38. Общий подход к проектирования структурных схем

Структурная схема определяет распределение генераторов  между РУ и количество трансформаторов связи. Выбирается на основе ТЭО. Основной принцип - максимальное использование блочных схем. 

Примеры возможных структурных схем КЭС приведены на рисунке 6.1

             

а- с одним повышенным напряжением; б - с отдельным автотрансформато­ром связи между РУ ВН СН; в - с использованием блочных АТ; г - с двумя двухобмоточными ТР

Рисунок 6.1 - Структурные схемы электростанций районного типа

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.

39. Определение потерь энергии в элементах структурной схемы

Годовые потери энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют следующим образом:

где  - потери х. х. и  к.з. трансформатора, кВт;

 - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года;

 - нагрузка j-й и i-й ступеней зимнего и летнего графиков, кВт;

 - длительности ступеней, ч;

      п,'- количество ступеней в зимнем и летнем графиках.

Для трехобмоточных трансформаторов строят характерные суточные графики нагрузок для каждой обмотки и по ним рассчитывают потери отдельно для каждой обмотки:

 

 

где   и - нагрузки  и потери к. з. обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, кВт. 

На стадии проектирования в исходных данных приводят только максимальные нагрузки Smax и число часов их использования Ттах. и расчет потерь энергии ведут приближенно через время максимальных потерь

где Тр - длительность простоя трансформатора из-за планового ремонта, ч/год.

40. Выбор трансформаторов собственных нужд

 Состав потребителей собственных нужд (с. н.) электрических подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наиболее ответственными потребителями собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханика, система охлаждения трансформаторов и СК, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Кроме того, сюда входят устройства обогрева выключателей, шкафов КРУН, приводов отделителей и короткозамыкателей; при постоянном оперативном токе — зарядный и подрядный агрегаты. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам с. н. с учётом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции. При упрощённом расчёте можно по ориентировочным данным определить основные нагрузки собственных нужд подстанции Руст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cosφ=0,85, определяется Qycт и расчётная нагрузка:   где кс— коэффициент, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, который можно ориентировочно принять равным 0,8. Мощность трансформаторов с. н. выбирается:

1. при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции без постоянного дежурства и при одном трансформаторе с. н.

I

1. при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции с постоянным дежурством , где К„ — коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4;

2. если число трансформаторов с. н. больше двух, то

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ А При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВ А при ик=8%. Два трансформатора с. н. устанавливают на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 кВ и выше. Один трансформатор с. н. устанавливают на однотрансформаторных подстанциях 35—220 кВ с постоянным оперативным током, без синхронных компенсаторов и воздушных выключателей с силовыми трансформаторами серии ТМ при наличии складского резерва. Ориентировочно можно принять нагрузку с. н. тупиковой понизительной подстанции без выключателей на стороне высокого напряжения 100—160 кВ А, транзитной подстанции 160—250 кВ А, узловой 400—630 кВА. Мощность трансформаторов с. н. выбирается из условия покрытия всей нагрузки в аварийном и ремонтном режимах одним трансформатором.