Основные режимы работы электроустановок.

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