15. Обоснование целесообразности ввода генерирующей мощности из условия полного электроснабжения потребителей в нормальном и ремонтном режимах.
Установленную мощность Руст э/ст планируют так, чтобы с учетом разрывов мощности и иных ограничений покрывать максимум нагрузки Ртax Эсис, компенсировать простои генерирующих агрегатов и случайные отклонения от расчетного баланса мощности. Разность между Руст э/ст и их нагрузкой в каждый момент времени не является резервной мощностью системы. Так:
Рраб = Руст - Рогр - Рразр - Рконс - Ррем = Ррасп - Ррем,
где Рраб – рабочая мощность; Рогр – мощность различного рода ограничений; Рразр – мощность разрывов; Рконс – мощность консервации; Ррасп – располагаемая мощность; Ррем – мощность агрегатов, находящихся в ремонте. Реальная мощность нагрузки электростанций Рнг = Рраб – Ррез, где Ррез – мощность агрегатов, находящихся в резерве. Целесообразность вводов мощности определяется с учетом необходимости ее резервирования. Требуемое значение резерва велико и находится в диапазоне 15–30%Ртах.
Полный резерв мощности Ррез является суммой двух составляющих Rр и Rав. Резерв Rр предназначен для обеспечения плановых ремонтов агрегатов: RК.р капитальных и RТ.р – текущих. Резерв Rав служит для компенсации дефицита мощ-ти в Эсис из-за отказов генер-щего об-ия и случайных отклонений от расчетного баланса вследствие ошибок прогнозирования Эпот-ия, графиков нагрузки, эксплуатационных хар-к об-ия.
План-ие генер-ей мощности ведется из условия полного Элснаб пот-лей в нормальном и ремонтных режимах.
При планировании генерирующей мощности используется график месячных максимумов нагрузки и рассчитывается общая потребность ЭЭ для проведения капитального WК.р и текущего WТ.р ремонтов генерирующего оборудования:
;
,
где Рi – мощность i-го агрегата; tк.рi и tТ.рi – среднегодовая продолжительность капитального и текущего ремонтов.
Капитальные ремонты агрегатов стремятся проводить при сезонных снижениях нагрузки. Необходимая резервная мощность определяется с учетом заполнения ремонтными площадками (прямоугольниками, где в основании продолжительность капитального ремонта агрегата, а высота – его РНОМ) провала графика месячных максимумов нагрузки. Если ЭЭ, определяемой площадью провала, недостаточно, в системе планируется резерв мощности для проведения капитального ремонта (ввод новых агрегатов) Rк.р = (Wк.р - KзапFпр)/365, где Fпр – площадь провала графика месячных максимумов; Кзап ≈ 0,93 – коэффициент заполнения провала ремонтными площадками, учитывающий неодновременность начала и окончания плановых ремонтов генерирующих агрегатов.Для проведения текущих ремонтов планируется резерв мощности из условия его круглогодичного использования, поэтому RТ.р = WТ..р/365.
16 Обоснование схем присоединения к электроэнергосистеме. Основные ограничения для систем электроснабжения в аварийных и послеаварийных режимах
При разработке схем присоединения к энергосистеме обосновывают и выбирают: номинальные напряжения и количество линий выдачи мощности по направлениям; количество РУ повышенного напряжения, распределение генераторов между ними; пропускную способность связей между сетями различного напряжения на сборных шинах электростанции; предельно допустимые токи КЗ по узлам сети; варианты схем РУ повышенных напряжений.
В практике проектирования принятие решений по схемам присоединения сводят к обоснованию эффективности сооружения их элементов на базе критериев, свидетельствующих о необходимости последовательного усиления сети – ввода новых цепей, установки дополнительных (авто)трансформаторных связей,... Принято, чтобы схема сети полностью обеспечивала выдачу мощности электростанций в систему и электроснабжение потребителей в нормальном режиме и при плановых ремонтах элементов схем. В аварийных и послеаварийных режимах схемы должны удовлетворять ряду ограничений:
- недопущению ограничения перетоков мощности в установившихся режимах при неполной схеме по критерию статической устойчивости и термической стойкости проводников и аппаратов;
- недопущению нарушения динамической устойчивости в энергосистеме при фиксированных возмущениях без воздействия ПА;
- недопущению снижения уровней напряжения по узлам сети в послеаварийных режимах ниже заданной границы.
Коэффициент запаса КР апериодической статической устойчивости по активной мощности должен быть не менее 20 % в нормальном режиме, а так же в утяжеленных условиях при ремонтах основного оборудования электростанций. В кратковременных послеаварийных режимах (до 20 мин), до вмешательства персонала в регулирование, разрешено вынужденно снижать значение коэффициента до 8 %.
Для АЭС схема присоединения на всех этапах ввода должна обеспечивать выдачу располагаемой мощности в любой период времени как при полной схеме, так и при отключении линии выдачи мощности.
Коэффициенты запаса по напряжению в узлах нагрузки нормированы и должны быть не менее 15% в нормальном режиме и при утяжеленных условиях (ремонтах основного оборудования электростанций), а в кратковременных послеаварийных режимах – не менее 10 %.
При наибольшей нагрузке в установившемся послеаварийном режиме напряжение на вторичной стороне подстанций должно быть не ниже номинального напряжения сети с учетом регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов.
17. Обоснование способов ограничения токов короткого замыкания в системах электроснабжения. Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения. секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ: Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков. Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем. Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции. Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки. Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока. Когда через реактор питается группа линий, его называют групповым. Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором. Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление xр = ωL, Ом.
18. Обоснование и выбор схем подстанций в системах электроснабжения. Схемы подстанций выбираются с учетом общей схемы электроснабжения, т.е. вид схемы сетей (радиальной или магистральной) значительно влияет на вид схем подстанций, входящих в общую систему электроснабжения. Схемы подстанций всех напряжений разрабатываются исходя из следующих основных положений:
применение простейших схем с минимальным числом выключателей;
преимущественного применения одной системы сборных шин на ГПП и РП с разделением ее на секции;
применения, как правило, раздельной работы линий и раздельной работы трансформаторов;
применения блочных схем и бесшинных подстанций глубоких вводов напряжением 11О...220 кВ.
На вводах напряжением 6... 10 кВ распределительных подстанций и на выводах вторичного напряжения ГПП и ПГВ, как правило, следует устанавливать выключатели для автоматического включения резерва.
При секционировании разъединителями шин на напряжении 6... 10 кВ рекомендуется устанавливать два разъединителя последовательно для безопасной работы персонала на отключенной секции, а также на самом секционном разъединителе при работающей другой секции.
На выбор схем оказывает влияние категория потребителей электроэнергии по надежности и степени бесперебойности электроснабжения. Надежность подстанции, как и надежность систем электроснабжения, определяется числом независимых источников питания и схемой подстанции.
Электроприемники 1 категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, которые должны обеспечивать взаимное резервирование.
Электроприемники 2 категории, как правило, снабжаются электроэнергией от двух независимых источников питания
Электроснабжение электроприемников 3 категории может осуществляться от одного источника питания.
19. Обоснование и выбор схем электростанций. Обоснование и выбор главных схем ведется с учетом технических требований, зафиксированных в нормативной документации. Однако следует отметить известный факт, что даже при одинаковых исходных данных вариации расчетных условий технико-экономического обоснования нередко приводят к конъюнктурной оптимальности той или иной схемы. Это затрудняет принятие решений.
На выбор главных схем влияет большое количество факторов. Важнейшими из них являются:
- тип электроустановки (электростанция, подстанция) и ее значение в энергосистеме;
- схемы прилегающих сетей и перспективы их развития;
- расположение электроустановки относительно нагрузочных узлов, плотность, темпы прироста и характер нагрузки;
- пропускная способность внутри- и межсистемных связей;
- количество присоединений;
- параметры используемого оборудования;
- последствия ненадежности элементов схемы;
- размеры отчуждаемых площадей и их стоимость;
- значения токов КЗ;
- защита персонала от воздействия электрических и магнитных полей;
- опыт эксплуатации электроустановок.
Обоснование и выбор предпочтительных решений является обязательным при строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении электроустановок. При принятии решения учитывается стоимость его реализации. Ее оценка базируется на двух основных показателях:
- капитальных вложениях К для создания производства;
- издержках И производства продукции.
Капитальные вложения можно рассматривать, как единовременные однократные затраты, а издержки производства - как ежегодные расходы.