Применение жесткой ошиновки на ору 110 кв при реконструкции подстанции 110/10/6 кв

ТАЛИПОВ А.Д., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. канд. пед. наук, доцент МИРОНОВА Е.А.

На сегодняшний день все, кто связан с проектированием, реконструкцией и строительством подстанций, стремятся уменьшить площадь энергообъекта и срок его строительства. Компактность, высокая заводская готовность и минимальные затраты при эксплуатации – главные требования к сетевым объектам. Применение жесткой ошиновки в открытых распределительных устройствах (ОРУ) – одно из решений комплекса поставленных задач.

В ОРУ напряжением 110–500 кВ, в соответствии с требованиями ПУЭ, рекомендуется использовать жесткие трубчатые шины (шины кольцевого сечения), наиболее оптимальные по условиям короны, радиопомех, материалоемкости, охлаждения, ветровой и электродинами-ческой стойкости. В качестве материала жестких шин РУ 110 кВ и выше следует использовать алюминиевые сплавы, обладающие высокой прочностью при хорошей электрической проводимости. Этим требованиям отвечает, прежде всего, сплав 1915Т, а также АВТ1 (и их зарубежные аналоги). Соединение жестких шин между собой, а также шин с контактами оборудования осуществляется сертифицированными литыми шинодержателями и гибкими контактными связями.

При выборе жесткой ошиновки на ОРУ 110 кВ были выполнены проверки и расчеты:

– шин по допустимым прогибам от собственного веса и веса гололеда;

– изоляционных расстояний с учетом отклонений шин и опорных изоляторов при ветровых нагрузках и после воздействия токов КЗ;

– ошиновки по условиям короны и радиопомех;

– шин, шинодержателей и компенсаторов по допустимым температурным удлинениям;

– жесткой ошиновки по нагреву в рабочих режимах;

– термической стойкости шин;

– электродинамической стойкости изоляторов и шин, включая оценки при неуспешных АПВ;

– ветровой стойкости ошиновки ОРУ с учетом пульсирующей (переменной) составляющей ветровой нагрузки;

– эффективности отстройки шин ОРУ от ветровых резонансов;

– стойкости (прочности) изоляторов и шин при различных сочетаниях внешних нагрузок (ветровых, гололедных и электродина-мических) с учетом собственного веса и веса ответвлений.

Рассмотренные и выполненные проверки и расчеты показали нецелесообразность внедрения жесткой ошиновки на небольших реконструируемых подстанциях 110/6 кВ. В качестве примера приведен анализ существующей подстанции и выполнены расчеты по выбору жесткой ошиновки на подстанции БСИ 110/6 кВ.

Кроме того, практический опыт ведущих инженеров Набережночел-нинских электрических сетей наглядно показывает, что внедрение жесткой ошиновки на подстанциях 110/6 кВ не всегда является целесообразным и экономически обоснованным.

УДК 621.311.04

Гту и пгу в электроэнергетике

ТЕРЕХИН О.А., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. канд. пед. наук, доцент МИРОНОВА Е.А.

На ТЭЦ природный газ является преимущественным видом топлива (более 60 %), эффективность его применения крайне низка. Многие годы его сжигание на ТЭЦ и в котельных производилось традиционным способом, без применения принципиально новых технологий. Для решения вопросов энергосбережения в условиях дефицита инвестиций приоритетным направлением повышения экономичности вновь сооружаемых и реконструируемых ТЭЦ и котельных является использование передовых технологий, а именно газотурбинных и парогазовых технологий.

К числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций, следует отнести развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок, позволяющих повысить КПД цикла на 8 % в зависимости от схемы подключения газовой турбины. Комбинирование паро- и газотурбинных установок в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпе-ратурный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе паровой турбины) отвод теплоты и в результате обеспечивает повышение термического КПД цикла, а следовательно, экономичности производства электрической энергии, особенно значительное при повышении начальной температуры газов в ГТУ.

В соответствии с соглашением с РАО «ЕЭС России» о «нулевом сальдо» в 2005 году выработка и потребление электроэнергии по энергосистеме РТ совпадали. С 2006 года начала проявляться деградация генерирующих мощностей – рост потребления опережает рост генерации.

Величина эффективных конкурентоспособных генерирующих мощностей в энергосистеме РТ снижается. Для их компенсации реализован проект на Казанской ТЭЦ-2 по вводу ПГУ-219 МВт (установленная мощность станции – 408 МВт).

Реализуются проекты:

– по установке ПГУ на Казанской ТЭЦ-3 388 МВт (планируемый срок реализации – 2017 г.);

– по вводу генерирующих мощностей на Нижнекамской ТЭЦ-2 350 МВт (планируемый срок реализации – 4 квартал 2015 г.);

– по вводу в рамках договора о предоставлении мощности на Казанской ТЭЦ-1 ПГУ 230 МВт (срок реализации – 2018 г.).

Большие избытки мощности, обусловленные вводом нового генерирующего оборудования по договору предоставления мощности и снижением спроса на мощность, приводят к снижению равновесной цены на конкурентный отбор мощности для существующей генерации.

Современные газотурбинные установки имеют единичную электрическую мощность от 20 кВт (микротурбины) и до нескольких десятков мегаватт – это классические газовые турбины. Электрический КПД современных газотурбинных установок составляет 33–39 %. КПД газотурбинных установок в целом ниже, чем у газопоршневых силовых агрегатов, но с газотурбинными установками значительно упрощается задача получения высокой мощности электростанции. При реализации всего теплового потенциала газовых турбин значимость высокого электрического КПД для потребителей становится менее актуальной. С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных газотурбинных установках имеется возможность комбинированного использования газовых и паровых турбин. Такой инженерный подход позволяет существенно повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД установок до 57–59 %. Этот способ хорош, но ведет к удорожанию и усложнению проекта.

Вопросы развития генерации и сетевого хозяйства должны быть решены до проведения Чемпионата мира по футболу – 2018 и Чемпионата мира по профессиональному мастерству – 2019 для обеспечения надежного электроснабжения указанных мероприятий при экономичной загрузке генерирующих мощностей.

ТГК-16 получила разрешение на строительство крупнейшей в России ГТУ. Казанская ТЭЦ-3 входит в первую пятерку мировых энергообъектов, на которых будет установлена ГТУ – инновационная газовая турбина электрической мощностью 388,6 МВт. После введения нового энергоблока в эксплуатацию установленная мощность электростанции составит 809 МВт. Завершить работы по строительству планируется в 2017 г.

Таким образом, использование инновационных ГТУ и ПГУ в РТ на данный момент как никогда актуально для решения проблемы роста потребления электроэнергии. Развитие малой генерации необходимо выводить на первый план для обеспечения бесперебойного, надежного энергоснабжения региона.

УДК 621.313.322