты исполнений цепи рабочего питания собственных нужд

 

На рисунке 13.3 показана характерная схема питания с.н. на напряжении 0,4 (0,66) кВ.

Рисунок 13.3 - схема питания с.н. на напряжении 0,4(0,66) кВ.

 

Трансформаторы второй ступени устанавливают вблизи площадки размещения электроприемников данной группы. Резервный трансформатор присоединяют к секциям 6 (10) кВ другого блока (в данном случае блока 2). Для особо ответственных электроприемников предусмотрены отдельные секции — 1НА2 и 1НБ2. Эти секции получают резервное питание и от резервных трансформаторов и отдизель генераторов. Число рабочих трансформаторов для питания группы электроприемников выбирают таким образом, чтобы номинальная мощность единицы не превышала предельного значения по условию ограничения токов к.з. на стороне 0,4—0,66 кВ (для 0,4 кВ—1000 кВ∙А, при u _к=8% и 630 кВ∙А при u _к=5,5%; для 0,66 кВ— 1600 кВ∙А при u _к=8%).

 

33. Типовые решения структурных схем ТЭЦ и выбор трансформаторов.

Структурные схемы ТЭЦ, приведенные на рисунке 6.2. зависят от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки. Существенную роль играет расположение ТЭЦ вне или в черте города.

Для мощных ТЭЦ с агрегатами 100 и 250 МВт, которые сооружают для тепло - и электроснабжения больших городов и крупных промышленных предприятий применяют единичные блоки

Рисунок 6.2 - Структурные схемы ТЭЦ неблочного (а, б, в), блочного (г)

и смешанного (д) вида

 

Структурные схемы подстанций значительно проще и определяются количеством трансформаторов и напряжений.

Рекомендуются трехфазные трансформаторы, но допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Все трансформаторы, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь устройства РПН. Мощность трансформатора

 

 

гдеSрасч- расчетная мощность;

Sном- номинальная мощность трансформатора;

Кп - допустимый коэффициент перегрузки.

При блочной схеме трансформатор должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки ответвления. При присоединении только нагрузки СН

При подключении местной нагрузки и СН

 

где Р_ном, _г,Q_ном,г - активная и реактивная номинальные мощности гене ратора;

Р_c,н, Q_с,н, - активная и реактивная нагрузки собственных нужд;

Р_м,н,Q_м,н —активная и реактивная местные нагрузки;

-номинальный коэффициент мощности генератора.

Выбор ТР выполняется с учетом возможных систематических перегрузок в дневное время без сокращения срока службы, т. е.

 

где К_п.сист - допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяют по графикам нагрузочной способности

На ТЭЦ предусматривают два трансформатора связи с системой. При выборе трансформаторов связи РУ генераторного напряжения повышенного напряжения ТЭЦ определяется передаваемая мощность

 

 

Число трансформаторов на подстанциях выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания. На однотрансформаторных ПС номинальную мощность трансформатора выбирают с учетом систематических перегрузок:

 

.

При установке более одного трансформатора расчетным является случай отказа одного из них, когда оставшиеся в работе с учетом аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:

 

.

 

Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проектировании принимается К _п,ав=1,4. Такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки был не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

Рекомендуются трехфазные трансформаторы, но допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Все трансформаторы, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь устройства РПН. Мощность трансформатора

 

 

где -Sрасч расчетная мощность;

-Sном номинальная мощность трансформатора;

-Кп допустимый коэффициент перегрузки.

При блочной схеме трансформатор должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки ответвления. При присоединении только нагрузки СН

При подключении местной нагрузки и СН

 

где Р_ном, _г,Q_ном,г - активная и реактивная номинальные мощности гене ратора;

Р_c,н, Q_с,н, - активная и реактивная нагрузки собственных нужд;

Р_м,н,Q_м,н —активная и реактивная местные нагрузки;

-номинальный коэффициент мощности генератора.

Выбор ТР выполняется с учетом возможных систематических перегрузок в дневное время без сокращения срока службы, т. е.

 

где К_п.сист - допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяют по графикам нагрузочной способности

На ТЭЦ предусматривают два трансформатора связи с системой. При выборе трансформаторов связи РУ генераторного напряжения повышенного напряжения ТЭЦ определяется передаваемая мощность

 

 

Число трансформаторов на подстанциях выбирают в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания. На однотрансформаторных ПС номинальную мощность трансформатора выбирают с учетом систематических перегрузок:

 

.

При установке более одного трансформатора расчетным является случай отказа одного из них, когда оставшиеся в работе с учетом аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:

 

.

 

Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов при проектировании принимается К _п,ав=1,4. Такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, если коэффициент начальной нагрузки был не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

 

 

34.Проверка двигателей собственных нужд по условиям самозапуска.

Для оценки успешности самозапуска необходимо знать возможную длительность перерыва в электроснабжении, которая зависит от места короткого замыкания, как это показано на рисунке 14.3

Рисунок 14.3 - К определению времени перерыва питания ЭД СН

1. При трехфазномк.з. в сети с. н. (точка К.1). Напряжение на шинах с. н. падает до нуля. Работает РЗ - токовая отсечка и отключает выключатель В1. Время перерыва питания t_п,п = t_з+, t_в._отк =0,1+0;12=0,22 с. Успешный самозапуск ЭД позволяет удержать энергоблок под нагрузкой.

2. При к.з. в цепи рабочего питания(точка К.2). РЗ отключает выключатели В2 и В4, АВР со временем действия t_АВP переводит питание с. н. на резервный трансформатор (автоматически включаются ВЗ и В5).

Время перерыва питания при работе основных (например газовой) защит составит: t_п,п = t_з+, t_в._отк + t_АВP =0,1+0,12+ (0,4-0,6) =0,62—0,82 с.

При отказе основной защиты и действия резервной МТЗ время перерыва питания возрастет до t_п,п = (1—1,5)+0,12+(0,4—0,6)=1,52—2,22 с.

Энергоблок должен быть аварийно остановлен. Для безопасного останова необходимо обеспечить самозапуск двигателей дымососов, циркуляционных и конденсатных насосов и некоторых двигателей 0,4 кВ.

3. При к.з. во внешней сети (точка КЗ) на шинах с. н. имеет место глубокая посадка напряжения ниже (0,7—08) U_ном. После отключения В6 напряжение восстанавливается. Успешный самозапуск ЭД с. н. сохраняет энергоблок под нагрузкой. Время нарушения нормального питания с. н. определяется временем отключения к. з., которое в случае действия основной защиты не превосходит 0,1-0,3 с, а при ее отказе и действии резервной защиты - 1,0 с.

При к. з. на линии и отказе линейного выключателя В6 работает устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) и с выдержкой времени t_уров отключает все присоединения данной системы сборных шин, включая энергоблок. Если энергоблок может работать на холостом ходу, то самозапуск двигателей с. н. происходит через рабочий трансформатор с. н., и время перерыва нормального питания составит: t_п,п = t_уров +, t_в._отк = (0,3 - 0,4) +0,08=0,38 - 0,48 с.

В тех случаях, когда режим холостого хода блока невозможен, после отключения В4 энергоблок аварийно останавливается. Выключатель В2 тоже отключается, а устройство АВР подключает к шинам с. н. резервный трансформатор. Тогда t_п,п = t_уров +, t_в._отк + t_АВP =(0.З - 0,4) + 0,12 +(0,4-0,6) = 0,89-1,12 с.

4. При отказах в технологической части, не требующих продолжительных восстановительных работ, работают технологические защиты, и при закрытии стопорных клапанов турбины формируются импульсы на отключение В2 и В4 блока. Работает АВР.

Перерыв питания с. н. составит:

Успешный самозапуск электродвигателей с. н. позволяет перевести котел в растопочный режим, что убыстряет восстановление нормальной работы блока после устранения повреждения.

5. Ошибочное или самопроизвольное отключение рабочего питания с. н. (отключение В2). Работает устройство АВР и переводит питание с. н. на резервный ТР. Перерыв питания равен времени действия АВР не более 0,4-),6 с. Последующий разворот электродвигателей с. н. позволяет сохранить блок в работе под нагрузкой.

Самозапуск двигателей может быть успешным и неуспешным. Успешным является лишь такой самозапуск, при котором ответственные ЭД достигают нормальной частоты вращения за время, допустимое по условиям сохранения устойчивости технологического режима электростанции и нагрева двигателей.

Допустимое время самозапуска двигателей для ТЭС среднего давления должно быть не более - 35 с и определяется нагревом электродвигателей. Для ТЭС высокого явления с поперечными связями по пару - 25 с (определяется устойчивостью режима котлов высокого давления, обладающих малой аккумулирующей способностью). Для блочных ТЭС с агрегатами мощностью более 150 МВт - 20 с (определяется условием сохранения технологического режима блока). Для АЭС с малоинерционными ГЦН продолжительность самозапуска не должна превышать 1-2 с.

Длительность процесса самозапуска определяется временем перерыва нормального электроснабжения, параметрами элементов цепи питания, составом и характеристиками группы самозапускающихся ЭД.

Время перерыва электроснабжения с. н. не должно превышать 0,7 спри отключении цепи рабочего питания дейст­вием основной защиты, и 1,5 с при отключении цепи рабочего питания действием его резервной защиты и 2,0 с при отключении рабочего ТСН (с расщепленными обмотками НН) действием резервной защиты на стороне ВН.

Электромеханический переходный процесс, вызванный кратковременным снижением или исчезновением напряжения на шинах питания электродвигателей, имеет две характерные стадии: группового выбега и группового разворота (самозапуска) электродвигателей.

Расчет этого переходного процесса можно вести строгим аналитическим расчетом путем совместного решения дифференциальных уравнений переходных процессов, графо-аналитическим методом последовательных интервалов и приближенным методом по значению начального напряжения на шинах питания группы самозапускающихся двигателей.

Строгий расчет процесса самозапуска возможен только с помощью ЭВМ. Графо-аналитический метод последовательных интервалов предполагает использование механических характеристик рабочих машин M _c =f(n) и электродвигателей М_д=f(n), а также кривых изменения сопротивления двигателя от частоты вращения z _д =f(n) (или кривых изменения пусковых токов).

Рисунок 14.4 - Схема замещения для расчета самозапуска электродвигателей с. н.

Переходный процесс разбивают на малые интервалы времени ∆ t. На каждом интервале принимают переменные величины (моменты М_д и М_c, сопротивления z_д, напряжение на шинах питания U_ш ) неизменными и равными значениям, имевшим место в начале интервала. Напряжение на шинах определяют из схемы замещения, приведенной на рисунке 14.4.

.

Используя уравнение движения в конечных приращениях, получают для каждого двигателя приращение частоты вращения за время ∆ t:

.

Приближенный метод оценки успешности самозапуска заключается в определении начального напряжения группы электродвигателей, участвующих в самозапуске, и сопоставлении его значения с допускаемым U_ш0 ≥ U_доп

 

Особенности компоновки ГЭС

Здание русловой ГЭС наравне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа (ВБ). Трансформаторы блоков раз­мещают на площадке со стороны верхнего или нижнего бьефа (НБ). РУ генераторного напряжения располагают в здании ГЭС. Площадку для сооружения ОРУ выбирают в соответствии с рельефом прибрежной полосы.

На приплотинной ГЭС здание сооружают за глухой плотиной. Вода подается к турбинам по напорным трубопроводам. Между зданием ГЭС и плотиной над напорными трубопроводами образуется «пазуха», которую удобно использовать для установки трансформаторов блоков и размещения РУ генераторного напряжения. РУ повышенного напряжения, как и на русловой ГЭС, размещают на берегу.

Компоновка деривационной ГЭС имеет свои особенности. Головной узел объединяет сооружения, предназначен