Проектування структурних схем електростанцій та підстанцій. Навчальний посібник

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНИЙ УНІВЕРСИТЕТ “ЛЬВІВСЬКА ПОЛІТЕХНІКА”

ПРОЕКТУВАННЯ СТРУКТУРНИХ СХЕМ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ТА ПІДСТАНЦІЙ Навчальний посібник

Рекомендувало Міністерство освіти і науки України

Львів Видавництво Львівської політехніки 2010

УДК 621.314.057 ББК 31.27я73 С 28

Автори: М.С. Сегеда, доктор техн. наук, професор; В.Г. Гапанович, канд. техн. наук, доцент; В.П. Олійник, канд. техн. наук, ст. наук. співр.; К.Б. Покровський, канд. техн. наук, доцент Рецензенти: Буткевич О.Ф., доктор техн. наук, професор, головний науковий співробітник Інституту електродинаміки НАН України; Лежнюк П.Д., доктор техн. наук, професор, завідувач кафедри електричних станцій та систем Вінницького національного технічного університету Рекомендувало Міністерство освіти і науки України як навчальний посібник для студентів електроенергетичних спеціальностей вищих навчальних закладів (лист Міністерства освіти і науки України № 1/11-3519 від 28.04.2010 р.)

С 28

Сегеда М.С. Проектування структурних схем електростанцій та підстанцій: навч. посіб. / М.С. Сегеда, В.Г. Гапанович, В.П. Олійник, К.Б. Покровський. – Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2010. – 144 с. ISBN 978-966-553-987-2 Викладено основні вимоги і порядок вибору головної схеми електричних з’єднань, режими роботи електричних станцій різного типу в електроенергетичних системах, вибір схем приєднання електричних станцій до енергосистеми та структурних схем ТЕЦ, КЕС, АЕС та ГЕС. Теоретичний матеріал кожного розділу ілюструється прикладами розв’язання задач. У додатку наведено довідковий матеріал, який покращує сприйняття теоретичного матеріалу та використовується під час розв’язання прикладів. Для студентів вищих навчальних закладів електротехнічних спеціальностей, насамперед для вивчення таких дисциплін, як “Електрична частина станцій та підстанцій”, “Проектування електричної частини електростанцій та підстанцій”, “Атомні електростанції”, “Електрообладнання енергетичних установок”, “Електропостачання власних потреб електростанцій”, виконання курсових та дипломних проектів, а також для аспірантів, викладачів та спеціалістів відповідного профілю. УДК 621.314.057 ББК 31.27я73

ISBN 978-966-553-987-2

© Сегеда М.С., Гапанович В.Г., Олійник В.П., Покровський К.Б., 2010 © Національний університет “Львівська політехніка”, 2010

ЗМІСТ Список скорочень................................................................................................. 4 Передмова ............................................................................................................ 5 Розділ 1. Основні вимоги і порядок вибору головної схеми електричних з’єднань ........................................................................ 6 Розділ 2. Режими роботи електричних станцій різного типу в електроенергетичних системах...................................................... 8 Розділ 3. Вибір схеми приєднання електричної станції до енергосистеми .............................................................................. 12 Розділ 4. Вибір основного обладнання електростанції ................................. 16 4.1. Вибір турбін............................................................................................ 16 4.2. Вибір парогенераторів ............................................................................ 18 4.3. Вибір електричних генераторів .............................................................. 22 Розділ 5. Вибір структурної схеми ТЕЦ.......................................................... 25 5.1. Порядок вибору структурної схеми ТЕЦ................................................ 25 5.2. Варіанти структурної схеми ТЕЦ ........................................................... 26 5.3. Вибір трансформаторів зв’язку та блочних трансформаторів ТЕЦ........ 31 5.4. Визначення втрат активної енергії у трансформаторах.......................... 38 5.5. Визначення збитків від ненадійності елементів структурної схеми ТЕЦ .............................................................................................. 44 5.6. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат..................................................................................... 47 Розділ 6. Вибір структурної схеми КЕС (АЕС) .............................................. 64 6.1. Порядок вибору структурної схеми КЕС (АЕС)..................................... 64 6.2. Варіанти структурної схеми КЕС (АЕС) ................................................ 66 6.3. Вибір блочних трансформаторів та автотрансформаторів зв’язку КЕС............................................................................................ 72 6.4. Визначення втрат активної енергії у блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку електростанцій типу КЕС (АЕС) ......... 78 6.5. Визначення збитків через ненадійність елементів структурної схеми КЕС (АЕС) .............................................................. 81 6.6. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених витрат ................................................................................... 88 Розділ 7. Вибір структурної схеми ГЕС........................................................ 103 Розділ 8. Вибір структурної схеми підстанцій ............................................. 105 Предметний покажчик ..................................................................................... 106 Список літератури............................................................................................ 107 Додаток 1. Основні умовні позначення в електричних схемах........................ 108 Додаток 2. Генератори ..................................................................................... 110 Додаток 3. Трансформатори............................................................................. 115 Додаток 4. Перелік і сфера застосування схем 35–750 кВ............................... 127 Додаток 5. Комутаційна апаратура .................................................................. 133 Додаток 6. Показники вартості елементів........................................................ 139

3

СПИСОК СКОРОЧЕНЬ АЕС АТЗ БТ ВН ВП ГАЕС ГЕС ГРП ГСЕЗ ГТУ ЕЕС ЕС КЕС ЛЕП НН ОЕС ПРТВП РОУ РП РТВП СН СС ТВП ТЕЦ

4

– атомна електростанція – автотрансформатор зв’язку – блочний автотрансформатор – вища напруга – власні потреби – гідроакумулювальна електростанція – гідроелектростанція – генераторний розподільний пристрій – головна схема електричних з’єднань – газотурбінна установка – електроенергетична система – електрична станція – конденсаційна електростанція – лінія електропересилання – нижча напруга – об’єднана електроенергетична система – пускорезервний трансформатор власних потреб – редукційно-охолоджувальна установка – розподільний пристрій – резервний трансформатор власних потреб – середня напруга – структурна схема – трансформатор власних потреб – теплофікаційна електростанція

ПЕРЕДМОВА Зміст навчального посібника “Проектування структурних схем електростанцій та підстанцій” відповідає робочій навчальній програмі дисципліни “Проектування електричної частини електростанцій та підстанцій” для електроенергетичних спеціальностей. Різноманітні чинники та вимоги до електроенергетичних об’єктів, які необхідно враховувати під час проектування, надалі визначають їх техніко-економічні показники роботи. Вибір головної схеми електричних з’єднань електростанцій та підстанцій є найважливішим етапом проектування, тому що він визначає повний склад обладнання та зв’язки між ним. Вибрана головна схема електричних з’єднань є вихідною під час розроблення схем власних потреб, схем вторинних з’єднань, монтажних схем, будівельних креслень тощо. На першому етапі проектування, до розроблення головної схеми електричних з’єднань, вибирають структурну схему електростанції чи підстанції, яка визначає основні функційні частини та зв’язки між ними. В кожному конкретному випадку може бути декілька варіантів структурних схем і край важливими є фаховий вибір цих варіантів, їх порівняння та визначення техніко-економічних показників. Помилки на цьому етапі проектування спричиняють негативні наслідки. У навчальному посібнику викладено основні вимоги і порядок вибору варіантів структурних схем різних типів електростанцій та підстанцій. Розділи посібника проілюстровано прикладами, що допоможуть ефективніше сприймати теоретичний матеріал. У додатках наведено довідкові матеріали, які необхідні під час проектування структурних схем. Усі відгуки та зауваження щодо посібника автори просять надсилати на адресу: 79005 м. Львів -13, вул. С. Бандери 12, Національний університет “Львівська політехніка”, кафедра електричних станцій.

5

Розділ 1. ОСНОВНІ ВИМОГИ І ПОРЯДОК ВИБОРУ ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ З’ЄДНАНЬ Електротехнічна частина електричної станції (ЕС) характеризується не тільки параметрами її елементів, але й схемою їх з’єднань. Розрізняють головну електричну схему електричних з’єднань (ГСЕЗ) і схему власних потреб станції. Вибір ГСЕЗ є відповідальним етапом проектування електричної частини електростанції, оскільки він визначає повний склад елементів та зв’язків між ними. Основними вихідними даними для вибору головної схеми є: тип станції; вид палива; кількість та потужність агрегатів станції; графіки навантажень споживачів та їхній склад; параметри енергосистеми. Головна електрична схема великою мірою визначає основні показники електричної частини станції, а також зумовлює характеристики ЕС загалом: надійність, економічність, ремонтопридатність, безпеку обслуговування, зручність експлуатації, зручність розташування електрообладнання, можливість подальшого розширення тощо. Тому на етапі проектування до головної схеми електричних з’єднань ставляться такі вимоги [1, 2, 3]: – відповідність умовам роботи станції в енергосистемі, очікуваним режимам, а також відповідність технологічній схемі; – простота і наочність, мінімальна кількість перемикань під час зміни режиму, доступність обладнання для ремонту без порушення режиму роботи; – зручність спорудження електричної частини з урахуванням почерговості введення в експлуатацію генераторів, трансформаторів, ЛЕП; – можливість автоматизації установки в економічно доцільному обсязі; – достатня, економічно виправдана міра надійності.

6

Необхідно враховувати, що електрична схема ЕС є частиною схеми енергосистеми. Електроенергія, яку виробляють генератори, передається через трансформатори та електричні з’єднання головної схеми і пересилається в систему через повітряні й кабельні лінії. Тому під час вибору головної електричної схеми необхідно враховувати також системні вимоги. Процес розроблення ГСЕЗ можна розділити на такі основні етапи: 1) вибір схеми приєднання ЕС до енергосистеми; 2) вибір структурної (принципової) схеми, яку ще називають “схемою видачі потужності”; 3) вибір схеми електричних з’єднань розподільних пристроїв; 4) розрахунок струмів к.з. та вибір доцільного способу їх обмеження; 5) вибір електричних апаратів і струмопровідних частин. Перед тим як починати безпосереднє проектування ГСЕЗ, необхідно попередньо розглянути особливості режимів роботи ЕС різного типу в енергосистемі, які істотно впливають на вибір головної схеми. На кресленні головні схеми подають в однолінійному виконанні у вимкненому положенні всіх елементів установки. Усі елементи схеми і зв’язки між ними зображаються за допомогою умовних графічних позначень основних елементів, наведених в додатку 1.

7

Розділ 2. РЕЖИМИ РОБОТИ ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ РІЗНОГО ТИПУ В ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМАХ Вибір типу ЕС та її основного обладнання залежить від багатьох чинників [3, 4]. Одним з найважливіших чинників є режим роботи ЕС під час виконання графіка навантаження енергосистеми. Режим роботи споживачів електроенергії характеризується кількістю, тривалістю змін, тривалістю робочого тижня, темпами зростання споживання. Нерівномірність добових графіків навантажень визначається коефіцієнтом нерівномірності графіка навантажень P K нр = min , Pmax де Pmin , Pmax – відповідно мінімальне та максимальне навантаження енергосистеми протягом доби. Р, МВт

Рmax

Рmin.нічне нероб. дня

ГАЕС, ГЕС

1

Рmin.денне 13-15% КЕС

25-30%

2 50-60% 3

АЕС, ТЕЦ, ГЕС, КЕС 24 год.

Рис. 2.1. Добовий графік навантаження електроенергетичної системи

8

Добовий графік навантаження ЕЕС складається з трьох зон: 1 – пікова зона, дорівнює Pmax − Pmin .денне ; 2 – напівпікова зона, дорівнює Pmin .денне − Pmin .нічне 3 – базова зона , дорівнює Pmin .нічне

нероб . дня

;

нероб . дня .

Аналіз графіків навантаження енергосистем свідчить, що пікове навантаження, в яке входить резервна потужність системи, становить 13–15 %, напівпікове навантаження – 25–30 %, базове навантаження – 50–60 %. Річна кількість годин використання встановленої потужності ЕС, що працюють у піковій зоні, становить 1000–1500 год, у напівпіковій 3000–4000 год, у базовій зоні 7000–7500 год. У кожній частині графіка навантаження ЕЕС доцільно використовувати ЕС, найекономічніші для цього режиму роботи. Базова частина графіка виконується за рахунок: а) АЕС, регулювання потужності яких є неможливим; б) ТЕЦ, максимальна економічність яких досягається, якщо електрична потужність відповідає тепловому споживанню; в) ГЕС, які працюють з мінімальною потужністю, що визначається мінімальним пропуском води, необхідним за санітарними вимогами і за умовами забезпечення пароплавства. Виконання пікової частини графіка здійснюється ГЕС і ГАЕС, агрегати яких допускають часті ввімкнення і вимкнення, а також швидкі зміни навантаження. Решта графіка (напівпікова і базова частина), нерівномірність якого частково скомпенсована навантаженням ГАЕС під час роботи їх в насосному режимі, може бути виконана КЕС, робота яких найекономічніша під час рівномірного навантаження. Під маневровістю ЕС розуміють здатність станції виконувати добовий графік навантаження. Поняття маневровості охоплює швидкість зміни навантаження, діапазон зміни потужності від номінальної до мінімальної, пускові характеристики енергоблоків (тривалість пусків після простою в резерві, який має різну тривалість; допустима кількість пусків за рік і термін служби; пускові витрати палива). Регулювальний діапазон навантаження визначається технічним мінімумом навантаження блока. Для КЕС він залежить від типу котла (табл. 2.1). З меншим навантаженням енергоблоки (котли) працювати не можуть.

9

Згідно з [3], залежно від вихідного (теплового) стану, розрізняють режими пуску блоків з гарячого, неохолодженого і холодного станів (табл. 2.2). Особливості пуску котла і турбіни на не блочній ТЕС полягають у тому, що вони можуть виконуватись незалежно. Пуск турбіни здійснюється парою номінальних параметрів, що подається з магістралі. Час пуску котла з гарячого стану становить 1–2 години. Таблиця 2.1 Технічні мінімуми навантаження Мінімальне навантаження енергоблока для котлів, % на твердому паливі газомазутних 40–70 40 45–75 30–60 40–70 40 60 – – 50 – 30

Потужність енергоблока, МВт 160 200 300 500 800 1200

Таблиця 2.2 Тривалості пуску енергоблоків КЕС Режим пуску Зі стану гарячого резерву (простій менше від 1 год) З гарячого стану (простій менше ніж 6–10 год) З неохоложеного стану (простій від 6–10 год до 70–90 год) З холодного стану (простій більше ніж 60–90 год)

10

220

Потужність енергоблоків, МВт 320 500 800

1200

1

1

1

1

1

1,4

1,8

2,1

3,3

3,3

5,3

4–5,3

5,3

4,2–5,5

5,5–7,5

10

5,7

9,5

6,7–7,5

11–14

Таблиця 2.3 Характеристики ВВЕР-440 Діапазон регулювання допустимої зміни навантаження, % Рном: – протягом усієї паливної компанії 70–100 – упродовж 2/3 паливної компанії 30–100 – у кінці (остання третина) палив90–100 ної компанії Тривалість пуску енергоблока, год, після – короткочасних (до 3–8 год) зупи1 нок з гарячого стану; – довготривалих (до 20 год) зупи2 нок з гарячого стану; – довготривалих (до 40–60 год) зу3 пинок з гарячого стану; – довготривалих (до 40–60 год) зу15–20 пинок з холодного стану

ВВЕР-440 РБМК-1000

30–100 10–100 70–100

50–100 50–100 50–100

1

1

3

6

6

12–15

15–20

20–24

Пуски і зупинки енергоблоків супроводжуються додатковими витратами палива. Так, для блоків 320 МВт, залежно від виду палива, під час простою тривалістю 8–120 годин додаткові витрати палива становлять 60–300 тонн умовного палива. ТЕЦ зазвичай працюють за тепловим графіком як більш економічним. Під час слабкого використання відбору тепла з турбіни агрегати ТЕЦ можуть працювати в конденсаційному режимі за електричним графіком, який задає диспетчер енергосистеми, розвиваючи під час цього номінальну електричну потужність. Значення теплового навантаження визначає потужність турбіни з протитиском. На маневровість енергоблоків АЕС накладають обмеження: нестаціонарне отруєння реактора ксеноном, надійність роботи тепловиділяючих елементів, система регулювання енергоблоків та термічні напруги в елементах конструкції блоків. У табл. 2.3 наведено маневрові характеристики енергоблоків АЕС. Обладнання ГЕС має високі маневрові якості. Вихід на номінальну потужність триває не більше ніж 50 с, тому ГЕС використовують для покриття пікової частини графіка навантаження енергосистеми.

11

Розділ 3. ВИБІР СХЕМИ ПРИЄДНАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ ДО ЕНЕРГОСИСТЕМИ

Питання про вибір схеми приєднання ЕС невеликої потужності до системи розглядається на стадії складання технічного завдання на проект. Вибір схеми приєднання потужної ЕС, що істотно впливає на розвиток ЕЕС, входить до складу проекту розвитку цієї системи. Розробляє його “Енергомережпроект” [4, 5]. Під час проектування схеми приєднання ЕС розв’язують задачі вибору напруг, на яких видаватиметься потужність ЕС; кількості, напрямку, пропускної здатності ЛЕП на кожному з напрямків; визначення розподілу генеруючих потужностей між розподільними пристроями (РП) різних напруг. Номінальну напругу U ном електричної мережі вибирають одночасно з вибором схеми мережі, порівнюючи суміжні напруги у межах прийнятої в районі шкали, що розглядається. Для ОЕС України прийнята основна шкала напруги 750/330/110/35/10 кВ. У деяких районах України є інші шкали напруг. Так, наприклад, у Донбасі – 500/220/110/35/10 кВ, у Закарпатті – 400/220/110/35/10 кВ, у Криму – 220/110/35/10 кВ. Розвиток електричних мереж напругою 500, 400 і 220 кВ на перспективу дозволяється тільки у вказаних районах. Кількість підстанцій, на яких передбачається зв’язок між електричними мережами з різними шкалами напруги, необхідно обмежувати. Системоутворювальними мережами, що об’єднують регіональні енергосистеми України і забезпечують видання потужності електростанцій, є електричні мережі напругою 750, 330 кВ і частково 220 кВ.

12

Функцію першого ступеня розподілу енергії виконують електричні мережі напругою 330 і 220 кВ, а основними розподільними є мережі напругою 110 кВ, у Дніпроенерго, Миколаївській і Херсонській областях – 150 кВ. Розвиток електричних мереж напругою 150 кВ в інших районах енергосистеми України не допускається. Електричні мережі 35 кВ використовуються для електропостачання споживачів у сільській місцевості. Доцільну напругу лінії електропересилання можно наближено обчислити за емпіричною формулою

U ек = 1000 / 500 / l + 2500 / P , (3.1) де l – довжина лінії, км; P – активна потужність, яка пересилається лінією, МВт. За (3.1) значення напруги отримуємо в кВ. Для обчислення напруги двоколової лінії застосовується також формула (3.1), тільки активна потужність ділиться навпіл. Видавання потужності від ЕС здійснюється, як правило, на одній, двох чи трьох підвищених напругах. Одна напруга використовується доволі рідко (до 10 % ЕС) і характерна для пікових ЕС (ГАЕС, ГТУ). Переважно (60 %) видавання потужності виконується на двох напругах: 110–220 кВ в місцевий район навантаження і 330–500 кВ – в основну мережу ЕЕС чи в основну мережу двох напруг – 220–330 і 500–750 кВ. Наявність трьох напруг дуже ускладнює електричну схему станції. Таке рішення може прийматися у двох випадках: – поряд з видаванням потужності у дві основні мережі, наприклад, 220 і 500 кВ, з’явилась доцільність забезпечення електропостачання місцевого району на нижчій напрузі, наприклад, 110 кВ; – поряд з видаванням потужності на двох напругах, наприклад, 220–500 кВ, необхідно забезпечити зв’язок з іншою ЕЕС, яка має інші рівні напруг, наприклад, 330 і 750 кВ. ТЕЦ споруджують у безпосередній близькості від центрів місцевого навантаження, тому частину виробленої енергії вони можуть видавати на генераторній напрузі (6 чи 10 кВ), а частину – в мережі системи на напругах 110–220 кВ. За наявності на ТЕЦ блоків потужністю не менше за 100 МВт практично вся електроенергія видається в мережу 110–220 кВ. 13

ГЕС та ГАЕС, як правило, віддалені від центрів споживання електроенергії, тому вся вироблена потужність видається в систему на напрузі 110 кВ і вище. На них проектуються, як правило, два РП різних напруг. ЛЕП системоутворювальної мережі дуже важливі для режиму роботи ЕЕС. Їх вимкнення призводить до зниження стійкості паралельної роботи генераторів системи, обмеження переданої від станції потужності, зниження якості електричної енергії у системі. Тому, вибираючи кількість і пропускну здатність ЛЕП основної мережі, які відходять від ЕС, необхідно дотримуватися таких системних вимог: – під час роботи всіх ЛЕП, що відходять від ЕС, а також під час вимкнення однієї з них, має забезпечуватися видавання всієї потужності ЕС з нормальним рівнем стійкості (8 % запас за статичною стійкістю) і якості електричної енергії у споживачів; – під час одночасного вимкнення двох ЛЕП мережі (двох елементів мережі) в її повній схемі (до аварійного вимкнення всі елементи мережі були в роботі) чи під час аварійного вимкнення однієї ЛЕП в ремонтному стані схеми мережі дозволяється обмеження потужності, що видається з шин ЕС. Таблиця 3.1 Область застосування ліній різної напруги Uном, кВ Тип лінії 6 Повітряна Кабельна 10 Повітряна Кабельна 35 Повітряна 110 Повітряна 220 Повітряна 330 Повітряна (два проводи) 400 Повітряна (три проводи) 500 Повітряна (три проводи) 750 Повітряна (чотири проводи)

Pмакс, МВт 2 3 3 5 5–15 25–50 100–200 300–400 500–700 700–900 1800–2200

L, км 10 8 15 10 60–30 150–50 250–150 300–200 1000–600 1200–800 2000–1200

Для вибору рівнів напруг РП та кількості ліній, що відходять від РП, можна скористатися даними табл. 3.1 [9, 14].

14

У результаті розроблення питань приєднання ЕС до системи, до початку проектування ГСЕЗ, повинні бути відомі: 1) напруги, на яких видаватиметься потужність, величини і характеристики навантажень на кожній напрузі; 2) схеми мереж, кількість і довжина ЛЕП, що відходять від ЕС на кожній напрузі; 3) значення допустимої втрати генеруючої потужності за умов стійкості паралельної роботи та наявного резерву потужності в ЕЕС з урахуванням пропускної здатності ЛЕП; 4) рекомендовані графіки активної і реактивної потужностей генераторів відповідно до місця ЕС, що проектується для покриття графіка навантаження ЕЕС; 5) дані розрахунку струмів короткого замикання від системи.

15

Розділ 4. ВИБІР ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ Основне обладнання бажано вибирати однотипним, адже у такому разі забезпечується можливість максимальної індустріалізації будівництва, а також покращуються умови експлуатації і ремонту, скорочується кількість обслуговуючого персоналу [1–4]. До основного енергетичного обладнання ТЕС і АЕС належать турбіни, котли на ТЕС, парогенератори і реактори на АЕС, гідротурбіни на ГЕС.

4.1. Вибір турбін На ТЕС одночасно з вибором кількості і потужності парових турбін вирішується питання про початкові параметри пари. Пояснюється це тим, що потужності парових турбін, які виготовляють вітчизняні заводи, вже прив’язані до початкових параметрів пари. Номінальну потужність турбогенераторів у КЕС, які проектуються для роботи в об’єднаних ЕЕС, вибирають якомога більшою (для конкретного виду палива) з урахуванням перспективного розвитку ЕЕС. Номінальну потужність турбогенератора КЕС для ізольованих систем визначають на підставі техніко-економічних (ТЕ) розрахунків з урахуванням аварійного резерву. Для надійної та стійкої роботи системи номінальна потужність агрегатів не повинна перевищувати аварійного резерву системи, який становить від 4 до 10 % потужності системи. Тип турбіни – наприклад, К-500-240 (де 500 – номінальна потужність, МВт; 240 – тиск пари, кгс/см² чи 10ˉ¹ МПа). Номінальну потужність теплофікаційних турбін вибирають також якомога більшою, враховуючи динаміку зростання теплових навантажень району на термін не менше ніж 5–10 років. Це важливо

16

як для правильного визначення терміну введення першого агрегату, так і для подальшого розвитку ТЕЦ. Під час вибору типу турбіни для ТЕЦ визначальним є тиск і витрата відборів пари для промислових і комунально-побутових споживачів. Для міських ТЕЦ без промислових споживачів вибирають теплофікаційні турбіни типу Т, наприклад, Т-50-130, Т-250/300-240. В останньому випадку турбіна має подвійне значення номінальної потужності 250 і 300 МВт. Номінальну потужність ТЕЦ оцінюють за другим максимальним значенням потужності турбіни. В зимовий період використання максимальної електричної потужності в проекті не враховується, тому що для отримання цієї потужності необхідне значне зниження відборів пари, що призводить до погіршення економічності комбінованого виробітку енергії на ТЕЦ. У зимовий час теплофікаційна турбіна повинна забезпечити з відборів 50–60 % максимального теплового навантаження для опалення, вентиляції і гарячого водопостачання, а решту теплового навантаження забезпечують пікові водогрійні котли. На промислових ТЕЦ встановлюють турбіни типу ПТ (наприклад, ПТ-60/75-130) з двома теплофікаційними відборами – промисловим і опалювальним. Щоб забезпечити покриття постійного теплового навантаження, можна застосовувати турбіни типу Р (наприклад, Р-100-130) з протитиском. Для ТЕЦ, які працюють для районів з розвиненими промисловими і комунально-побутовими тепловими споживачами, іноді доцільне встановлення турбін трьох типів – Т, ПТ і Р. Турбіни з промисловим відбором пари вибирають, ураховуючи використання цього відбору впродовж всього року. Турбіни з протитиском розраховують на роботу в базовій частині графіка промислового парового навантаження, і їх не встановлюють на ТЕЦ першими через особливості їхніх пускових схем. Тип турбіни на АЕС вибирають залежно від типу реактора і структурної технологічної схеми: для високотемпературних реакторів з газовим і рідкометалевим носієм встановлюють турбіни з перегрітою парою високого тиску, для реакторів з теплоносієм у вигляді рідкого металу, газу й органічної рідини – турбіни з перегрітою парою середнього тиску, для реакторів з водяним теплоносієм – турбіни з насиченою парою середнього тиску. Потужність гідроагрегату на ГЕС вибирають за допомогою техніко-економічного порівняння варіантів з різною кількістю агрегатів. Зіставляючи варіанти, враховують режим роботи ГЕС, прий-

17

нятий тип будівлі ГЕС, а також міркування щодо уніфікації обладнання. З рівноцінних економічних варіантів перевагу надають варіанту з потужнішими агрегатами. Тип гідротурбіни залежить від максимального напору ГЕС. Рекомендуються такі проектні рішення: – під час напору до 150 м – поворотно-лопатеві та пропелерні турбіни (до 20 м – осьові горизонтальні, до 80 м – осьові вертикальні, від 40 до 150 м – діагональні); – за напору від 45 до 600 м – радіально-осьові; – у разі напору від 500 м і вище – ківшові турбіни. Основні параметри гідротурбіни – діаметр робочого колеса, частота обертання та інші параметри – визначають для прийнятого типу робочого колеса залежно від потужності агрегату і розрахункових напорів (максимального, розрахункового за потужністю і середньозваженого за виробітком електричної енергії).

4.2. Вибір парогенераторів Параметри пари (температура, тиск) та кількість котлів на ТЕС визначаються виконаним раніше вибором парових турбін. Паропродуктивність котлів (парогенераторів) розраховують: а) для блочних КЕС – за максимальним пропуском гострої пари через турбіну з урахуванням власних потреб та запасом до 3 %; б) для блочних ТЕЦ – за максимальним пропуском гострої пари через турбіну з урахуванням власних потреб та запасом до 3 %. У разі виходу з ладу одного блока ті, що залишаються, з урахуванням роботи пікових котлів, повинні забезпечити середнє за найхолодніший місяць відпускання пари на опалення, вентиляцію та гаряче водозабезпечення; в) для не блочних ТЕЦ – за максимальною витратою пари з тим, щоби під час виходу з роботи одного парогенератора ті, що залишилися, включаючи пікові, забезпечили максимально довге відпускання пари на виробництво та середнє за найхолодніший місяць відпускання тепла на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання. Під час цього допускається зниження електричної потужності на величину одного потужного агрегату ТЕЦ.

18

Покриття максимуму теплового навантаження для опалення здійснюється за рахунок спеціальних пікових котлів, а іноді, за наявності парового резерву, за рахунок відборів турбін. Тип, кількість турбін та котлів вибирають після наближеного визначення витрати пари. Для ТЕЦ наближена витрата пари на турбіни дорівнює витраті пари на технологічні витрати підприємств, господарсько-побутові потреби та комунальні потреби. Витрату пари на технологічні потреби ( D1 ) підприємств встановлюють за графіками теплових навантажень. Під час виконання навчального проектування витрата тепла на технологічні потреби ( D1 ) задається в завданні на проектування. Витрату пари на господарсько-побутові потреби та комунальні потреби можна визначити за даними табл. 4.1. Розрахунок теплофікаційного відбору пари на різні потреби для населеного пункту з кількістю населення N осіб виконують за виразом q N Qi = i , (4.1) Tмакс.i де qi – середньорічні витрати теплової енергії на різні потреби на одного мешканця, згідно з довідниковими даними [табл. 4.1.]; Tмакс.i – максимальна кількість годин використання теплового навантаження за видами споживання; N – кількість мешканців населеного пункту. Таблиця 4.1

Вид споживання теплової енергії Опалення та вентиляція житлових будинків Опалення та вентиляція культурно-побутових закладів Гаряче водопостачання Бані Пральні Заклади громадського харчування Разом

Річні витрати тепла на одного мешканця, 106 ккал Район Середня Південна частина частина 2,36 1,5

Т макс , год

2400

0,52

0,32

2400

1,75 0,15 0,3 0,28

1,75 0,15 0,3 0,28

3500 3500 3500 1800

5,36

4,30

19

Теплофікаційний відбір пари для населеного пункту визначається окремо для різних потреб: – для опалення і вентиляції житлових приміщень Q N Q1 = оп.жит ; (4.2) Tмакс.оп.жит – для опалення і вентиляції культурно-побутових приміщень Qоп.культ.− поб . N Q2 = ; (4.3) Tмакс.оп.культ.− поб . – на гаряче водопостачання Qгар.вод. N Q3 = ; Tмакс.гар.вод.

(4.4)

– на інші потреби Q N Q4 = інш. . (4.5) Tмакс.інш. Після розрахунку складових годинних витрат теплової енергії визначається сумарна витрата теплової енергії на теплофікацію Q∑ як їх сума Q∑ = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 . Далі знаходять максимальну годинну витрату пари на господарсько-побутові та комунальні потреби ( D2 ) згідно з виразом, т/год

Q αT D2 = ∑ , (4.6) k де k =0,56 ⋅10 6 ккал/т – кількість теплоти, отриманої від однієї тонни відпущеної пари; αT =0,55 – коефіцієнт теплофікації, визначається як відношення відпускання теплоти з відбору турбін до загального відпускання теплоти від ТЕЦ. Коефіцієнт теплофікації αT визначає економічність комбінованої схеми енергопостачання споживачів теплом і електроенергією. Його відмінність від одиниці пояснюється застосуванням для покриття пікової частини теплових навантажень спеціальних пікових водогрійних і парових котлів низького тиску. Максимальна годинна витрата пари на технологічні, господарсько-побутові та комунальні потреби визначається за виразом , т/год Dсум = D1 + D2 . (4.7) 20

Паропродуктивність котла, вибраного для встановлення на ТЕЦ, повинна бути більшою за максимальну годинну витрату пари Dсум . На дво- та триконтурних АЕС парогенератори є обов’язковими елементами. Їхня конструкція залежить від виду теплоносія. Кількість парогенераторів повинна відповідати кількості циркуляційних петель реактивної установки, а продуктивність кожного парогенератора – тепловій потужності петлі. Дані про парогенератори, реактори та турбіни наведено в [6–8]. Приклад 4.1. Завдання: Вибрати парогенератори для ТЕЦ з поперечними зв’язками потужністю 180 МВт для забезпечення потреб тепла населеного пункту з кількістю населення N = 200000 ос. Вихідні дані. Споживачі населеного пункту живитимуться від генераторної напруги 10 кВ. Решта потужності видаватиметься в енергосистему через РП 110 кВ. Власні потреби станції становлять 18 МВт. На ТЕЦ планується встановлення трьох турбін типу ПТ-50/60-130/7 (назва турбіни ПТ-50/60-130/13 розшифровується так: парова турбіна з двома регульованими відборами пари – промисловим і теплофікаційним, потужністю 50–60 МВт; 130 – відбір пари, т/год ; 7 – тиск пари, МПа). У процесі проектування приймаємо, що для заданого населеного пункту промисловий відбір пари становить D1 =180 т/год. Розв’язання Теплофікаційний відбір пари для населеного пункту визначається для різних потреб: – для опалення і вентиляції житлових приміщень згідно з (4.2)

2,36 ⋅ 106 ⋅ 200000 = 196666666 ,7 ккал / год; 2400 – для опалення і вентиляції культурно-побутових приміщень згідно з (4.3) Q1 =

0,52 ⋅ 106 ⋅ 200000 = 43333333,33 ккал / год; 2400 – на гаряче водопостачання згідно з (4.4) Q2 =

Q3 =

1,75 ⋅ 106 ⋅ 200000 = 100000000 ккал / год; 3500 21

– на інші потреби згідно з (4.5)

0,73 ⋅ 106 ⋅ 200000 = 16590909,1 ккал / год. 8800 Визначаємо сумарну витрату теплової енергії на теплофікацію Q∑ = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 == 196666666 ,7 + 43333333,3 + Q4 =

+100000000 + 16590909,1 = 356590909,1 ккал / год. Максимальна годинна витрата пари на теплофікацію згідно з (4.6) 356590909,1 ⋅ 0,55 = 350,22 т / год, D2 = 0,56 ⋅ 106 де k = 0,56 ⋅ 10 6 ккал/т – кількість теплоти, одержаної від однієї тонни відпущеної пари; αT = 0,55 – коефіцієнт теплофікації, визначається як відношення відпуску теплоти з відбору турбін до загального відпуску теплоти від ТЕЦ. Сумарна максимальна годинна витрата пари на промислові потреби та теплофікацію згідно з (4.7) Dсум = D1 + D2 = 180 + 350,22 = 530,22 т / год. Для ТЕЦ з поперечними зв’язками сумарну паропродуктивність котлів визначають за максимальною витратою пари у разі виходу з роботи одного парогенератора. У такому разі ті котли, що залишилися в роботі, включаючи пікові, повинні забезпечити максимально довге відпускання пари на виробництво та середнє за найхолодніший місяць відпускання тепла на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання. Зважаючи на вищенаведене, на ТЕЦ встановлюємо три котли типу Е-210-13-565 (Е – котел з природною циркуляцією; 210 – паропродуктивність котла, т/год; 13 – робочий тиск пари, МПа; 565 – температура пари на виході, °С) із загальною паропродуктивністю 4 × 210 = 840 т / год. У разі виходу з роботи одного котла загальна паропродуктивність зменшується до 3 × 210 = 630 т / год, але є більшою за сумарну максимальну годинну витрату пари Dсум. = 530,2 т / год. Отже, котли вибрано правильно.

4.3. Вибір електричних генераторів Турбогенератори для ТЕС та АЕС випускаються номінальною потужністю 2,5; 4,0; 6,0; 12; 30; 50; 60(63); 100(120); 150(160); 200; 220; 300(320); 500; 800(1200) МВт. Номінальну потужність агрегатів станції

22

вибирають ще на стадії техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) доцільності будівництва електростанції, кількість та потужність генераторів входить у завдання на проектування. Під час робочого проектування лише уточнюються номінальна напруга та виконання машини (система охолодження, система збудження та завод-виробник). Кількість та одинична потужність генераторів повинні відповідати кількості та одиничній потужності турбін. Напруга генераторів до 60 МВт приймається 6 чи 10 кВ. Вибір напруги визначається напругою мережі, яка живиться від шин генераторної напруги. Напруга генератора великої потужності (понад 60 МВт) приймається за умовами його виготовлення, причому перевагу віддають вищим напругам. Каталогові дані генераторів наведено в [5, 9] та в додатку 2. Гідрогенератори виготовляються на номінальні потужності від 8 до 750 МВт у вертикальному та горизонтальному виконаннях. Для ГЕС середньої та великої потужності гідрогенератори заводи виготовляють на індивідуальне замовлення. На ГАЕС, поряд з гідрогенераторами, застосовуються синхронні двигуни та обернені машини як серійного, так і індивідуального виготовлення, потужністю від одиниць до сотень МВт. Порівняно з турбогенераторами гідрогенератори є тихохідними машинами. Частоту їх обертання nном вибирають від 50 до 500 об/хв, залежно від частоти обертання гідротурбін. Номінальна потужність генератора Рг.ном визначається (у кіловатах) за потужністю турбіни N турб.

РГ .ном = Nтурб. η Г , де η Г – коефіцієнт корисної дії генератора. Повна номінальна потужність (у кіловольт-амперах) S Г .ном = РГ .ном cos ϕном ,

(4.8)

(4.9)

де cos ϕном – номінальний коефіцієнт потужності, що задається на стадії ТЕО. За значеннями величин S Г .ном , РГ .ном і nном вибирають прототип із гідрогенераторів, що випускалися раніше (згідно з каталогами заводів-виготовлювачів і довідниками [5, 9] та додатком 2). Якщо значення S Г .ном , РГ .ном і nном збігаються зі значен′ для прототипу, то цей тип генератора і нями S ′Г .ном , РГ′ .ном і nном вибирають для встановлення на ГЕС.

23

Якщо вдається підібрати прототип, у якого частота обертання дорівнює заданій, а потужність відрізняється від заданої не більше ніж на 10 – 15 %, то замовляють генератор з діаметром розточки статора, який дорівнює діаметру прототипу, і висотою активної сталі S lt = lt′ Г .ном , S Г′ .ном де lt′ – висота активної сталі в генераторі-прототипі. Якщо вдається підібрати прототип, у якого не рівні, але близькі ′ , S Г .ном і значення (відрізняються не більше ніж на 10 %), nном і nном

S ′Г .ном , то висоту активної сталі приймають такою, що дорівнює S n′ lt = lt′ г.ном ном . S ′Г .ном nном За відсутності прототипу, близького за заданими параметрами S Г .ном і nном , необхідний спеціальний розрахунок головних розмірів синхронної машини і складання завдання на її проектування для заводу-виготовлювача. Номінальні напруги синхронних генераторів приймаються такими: за потужності до 50 МВт – 6,3; 10,5 кВ; 100 – 150 МВт – 10,5; 15,75; 18 кВ; 200 МВт – 15,75; 20 кВ; 300 – 500 МВт – 20; 21; 24 кВ; 800 – 1000 МВт – 24; 27 кВ; 1200 МВт – 24 кВ.

24

Розділ 5. ВИБІР СТРУКТУРНОЇ СХЕМИ ТЕЦ 5.1. Порядок вибору структурної схеми ТЕЦ Теплоелектроцентралі (ТЕЦ) призначені для централізованого постачання промислових підприємств та міст теплом і електроенергією. Особливістю виробництва електроенергії на ТЕЦ є та обставина, що графіки навантаження їх генераторів визначаються теплофікаційним графіком. ТЕЦ працює в найекономічнішому режимі, якщо її електрична потужність відповідає відпуску тепла. Тільки у разі дефіциту потужності в енергосистемі турбіни ТЕЦ переводяться в змішаний режим, під час якого збільшується надходження пари в конденсатори. Графік навантаження генераторів ТЕЦ зазвичай прямий. Влітку та в деяких випадках взимку в нічний час теплове навантаження знижується. Під час малих витрат пари частину генераторів вимикають чи завантажують реактивною потужністю. Під час аварійного вимкнення однієї турбіни (генератора) нестачу пари для теплофікації компенсують за рахунок водогрійних котлів, а промисловий відбір пари компенсується редукційно-охолоджувальними установками (РОУ). Схеми електричних з’єднань ТЕЦ з турбогенераторами потужністю до 110 МВт можуть виконуватися з шинами генераторного розподільного пристрою (ГРП). Кількість агрегатів звичайно не перевищує трьох-чотирьох. У разі більшої потужності турбогенераторів схеми ТЕЦ виконують за блочним принципом. Живлення місцевих споживачів електричної енергії, якщо вони є, здійснюється відпайкою від блока “генератор – трансформатор” підімкненням трансформаторів споживачів чи реакторів. Схеми ТЕЦ змішаного типу містять як блоки “генератор-трансформатор”, так і генератори, підімкнені до шин ГРП, що сполучені із системою через трансформатори зв’язку.

25

Під час проектування структурної схеми (інша назва структурної схеми – схема видачі потужності) ТЕЦ вирішують такі питання: відповідно до вихідних даних попередньо вибирають варіанти виконання структурної схеми, потім для кожного варіанта визначають перетікання потужності через трансформатори (автотрансформатори) і здійснюють їх вибір, обчислюють втрати енергії у трансформаторах, оцінюють збитки через ненадійність роботи елементів структурної схеми, визначають капіталовкладення, річні експлуатаційні видатки і зведені затрати та вибирають раціональний варіант структурної схеми за критерієм мінімуму зведених витрат. У вихідних даних для вибору структурної схеми ТЕЦ вказують кількість і напруги розподільних пристроїв (РП), з шин яких видається електроенергія станції. Для енергосистеми задаються максимальне навантаження системи PС max , резерв потужності в системі PСрез і вартість втрат 1 кВт-рік енергії β . Навантаження споживачів електроенергії, генераторів станції і власні потреби станції під час проектування структурної схеми ТЕЦ можна задавати двома способами. За першим способом навантаження задається добовими графіками (зимовим і літнім), за другим способом – параметрами, що характеризують графіки навантаження. Вихідними даними за другим способом задання навантаження для генераторів є номінальна потужність PГ .ном , час використання встановленої потужності генератора впродовж року Т Г .вст і номінальний коефіцієнт потужності cos ϕ Г .ном , а для навантаження споживачів електроенергії – максимальна активна потужність Pнав.max , мінімальна активна потужність Pнав.min , максимальний коефіцієнт потужності cos ϕнав.max і час використання максимального навантаження Т нав.max . Також задається навантаження власних потреб.

5.2. Варіанти структурної схеми ТЕЦ Структурна схема ТЕЦ розробляється одночасно із проектом електропостачання споживачів з урахуванням схеми електричних мереж прилеглого місцевого району і за умови забезпечення надійності теплопостачання споживачів. Найближчі споживачі можуть отримувати електроенергію від ТЕЦ на генераторній напрузі 6–10 кВ

26

чи через підстанцію “глибокого вводу” на напрузі 35–220 кВ РП підвищеної напруги ТЕЦ чи за змішаною схемою. На підставі проекту електропостачання прилеглого до ТЕЦ району вибирають необхідні напруги й навантаження для кожного з РП. За цими даними встановлюється кількість генераторів на ТЕЦ. Бажано кількість генераторів вибирати такою, щоб у разі вимкнення одного з приєднаних до ГРП генераторів, не було потрібно отримувати енергію із шин РП підвищеної напруги. Структурна схема ТЕЦ залежить від одиничної і сумарної потужності агрегатів і від співвідношення сумарної генераторної потужності та мінімальної потужності місцевого навантаження. Велику роль відіграє та обставина, що сучасні ТЕЦ споруджують за містом чи промисловим об’єктом. Якщо потужність місцевого навантаження порівняно велика і становить не менше ніж 50 % сумарної потужності генераторів ТЕЦ, номінальна напруга яких така сама, як номінальна напруга розподільної мережі, то в такому разі доцільне спорудження РП генераторної напруги (ГРП 6–10 кВ), до якого під’єднують генератори і кабельні лінії мережі місцевого навантаження (рис. 5.1, а). Така структурна схема характерна для ТЕЦ з невеликою кількістю агрегатів з одиничною потужністю 30–60 МВт, які забезпечують місцеве навантаження в радіусі 5–10 км. За наявності місцевого навантаження не тільки на генераторній напрузі, а і на напрузі 35 чи 110 кВ структурна схема може бути виконана так: під час живлення мереж з ефективним заземленням нейтралі (мережі з номінальною напругою 110 кВ і вище) – за схемою із застосуванням триобвиткових автотрансформаторів (рис. 5.1, б); під час живлення мереж з різним режимом заземленням нейтралі (наприклад, від одного РП живляться мережі з номінальною напругою 110 кВ і вище, а від другого РП – мережі з номінальною напругою 35 кВ) – за схемою із використанням триобвиткових трансформаторів (рис. 5.1, в) чи двообвиткових трансформаторів (рис. 5.1, г). Схему із застосуванням двообвиткових трансформаторів (рис. 5.1, г) вибирають у разі порівняно невеликого навантаження, що видається з шин розподільного пристрою середньої напруги. Якщо потужність місцевого навантаження мала і становить не більше за 30 % сумарної потужності генераторів ТЕЦ, то структурні схеми ТЕЦ рекомендовано будувати за блочним принципом, а живлення місцевого навантаження здійснювати через відгалуження

27

від генератора з встановленням реактора чи понижувального трансформатора, якщо напруга генератора більша за 10,5 кВ (рис. 5.1, д). Відгалуження виконують між генераторним вимикачем і блочним трансформатором. Це підвищує надійність електричного постачання місцевого навантаження, оскільки під час найімовірніших пошкоджень у технологічній частині блока вимикається генераторний вимикач, а живлення місцевого навантаження зберігається через блочний трансформатор. Зважаючи на вимоги надійності теплопостачання споживачів, використовують одиничні блоки, тому що відмова об’єднаного чи збільшеного блока призвела би до втрати двох теплофікаційних блоків і можливого в такому разі обмеження теплопостачання споживачів. Ця умова справедлива для ТЕЦ з агрегатами 160, 250 МВт, які споруджуються для тепло- й електропостачання великих міст і промислових об’єктів. Можливе також приєднання двох (трьох) генераторів з номінальною потужністю до 100 МВт до ГРП 10 кВ, до якого під’єднують кабельні лінії місцевого району навантаження (рис. 5.1, ж). У разі використання на ТЕЦ потужних турбогенераторів з номінальною потужністю 100 – 250 МВт їх приєднують до РП ВН, оскільки їх приєднання до ГРП не є доцільним з таких міркувань: а) значно підвищується рівень струмів короткого замикання, що призводить до подорожчання ГРП; б) потужні ТГ працюють на напрузі 13,8–20 кВ, а ГРП виконують на напрузі 6–10 кВ. Тому приєднання потужних турбогенераторів ( N 2 ) виконують за схемою (рис. 5.1, ж). Зазвичай кількість трансформаторів зв’язку, що з’єднують ГРП з системою – один – два. Це залежить від величини навантаження на шинах ГРП, допустимих струмів короткого замикання на шинах ГРП, симетрії електричної схеми ТЕЦ, вимог енергосистеми до допустимої тривалості втрати надлишкової потужності ТЕЦ, а також від вимоги забезпечення роботи теплофікаційних агрегатів за тепловим режимом під час пошкодження трансформатора зв’язку. Якщо в блоках з генераторами встановлюються трифазні трансформатори, то передбачається резервний, не приєднаний трифазний трансформатор з розрахунку один на вісім і більше робочих трансформаторів.

28

У блоках між генератором і двобвитковим трансформатором встановлюється генераторний вимикач. Для групи з однофазних трансформаторів, встановлених у блоці з генератором, передбачається резервна фаза. Під час проектування структурної схеми необхідно враховувати особливості побудови схеми власних потреб, місця під’єднання і потужності робочих та резервних трансформаторів власних потреб. На електростанціях, на яких всі генератори увімкнені на збірні шини генераторної напруги, електропостачання власних потреб здійснюється від цих шин. На електростанціях зі змішаною схемою вмикання генераторів живлення власних потреб здійснюється частково від шин генераторної напруги і частково від блоків “генератор-трансформатор”. Рекомендується за можливістю уникати відгалужень від блоків “генератор-трансформатор”, генератори яких приводяться в дію від турбін типу Р (турбіни, що працюють з протитиском). У разі живлення власних потреб від збірних шин генераторної напруги і відгалужень від блоків “генератор-трансформатор” резервне джерело живлення власних потреб (лінії з реакторами, трансформатори) приєднується, як правило, до шин генераторної напруги. На станціях з поперечними зв’язками по парі приймають по одному резервному трансформатору чи лінії живлення власних потреб 6–10 кВ з реактором на кожні шість робочих трансформаторів чи ліній. Кількість джерел робочого живлення власних потреб, що приєднуються до однієї секції ГРП, не повинна бути більшою від двох, і їх необхідно приєднати до шин ГРП так, щоби джерело робочого живлення і джерело, що його резервує, були приєднані до різних секцій ГРП; джерело резервного живлення може також приєднуватися до відгалуження від трансформатора зв’язку; якщо ГРП із двома системами шин резервне, джерело живлення можна також приєднувати до другої системи шин разом із трансформатором зв’язку. Магістралі резервного живлення власних потреб 6 (10) кВ секціонуються вимикачами – за одного резервного трансформатора власних потреб – через 3–4 блоки, а за двох резервних трансформаторів (приєднаних до джерела живлення) і за наявності поперечних зв’язків у тепловій частині – на дві частини.

29

С

С

С

220 кВ

110-220 кВ

110-220 кВ

110 кВ

35 кВ

ГРП 6-10 кВ

ГРП 6-10 кВ

ГРП 6-10 кВ

Рм.нав+Рвп

Рм.нав+Рвп

Рм.нав+Рвп

б

а

в

С

С

220 кВ

С

110-220 кВ

35-110 кВ

110-220 кВ

Рвп ГРП 6-10 кВ

Рм.нав+Рвп

г

Рвп N1

N2

Рвп ГРП 10 кВ

РП 10 кВ

Рм.нав+Рвп

Рм.нав

N1

д

N2

ж

Рис. 5.1. Варіанти виконання структурних схем ТЕЦ

На стороні низької напруги резервних трансформаторів власних потреб станцій всіх типів встановлюються вимикачі, у разі використання як джерела резервного живлення лінії з реактором аналогічні вимикачі не встановлюються. Вибираючи потужності робочих джерел живлення власних потреб (трансформаторів чи ліній з реакторами) електростанцій всіх типів, необхідно виходити з умов забезпечення живлення всього

30

приєднаного до відповідної секції (чи до двох секцій) навантаження власних потреб без перевантаження ліній чи окремих обвиток трансформаторів власних потреб. Потужність резервних джерел живлення власних потреб електростанцій з поперечними зв’язками по парі необхідно вибирати з таких міркувань: – під час живлення робочих і резервних джерел живлення власних потреб від шин ГРП й приєднання до секції ГРП одного джерела робочого живлення потужність резервного джерела повинна бути не меншою від потужності найпотужнішого робочого трансформатора власних потреб (чи реактора); – під час живлення робочих і резервних джерел живлення від шин ГРП і приєднання до секції ГРП двох джерел робочого живлення потужність резервного джерела повинна дорівнювати 150 % потужності найпотужнішого робочого трансформатора власних потреб (чи реактора); – у разі приєднання робочих джерел живлення власних потреб відгалуженням від блоків “генератор-трансформатор” без вимикача генераторної напруги потужність резервного джерела живлення вибирають виходячи з режиму, коли резервне джерело замінює найпотужніше робоче джерело живлення власних потреб і одночасно забезпечує пуск одного котла чи турбіни; за наявності вимикача генераторної напруги резервні трансформатори власних потреб вибирають такої самої потужності, як і робочий трансформатор власних потреб.

5.3. Вибір трансформаторів зв’язку та блочних трансформаторів ТЕЦ Номінальну потужність трансформаторів вибирють за розрахунковою потужністю, яка визначається з розрахунку перетікань потужності по обвитках трансформаторів у нормальному й аварійному режимах роботи ТЕЦ на підставі балансу потужності [3]. На рис. 5.2 наведена діаграма балансу потужності в схемі ТЕЦ з шинами ГРП і триобвитковими трансформаторами зв’язку (див. рис. 5.1, в). Як аварійний режим розглядається режим аварійного вимкнення одного генератора, під’єднаного до шин ГРП, і режим аварійного вимкнення одного трансформатора зв’язку.

31

У разі задання навантажень До системи графіками (перший спосіб) визначення перетікань потужності через ST BH обвитки трансформаторів зв’язку S T CH зводиться до додавання й відніманSHAB. CH ня графіків відповідно до діаграми балансу потужності в схемі ТЕЦ у S T НH нормальному й аварійному режимах роботи. Наприклад, щоб знайSHAB.ГРП ти перетікання потужності через обвитки вищої напруги трансформаторів зв’язку (див. рис. 5.1, в) необхідно від графіка навантаженS BП ня генераторів відняти графіки навантаження власних потреб, наванSГ. НОМ таження споживачів шин ГРП і навантаження споживачів, під’єднаних до шин РП 35 кВ. Якщо Рис. 5.2. Діаграма балансу навантаження задано параметрами, потужності в схемі ТЕЦ з шинами ГРП що характеризують графік навантаження (другий спосіб), то перетікання потужності розраховують в аналітичній формі. Невизначеність під час виконання розрахунків полягає у відсутності відомостей про розподіл у часі максимумів і мінімумів у добових навантаженнях різних споживачів енергії. Тому доцільно такі розрахунки вести, допустивши їхній збіг у часі (однотипність перетворених двоступеневих графіків навантаження). Через обвитки нижчої напруги (НН) трансформаторів зв’язку перетікають потужності: – під час максимального навантаження на шинах ГРП S& = S& − S& − S& = 1

Г .ном

вп.max

нав.ГРП .max

= ( PГ .ном − Pвп.max − Pнав.ГРП .max ) − − j( QГ .ном − Qвп.max − Qнав.ГРП .max ) = = P1 − jQ1 ; S1 = ( P12 + Q12 ); 32

(5.1)

– під час мінімального навантаження на шинах ГРП S& = S& − S& − S& = 2

Г .min

вп.min

нав.ГРП .min

= ( PГ .min − Pвп.min − Pнав.ГРП .min ) − j( QГ .min − Qвп.min − Qнав.ГРП .min ) =

(5.2)

= P2 − jQ2 ; S 2 = ( P2 2 + Q2 2 ); – в аварійному режимі, за який прийнято режим вимкнення одного найпотужнішого генератора, під’єднаного до ГРП & − S& − S& = S = S& 3

Г .ав

вп.ав

нав.ГРП .max

= ( PГ .ав − Pвп.ав − Pнав.ГРП .max ) − − j( QГ .ав − Qвп.ав − Qнав.ГРП .max ) = P3 − jQ3 ;

(5.3)

S3 = ( P3 2 + Q3 2 ), де PГ .ном , QГ .ном – встановлена активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності генераторів ТЕЦ; PГ .min , QГ .min – активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності генераторів ТЕЦ у режимі мінімального навантаження; PГ .ав , QГ .ав – активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності генераторів ТЕЦ в аварійному режимі; Pвп.max , Qвп.max – активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності власних потреб генераторів ТЕЦ у режимі максимального навантаження; Pвп.min ,

Qвп.min – активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності власних потреб генераторів ТЕЦ у режимі мінімального навантаження; Pвп.ав , Qвп.ав – активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності власних потреб генераторів ТЕЦ в аварійному режимі;

Pнав.ГРП .max ,

Qнав.ГРП .max – максимальна активна, МВт, і реактивна, Мвар, потужності навантаження, під’єднаного до шин ГРП; Pнав.ГРП .min ,

Qнав.ГРП .min

– мінімальна активна, МВт, і реактивна, Мвар,

потужності навантаження, під’єднаного до шин ГРП. Максимальна активна потужність власних потреб ТЕЦ, МВт p P Pвп.max = вп.max Г .ном , (5.4) 100 де pвп.max – максимальне навантаження споживачів власних потреб, %.

33

Значення активної потужності власних потреб у першому наближенні обчислюють за виразом P Pвп = ( 0,4 + 0,6 Г )Pвп.max . (5.5) PГ .ном Активна потужність ТЕЦ в аварійному режимі під час вимкнення одного генератора PГ .ав = PГ .ном ( n − 1 ), де n – кількість генераторів, під’єднаних до шин ГРП. Перетікання потужності через обвитки СН трансформаторів зв’язку визначаються потужністю навантаження, під’єднаного до шин РП СН S&4 = P4 − jQ4 = S&нав.СН .max = Pнав.СН .max − jQнав.СН .max ; (5.6) S4 = ( P4 2 + Q4 2 );

S&5 = P5 − jQ5 = S&нав.СН .min = Pнав.СН .min − jQнав.СН .min ; S5 = ( P5 2 + Q5 2 ).

(5.7)

У разі однотипного навантаження на шинах ГРП та на шинах РП СН перетікання потужності через обвитки ВН трансформаторів зв’язку визначають за виразами S&6 = P6 − jQ6 = S&1 − S&4 = ( P1 − P4 ) − j( Q1 − Q4 ); (5.8) S6 = ( P6 2 + Q6 2 );

S&7 = P7 − jQ7 = S&2 − S&5 = ( P2 − P5 ) − j( Q2 − Q5 ); S7 = ( P7 2 + Q7 2 ).

(5.9)

В аварійному режимі перетікання потужності через обвитки ВН трансформаторів доцільно визначати, якщо на покриття частини навантаження на шинах ГРП потрібна потужність із системи. Тоді з урахуванням навантаження на шинах ГРП в аварійному режимі й навантаження на шинах РП СН S&8 = P8 − jQ8 = S&3 + S&4 = ( P3 + P4 ) − j( Q3 + Q4 ); (5.10) S8 = ( P8 2 + Q8 2 ). За розрахункову потужність S max під час вибору номінальної потужності трансформаторів зв’язку приймається найбільша з по-

34

тужностей S1 ÷ S8 . Орієнтовно номінальну потужність трансформатора зв’язку знаходять за формулою SТ .ном = ( 0,7 ÷ 1,0 )S max .

(5.11)

У разі встановлення одного трансформатора зв’язку його потужність вибирають з урахуванням допустимого систематичного перевантаження. Якщо встановлено два трансформатори зв’язку, то їх номінальна потужність визначається з урахуванням аварійного перевантаження. Розрізняють систематичне та аварійне перевантаження трансформатора. Систематичне перевантаження трансформатора можливе за наявності нерівномірності навантаження протягом доби. Його величина розраховується за умови, що зношення ізоляції за реальним графіком з перевантаженням упродовж кількох годин на добу буде таким самим, як і під час роботи трансформатора з постійним номінальним навантаженням протягом 24 годин. У разі систематичного перевантаження температура обмотки не повинна перевищувати 140 0С, а температура оливи – 95 0С. Аварійне перевантаження виникає у разі аварійного вимкнення одного з трансформаторів, шо паралельно працюють. Воно обмежується допустимою температурою нагрівання обмотки 140 0С (160 0С для трансформаторів 110 кВ і нижче) й оливи – 115 0С. Відповідно до “Правил технічної експлуатації” [10] для трансформаторів з системами охолодження М, Д, ДЦ, Ц допускається аварійне перевантаження на 40 % на період не більше ніж 5 діб протягом не більше ніж 6 годин на добу за умови повного використання всіх пристроїв охолодження трансформатора. За [11] необхідно перевірити вибраний трансформатор на перевантажувальну здатність, використовуючи побудовані графіки навантаження та реальну тривалість перевантажень. Відповідно до [11] для перевірки допустимого аварійного перевантаження трансформатора під час аварійного вимкнення трансформатора, що паралельно працює, треба перетворити графік навантаження зимової доби на еквівалентний двоступеневий графік. За двоступеневим графіком навантаження визначають коефіцієнт початкового навантаження k1 , тривалість перевантаження h та коефіцієнт перевантаження k2 . Згідно з таблицями [11], які також

35

наведені у [9], знаходять коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження залежно від температури охолоджувального середовища, типу системи охолодження трансформатора, коефіцієнта k1 та тривалості h . Аварійне перевантаження трансформатора вважається допустимим за умови: k2 ≤ k2доп . Перетворення реального графіка навантаження на еквівалентний двоступеневий можна здійснити з використанням відповідних програм за допомогою ЕОМ. Щоб студенти краще засвоїли методику перевірки трансформаторів, рекомендується застосувати аналітичний метод. На рис. 5.3, а наведено приклад зимового графіка навантаження на стороні ВН підстанції. Двоступеневий графік будують так. 1. На зимовому графіку проводять пряму k = 1 , що відповідає номінальній потужності вибраного трансформатора ( S ном ). 2. Виділяють ділянку графіка тривалістю h′ , що перевищує значення k = 1 . 3. Частину графіка ( T − h ), що не перевищує значення k = 1 , ділять на m

інтервалів тривалістю ∆ t та знаходять

коефіцієнт початкового навантаження k1

k1 = де

1 Sном

S1 , S2 ,... Sm

S12 ∆t1 + S 22 ∆t2 + ... + Sm2 ∆tm , ∆t1 + ∆t2 + ... + ∆tm –

навантаження

(5.12)

відповідного

інтервалу;

∆ t1 ,∆ t2 ,...∆ tm – тривалість відповідного інтервалу. 4. Ділянку h′ ділять на p інтервалів тривалістю ∆hi визначають коефіцієнт відносного перевантаження k2′ k2′ =

1

S1′2 ∆h1 + S2′2 ∆t2 + ... + S ′p2 ∆h p

Sном

∆h1 + ∆h2 + ... + ∆h p

.

та

(5.13)

5. Для визначення реального навантаження k2 та його тривалості h перевіряють такі умови. Визначають kmax = S max / Sном .

36

S, МВА

k

S2

Smax

k max

S1

S ном

k2

S3

k =1

S2

S3

S1

S4 k1

∆t 1

∆t 2 ∆h 1

∆h 2

∆h 3

∆t 3

∆t 4

t, год

t, год h

h′

T

T б

а

Рис. 5.3. Приклад зимового графіка навантаження на стороні ВН підстанції (а), еквівалентний двоступеневий графік (б)

Якщо k2′ ≥ 0,9kmax (рис. 5.3, а), то приймаємо k2 = k2′ і

h = h′ . Якщо k2′ < 0,9kmax , то приймаємо k2 = 0,9kmax і коректуємо h , тобто h=

k 2′2 h′ ( 0,9k max )2

.

(5.14)

Еквівалентний двоступеневий графік наведено на рис. 5.3, б. Після перетворення, як вказувалося вище, за таблицями [9, 11] знаходять коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження k2доп та роблять висновок стосовно допустимості роботи трансформатора з таким навантаженням. Перевірку трансформаторів двотрансформаторних підстанцій на допустиме систематичне перевантаження необхідно здійснювати за літнім графіком навантаження (під час планового ремонту одного з трансформаторів, що виконується у літній період). У такому разі відповідно до літнього графіка навантаження на стороні ВН, перетвореного на еквівалентний двоступеневий, визначають k1 , k2 та h, а потім за таблицями [9, 11] з урахуванням температури охолоджувального середовища та системи охолодження трансформатора знаходять допустимий коефіцієнт систематич-

37

ного перевантаження k2доп . Трансформатори допускають систематичне перевантаження, якщо k2 ≤ k2доп.сист. ;

k2 ≤ k2доп.ав. (5.15) Якщо вибраний трансформатор (автотрансформатор) задовольняє всі вимоги перевірки за аварійним та систематичним перевантаженнями, його можна використовувати в схемі електроустановки. Якщо будь-яка з умов перевірки не виконується, необхідно вибрати трансформатор більшої потужності та повторити перевірку за навантажувальною здатністю. Трансформатори (автотрансформатори) на ТЕЦ намагаються вибирати в трифазному виконанні та з регулюванням напруги під навантаженням. РПН встановлюють на трансформаторах зв’язку, споживчих трансформаторах і трансформаторах власних потреб блоків.

5.4. Визначення втрат активної енергії у трансформаторах Втрати активної енергії в структурних схемах ТЕЦ визначаються в трансформаторах зв’язку та блочних трансформаторах для нормального режиму роботи ТЕЦ. Метод обчислення втрат залежить від способу задання навантажень. Вихідні навантаження можуть задаватися у двох формах: у вигляді добових графіків і параметрами, що характеризують графік (максимальна повна потужність навантаження S нав.max , час використання максимальної потужності Т max ). Каталогові дані трансформаторів і автотрансформаторів, необхідні для визначення втрат активної енергії, наведено в [5, 9, 14] і в додатку 3. А. Трифазні двообвиткові трансформатори Якщо вихідні навантаження задано графіками, втрати енергії в двообвитковому трансформаторі обчислюють за виразом

(

)

∆WT = n∆Pн.х 8760 − Т р.бл +  ∆P + к ∆Pк  N З  n  38

∑

 S  i  SТ .ном

2

  ti + N Л 

∑

 Sj   SТ .ном 

2  ,  tj     

(5.16)

де n – кількість паралельно увімкнених трансформаторів; ∆Pн.х –

∆Pк

втрати неробочого ходу трансформатора, кВт;

– втрати

короткого замикання трансформатора, кВт; Т р.бл – тривалість планового ремонту трансформатора, год; N З , N Л – кількість днів роботи станції на рік за зимовим і літнім графіками навантаження, діб; Si , S j – потужності інтервалу добових графіків навантаження для зимового і літнього періодів роботи станції, МВ ⋅ А; ti , t j – тривалість інтервалу зимового і літнього добових графіків навантаження, год; SТ .ном – номінальна потужність трансформатора, МВ ⋅ А. Якщо вихідне навантаження задано параметрами, що характеризують графік, втрати енергії в двообвитковому трансформаторі

(

∆WТ = n∆Pн.х 8760 − Т р.бл

)

2

 ∆P  S + к  Т .макс  τ. n  SТ .ном 

(5.17)

Б. Трифазні триобвиткові трансформатори Якщо вихідні навантаження задано графіками, втрати енергії в триобвитковому трансформаторі обчислюють за виразом

∆WT = n∆Pн.х 24 ( N З + N Л ) − Т р .Т  +  n  S ∆PкНН  НН i Nз  +  S n i =1  Т .ном 

∑

2

m S   ti + N л  НН j  S j =1  Т .ном 

∑

2    tj+    

2 2  n  S m S    ВН i ВН j   ti + N л   tj  + +∆PкВН N з        S S j =1  Т .ном   i =1  Т .ном   2 2  n  S m S    СН i СН j  ti + N л   tj, +∆PкСН  N з        S S Т .ном i =1  j =1  Т .ном    

∑

∑

∑

∑

(5.18)

де Т р .Т – тривалість планового ремонту трансформатора, год;

∆Pн.х – втрати неробочого ходу трансформатора, кВт; ∆PкВН , ∆PкСН , ∆PкНН – втрати короткого замикання відповідно в обмотках 39

ВН, СН, НН трансформатора, кВт; S ВН j , SСН j , S НН

j

– потуж-

ності інтервалів добових графіків навантаження відповідно обмоток ВН, СН, НН трансформатора для літнього періоду МВ ⋅ А; S ВН i ,

SСН i , S НН

i

– потужності інтервалів добових графіків навантажен-

ня відповідно обмоток ВН, СН, НН трансформатора для зимового періоду МВ ⋅ А; N Л , N З – кількість діб роботи ТЕЦ протягом року за літнім та зимовим графіками навантаження; t j , ti – тривалість сходинок літнього та зимового графіків навантаження, год. Якщо навантаження задано параметрами, що характеризують графік навантаження, втрати енергії в триобвитковому трансформаторі можна розрахувати за формулою

(

)

∆WT = n∆Pн.х 8760 − Т р .Т + 1 + [ ∆PкВН n

 S ВН max   SТ .ном

S +∆PкСН  СН max  SТ .ном  +∆PкНН

 S НН max   SТ .ном

2

  τ ВН +  (5.19)

2

  τСН +  2

  τ НН 

],

де S ВН max , SСН max , S НН max – максимальна потужність навантаження відповідно в обмотках ВН, СН, НН трансформатора, МВ ⋅ А; τ ВН , τСН , τ НН – час максимальних втрат обмоток ВН, СН, НН трансформатора зв’язку, год. Якщо потужність кожної обвитки триобвиткового трансформатора дорівнює 100 % від SТ .ном , то втрати короткого замикання окремих обвиток обчислюють за формулами:

∆PкBН = 0,5 ( ∆PкBН −CН + ∆PкBН − HН − ∆PкСН − HН ) ;

∆PкСН = 0,5 ( ∆PкВН −СН + ∆PкСН − НН − ∆PкBН − HН ) ; ∆PкНН = 0,5 ( ∆PкВН − НН + ∆PкСН − НН − ∆PкBН −СН ) , 40

(5.20)

де ∆PкBН −CН , ∆PкСН − HН , ∆PкBН − HН – втрати в обвитках триобвиткового трансформатора, отримані з дослідів к.з. із попарною участю обвиток вищої (В), середньої (С) і нижчої (Н) напруг. Для триобвиткових трансформаторів втрати короткого замикання можуть задаватись ∆Pк max = ∆PкBН −CН , чи ∆Pк max = ∆PкBН − НН для кожної пари обвиток ∆PкBН −CН , ∆PкСН − HН , ∆PкBН − HН . Якщо в довіднику задано одну величину ∆Pк max = ∆PкBН − НН чи ∆Pк max = ∆PкBН −CН і потужність обвиток 100/100/100, то втрати короткого замикання кожної обмотки триобвиткового трансформатора однакові й дорівнюють 0,5 ∆Pк max . Якщо потужності обвиток триобвиткового трансформатора не дорівнюють номінальній, наприклад, S ном НН = 0,67Sт.ном чи

S ном

кання

СН

= 0,67Sт.ном , то величину втрат короткого зами-

знаходять

з

виразів

∆PкHН = 0,67 ⋅ 0,5∆PкBН − HН

або

∆PкСН = 0,67 ⋅ 0,5 ∆PкBН − HН . Під час підставлення знайдених значень втрат короткого замикання у вираз (5.19) у знаменник відповідної складової цього виразу підставляється S ном НН чи S ном

СН

замість SТ .ном .

В. Трифазні автотрансформатори з обвиткою нижчої напруги потужністю S НН.ном Замість точного підрахунку втрат у загальній та послідовній обвитках автотрансформатора для спрощення розрахунків застосовують умовний підрахунок втрат, аналогічний розрахунку в триобвиткових трансформаторах за виразом (5.19). Цей простіший розрахунок забезпечує достатню точність. Номінальна потужність обвитки нижчої напруги S НН.ном в довідниках задається у відсотках від номінальної потужності автотрансформатора S ном . Якщо S НН.ном не задано, то потрібно прийняти потужність обвитки нижчої напруги автотрансформатора максимальною і такою, що дорівнює S НН.ном =kтип SТ.ном . Втрати

∆PкВН − НН та ∆PкСН − НН у довідниках віднесені до S НН.ном . 41

Якщо у триобвиткового автотрансформатора коефіцієнти потужності на всіх трьох сторонах напруги рівні між собою, то для розрахунку втрат енергії можна скористатися формулами триобвиткового трансформатора (5.18) і (5.19) та виразом (5.20). В останньому виразі втрати ∆PкВН − НН , ∆PкСН − НН необхідно привести до номінальної потужності автотрансформатора. Тоді втрати окремих обвиток знаходять за виразом  ∆P − HН ∆PкСН − HН  ∆PкBН = 0,5  ∆PкBН −CН + кBН −  ; 2 2  kтип kтип  

 ∆P − НН ∆PкBН − HН  ∆PкСН = 0,5  ∆PкВН −СН + кСН − (5.21)  ; 2 2  kтип kтип    ∆P − НН ∆PкСН − НН  ∆PкНН = 0,5  кВН + − ∆ P  . − кBН СН 2  k2 k тип тип   де kтип = Sтип SТ .ном – коефіцієнт типової потужності. Якщо коефіцієнти потужності навантажень сторін автотрансформатора помітно відрізняються один від одного, то змінні втрати розраховують окремо для послідовної, загальної та третинної обвиток. Потоки енергії, що пересилаються впродовж року через обвитки трансформаторів, визначаються за діаграмою балансу енергії, наведеною на рис. 5.4. Кількість енергії, що пересилалася протягом року через обвитки трансформаторів зв’язку: – нижчої напруги WТ НH = WГ − Wв.п. − Wнав.ГРП ; – середньої напруги WТ CH = Pнав.CH .max Т нав.CH .max ; – вищої напруги WТ BH = WТ НH − WТ СH . Річна кількість енергії, що вироблена генераторами WГ = PГ .ном Т Г .вст . Річна кількість енергії, що спожита системою власних потреб ТЕЦ Wвп = Рвп.mах Tвп.mах . Річна кількість енергії, що пересилається споживачам, під’єднаним до шин ГРП ТЕЦ, Wнав.ГРП = Pнав.ГРП .max Т нав.ГРП .max .

42

Час використання максимального навантаження обвиток трансформаторів зв’язку: WТ ВН Т ВН max = ; РВН max

Т НН Т СН де РВН

max

=

max

max

WТ

НН

РНН

= Т нав.СН

, РНН

max

;

(5.22)

max max ,

– максимальні активні навантаження відпо-

відних обвиток трансформаторів зв’язку ТЕЦ, МВт. Wт

ВН

Wнав сн Wт Wт

СН

НН

Wнав ГРП

WВП

Wг

Рис. 5.4. Діаграма балансу енергії у схемі ТЕЦ з шинами ГРП

Далі

за

кривими

τ = f ( Tmax )

визначають

відповідно

τ ВН , τ НН , τСН (рис. 5.5). За наявності в схемі ТЕЦ двох трансформаторів зв’язку знайдені втрати енергії в одному трансформаторі зв’язку збільшуються у два рази. 43

Рис. 5.5. Залежність часу максимальних втрат від тривалості використання максимального навантаження

Втрати енергії у трансформаторах блочної ТЕЦ обчислюються за наведеними вище формулами. Для кожного варіанта структурної схеми ТЕЦ знаходять сумарні втрати енергії у трансформаторах.

5.5. Визначення збитків від ненадійності елементів структурної схеми ТЕЦ Розрахунок збитків наведемо для найпоширеніших структурних схем ТЕЦ: з шинами генераторного розподільного пристрою (рис. 5.6) та блочного типу (рис. 5.7). На ТЕЦ з шинами ГРП встановлюють турбогенератори порівняно малої потужності. Одночасне вимкнення одного-двох турбогенераторів через відмови елементів у схемі ТЕЦ мало впливає на енергосистему, тому що ТЕЦ зазвичай видає в систему надлишок потужності. Під час відмови секційного вимикача ГРП QB7 чи QB8 вимикаються одночасно два генератори. Можливе порушення електропостачання споживачів, під’єднаних до шин ГРП, на час виконання оперативних перемикань у схемі ГРП. У такому разі очікувані споживчі збитки будуть незначними через низьку ймовірність такої

44

події та малу тривалість порушення електропостачання споживачів. За наявності у споживачів резерву в мережі збитків у споживачів взагалі не виникатиме. Збіг відмови одного елемента з ремонтом іншого у схемі ТЕЦ із шинами ГРП розглядати недоцільно, тому що такі події треба було б враховувати і для елементів двох різних блоків “генератортрансформатор” у схемі блочної ТЕЦ, що не має змісту під час порівняльного аналізу цих схем. Відмови вимикачів РП підвищеної напруги необхідно враховувати в схемах блочних ТЕЦ. Їх відмова спричиняє вимкнення блоків “генератор-трансформатор” (за відсутності генераторних вимикачів) чи блочних трансформаторів (за наявності генераторних вимикачів), що призводить до зниження потужності, яка видається в систему. Водночас відмови вимикачів РП у схемах ТЕЦ із шинами ГРП не завдають збитків. Під час відмов елементів схем видання потужності ТЕЦ спостерігаються переважно системні збитки, пов’язані з недовідпуском електроенергії в систему. З урахуванням висловлених вище допущень наведемо таку методику визначення збитків через ненадійність елементів у структурних схемах ТЕЦ. Елементами, відмови яких враховуються і розглядаються під час визначення збитків, є вимикачі, трансформатори та системи збірних шин ГРП. Для схеми ТЕЦ з шинами ГРП (рис. 5.6) можливі такі аварійні розрахункові ситуації: відмови вимикачів трансформаторів зв’язку Q5 і Q6, відмови вимикачів трансформаторів (ТВП) Q12-Q14, відмови генераторних вимикачів Q9-Q11, відмови секційних вимикачів QB7 і QВ8, відмови секцій системи збірних шин, відмови вимикачів у вітках групових лінійних реакторів. Для блочних схем ТЕЦ (рис. 5.7) рекомендується враховувати такі аварійні ситуації: відмови вимикачів високої напруги Q1-Q5, відмови блочних трансформаторів Т1-Т3, відмови генераторних вимикачів, відмови трансформаторів власних потреб, відмови вимикачів ТВП Q10-Q12, відмови вимикачів у вітках реакторів споживачів. Значення очікуваних системних збитків через ненадійність елементів структурної схеми ТЕЦ обчислюють за виразом

(

Н С = нпит.с 1 − q р

n

мах.i ωiТ в.i ), ) ∑ ( ∆PГi Т8760

(5.23)

i =1

45

де нпит.с – питомі системні збитки, для навчального проектування приймаються такими, що дорівнюють 0,15 грн/(кВт-год) [3]; ∆PГi – зниження потужності, що видається в систему, в i-й аварійній ситуації, кВт; Т мах.i – час використання максимальної потужності генератора, що відімкнувся в i-й аварійній ситуації, год; q р – коефіцієнт перебування в ремонті турбогенератора; ωi , Т вi – відповідно параметр потоку відмов і середній час відновлення блока, приймаються за даними, наведеними в табл. 5.1; µ пот , Т пот – відповідно частота і середня тривалість поточного ремонту блока, приймаються за даними табл. 5.1; µ кап , Т кап – відповідно частота і середня тривалість капітального ремонту блока, приймаються за даними табл. 5.1; ωiТ в.i – тривалість упродовж року i-ї аварійної ситуації, год. У табл. 5.1 [12] для агрегатів ГЕС та ТЕЦ окремо задана частота та тривалість перебування агрегатів відповідно в поточному ( µ пот , Т пот ) і капітальному ремонтах ( µ кап , Т кап ). У такому разі коефіцієнт ремонтного режиму можна визначити за виразом ωТ в + µ потТ пот + µ капТ кап qр = . (5.24) 8760 Для схеми блочної ТЕЦ збитки обчислюють з розрахунку на один блок. За однакових блоків визначені збитки множать на кількість блоків структурної схеми ТЭЦ. Таблиця 5.1 Показники надійності агрегатів ГЕС та ТЕЦ Обладнання Енергоблок ГЕС Енергоблок ТЕЦ з поперечними зв’язками

46

µпот ,

µкап ,

ω, 1/ рік

Тв , год

1/ рік

Т пот , год

1/ рік

Т кап , год

до 100

1

40

2

0

0,2

100

Більше ніж 100

1

60

2

0

0,2

200

до 100

3

50

2

15

0,25

700

Більше ніж 100

3

70

2

15

0,5

1000

РНОМ , МВт

5.6. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат Капіталовкладення для кожного варіанта структурної схеми ТЕЦ обчислюють за укрупненими показниками, наведеними в [9]. Враховують вартості комірок вимикачів РП підвищеної напруги, комірок вимикачів у колах трансформаторів і генераторів, комірок секційних, споживчих і лінійних реакторів з вимикачами, а також розрахункові вартості резервних трансформаторів власних потреб (РТВП), трансформаторів зв’язку та блочних трансформаторів. Отже, капіталовкладення варіанта структурної схеми можна визначити за виразом

К=

n

∑ і =1

CТі α розр.і +

m

∑

j =1

Cком. j +

p

∑ C p.k ,

(5.25)

k =1

де n – кількість трансформаторів (блочних, АТЗ, РТВП) структурної схеми; α розр.і – розрахунковий коефіцієнт і-го трансформатора, який враховує витрати на його транспортування та монтаж, приймається за даними [9]; CТі – заводська вартість і-го трансформатора, тис. грн.;

m – кількість комірок вимикачів структурної схеми; Cком. j – вартість j-ї комірки вимикача, тис. грн.; p – кількість комірок із струмообмежувальними реакторами структурної схеми; C p.k – вартість k-ї комірки струмообмежувального реактора, тис. грн. Зведені затрати для кожного варіанта структурної схеми обчислюються за формулою З = Ен K + В + Н С , (5.26) де Ен = 0,12 – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

K – капіталовкладення в обладнання варіанта структурної схеми; В = Ва + Во + Ввтр – річні експлуатаційні видатки на амортизацію основного обладнання ( Ва = pа К / 100 ), на всі види ремонтних робіт та обслуговування основного обладнання ( Во = pо К / 100 ), на компенсацію втрат активної енергії у трансформаторах структурної

47

схеми ( Ввтр = β∆WΣ ), pа – норма амортизаційних відрахувань, приймається такою, що дорівнює 0,064; po – норма відрахувань на обслуговування, приймається 0,03 для обладнання напругою до 150 кВ і 0,02 для обладнання напругою 220 кВ і вище; β – вартість 1 кВт⋅год втрат електроенергії; ∆WΣ – сумарні втрати енергії у варіанті структурної схеми ТЕЦ; Н С – очікувані системні збитки від ненадійності елементів структурної схеми ТЕЦ. Навантаження місцевого промислового району

До системи

35 кВ

Q3

110 кВ

Q4

Q1

Q2

Т1

Т2

6,3 кВ

РТВП

Q15

Q6

Q16 Q5 Резервна система шин

Іс

ІІ с QB7

Q12

ІІІ с QB8

Q13

Q9

ТВП

Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

G1

Q17

10,5 кВ

Q14

Q11

Q10

ТВП

Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

G2

ТВП

Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

G3

Рис. 5.6. Структурна схема ТЕЦ з шинами ГРП (перший варіант)

За мінімумом зведених затрат у результаті порівняння вибирають найраціональніший варіант. Варіанти схем вважаються рівними за економічністю, якщо зведені затрати варіанта відносно варіанта з мінімальними зведеними затратами різняться не більше як на 5 %. У такому разі вибір структурної схеми здійснюється за комплексним критерієм ефективності, визначеним на основі методу експертних оцінок.

48

Навантаження місцевого промислового району

До системи

35 кВ

Q3

110 кВ

Q4

Q1

Q2

Т1

Q5

Q6

Т3

Т2

РТВП

Q7

G1 Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

Q10

Q8

ТВП Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

Q9

ТВП

G2

Q11

Навантаження промислового підприємства (4 реактора )

ТВП

G3

Q12

Рис. 5.7. Блочна структурна схема ТЕЦ (другий варіант) Приклад 5.1. Завдання: вибрати структурну схему ТЕЦ потужністю 180 МВт (3хПТ-50/ 60-130/7) з трьома генераторами по 60 МВт (Uном = 10,5 кВ, cosϕ Г .ном = 0,8 ). Вихідні дані. Графіки роботи ТЕЦ у режимі видавання тепла наведено на рис. 5.8, а. На генераторній напрузі 10,5 кВ живиться промислове підприємство, графіки навантажень якого зображено на рис. 5.8, б ( cosϕнав.ном = 0,91 ). Від шин 35 кВ одержує живлення місцевий промисловий район, графіки навантажень якого подано на рис. 5.8, в ( cosϕ мр.ном = 0,92 ). Максимальне навантаження власних потреб ТЕЦ становить k ВП .mах = 10 % встановленої потужності (графіки навантажень показані на рис. 5.8, а). Надлишок потужності ТЕЦ видається в електричну мережу 110 кВ. Резерв потужності в системі становить 150 МВт. Вартість 1 кВт ⋅ год втрат електроенергії дорівнює 1 коп. Розв’язання Для скорочення обсягу обчислень техніко-економічне порівняння за методом зведених затрат здійснюється тільки для двох

49

варіантів структурної схеми ТЕЦ, наведених на рис. 5.6 (перший варіант) і на рис. 5.7 (другий варіант). Перший варіант структурної схеми 1. Розрахунок перетікань потужності через обвитки трансформаторів зв’язку в нормальному та аварійному режимах роботи ТЕЦ Графіки навантажень власних потреб ТЕЦ будують за відомим максимальним навантаженням власних потреб з урахуванням електричного навантаження генераторів за виразом РВПi = pвп.max РГi / 100 , де РВПi – активне навантаження власних потреб і-го інтервалу добового графіка роботи ВП ТЕЦ; pвп.max – максимальне навантаження споживачів власних потреб, %; РГi – активне навантаження генераторів і-го інтервалу добового графіка роботи генераторів ТЕЦ. Графіки навантаження обвиток 10 кВ трансформаторів зв’язку (рис. 5.9, а) будують відніманням від добових графіків навантаження генераторів ТЕЦ для зимового та літнього періодів (рис. 5.8, а) відповідних графіків навантаження власних потреб (рис. 5.8, а) та графіків навантаження промислового підприємства (рис. 5.8, б). Перетікання потужності через обвитки 35кВ трансформаторів зв’язку відповідають графікам навантаження місцевого промислового району (рис. 5.8, в). Графіки навантажень обвиток 110 кВ трансформаторів зв’язку (рис. 5.9, б) знаходять як різницю графіків навантаження обвиток 35 кВ (рис. 5.9, а) і обвиток 35 кВ (рис. 5.8, в). Графіки перетікання повних потужностей через обвитки трансформаторів зв’язку розраховуються аналогічно до графіків активних потужностей з урахуванням заданих коефіцієнтів потужності навантажень. Отримані графіки перетікання повних потужностей через обвитки трансформаторів зв’язку для зимового періоду наведено на рис. 5.9, в, а для літнього періоду – на рис. 5.9, г. Як аварійний режим розглядається вимкнення одного генератора. Ті генератори, що залишилися в роботі, працюють у форсованому режимі з номінальною потужністю. В аварійному режимі перетікання потужності через обвитки напругою 10 і 110 кВ трансформаторів менші, ніж перетікання потужності через ці обвитки в нормальному режимі роботи ТЕЦ.

50

а

Добовий графік навантаження генераторів та власних потреб ТЕЦ 200 180

180

150

150

160 140

120

Р,МВт

120 90

90

100 80 60 40 20 0 0

2

4

15

18

9

12

6

8

Pген.зима.МВт

10

12

t,год

Pген.літо.МВт

14

15 9 16

18

Pвп.зима.МВт

20

22

24

Pвп.літо.МВт

Добовий графік навантаження промислового підприємства, що живиться від шин 10 кВ генераторної напруги

б 160

135

140 120

120

Р,МВт

100

90

76,5

80

75

76,5

60

60

60

40 20 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

t,год Рпп.зима.МВт

в

Рпп.літо. МВт

Добовий графік навантаження місцевого промислового району, що живиться від шин СН ТЕЦ 25,000

23 20

20,000

17,5 15

15,000

15

15

12,5

Р,МВт

12,5

10,000

5,000

0,000 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

t,год Pмр.зима.МВт

Pмр.літо.МВт

Рис. 5.8. Вихідні добові графіки навантаження ТЕЦ

51

2. Вибір номінальної потужності та типу трансформаторів зв’язку Аналіз графіків навантаження обвиток трансформаторів зв’язку показав, що найнавантаженішими є обвитки напругою 10 кВ у зимовий період роботи ТЕЦ. Тому графіки навантажень обвиток 10 кВ є розрахунковими під час вибору номінальної потужності трансформаторів зв’язку. Максимальна потужність, що передається обвитками 10 кВ, дорівнює 108 МВ ⋅ А. З урахуванням встановлення на ТЕЦ двох трансформаторів зв’язку за умовою (5.11) попередньо вибирають триобвиткові трансформатори типу ТДТН-80000-115/38,5/11 ( ∆Pн.х = 82 кВт;

∆PкВН − НН = 390 кВт ). Вибрані трансформатори перевіряють на аварійне перевантаження в аварійному режимі, за який прийнято режим вимкнення одного трансформатора зв’язку. Графік повної потужності обмотки 10 кВ трансформаторів перетворюють на двоступеневий за (5.12)–(5.14) k1 = k2′ =

1 48,9 2 ⋅ 2 + 78,9 2 ⋅ 2 + 66,5 2 ⋅ 6 = 0,83; 80 2 + 2 +6 1 88,5 2 ⋅ 6 + 108 2 ⋅ 4 + 88,5 2 ⋅ 4 = 1,18; 80 6 +4+4 = 108 / 80 = 1,35;

kmax k2′ = 1,18 < 0,9kmax = 0,9 ⋅ 1,35 = 1,215;

Приймаємо k2 = 0,9kmax = 1,215, з графіка ( рис. 1.10, в ) h′ = 14 год. Тоді h =

1,18 2 ⋅ 14

( 0,9 ⋅ 1,35 )2

= 13,2 год.

Коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження трансформатора за еквівалентної зимової температури охолоджувального середовища –3,9° С (Львівська область), тривалості перевантаження 13,2 год, коефіцієнта попереднього навантаження k1 = 0,83 і системи охолодження Д дорівнює kдоп.ав = 1,5 [9]. Попередньо вибрані трансформатори зв’язку допускають аварійне перевантаження, тому що k2 = 1,215 < kдоп.ав = 1,5. Остаточно вибираються трансформатори зв’язку типу ТДТН-80000-115/38, 5/11 зі співвідношенням потужностей обмоток ВН/СН/НН= 100/66,7/100.

52

Добовий графік навантаження обвиток 10 кВ трансформаторів зв'язку ТЕЦ 80 72 70 58,5

60

58,5

Р,М Вт

50 42 40

33

30

27 21

20

21 15

10

6

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

22

24

t,год Ршин10кВ.зима М Вт

Ршин10кВ.літо М Вт

а Добовий графік навантаження обмоток 110 кВ трансформаторів зв'язку ТЕЦ 60

54,5

50 43,5

43,5

40

Р,МВт

30 22 20 18 8,5

10

8,5 4

0 0 -10

2

4

6

-5 -9

8

10

12

14

16

18

20

-20 t,год Ршин110кВ.зима МВт

Ршин110кВ.літо МВт

б Рис. 5.9. Добові графіки навантаження обвиток трансформаторів зв’язку ТЕЦ для першого варіанта структурної схеми

53

Добові графіки повної потужності обвиок трансформаторів зв'язку (зимовий період) 120

108

100

S,М ВА

91,1

88,5

80

88,5

78,9

74,1

60

74,1

65,8

62,3

50,4

48,9 38,4

40

21,7

16,3

20

25,0

19,0

16,3

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

22

24

t,год Sт10,зима, МВА

Sт35,зима, МВА

Sт110,зима, МВА

в Добові графіки повної потужності обвиток трансформаторів зв'язку (літній період) 70

60

57,3

S,МВА

50

44,3 39,5

39,5

40

29,3

30

29,3

27,3 22,1

20

16,3

13,6

13,6

10

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

t,год Sт10,літо, МВА

Sт35,літо, МВА

Sт110,літо, МВА

г Рис. 5.9. Добові графіки навантаження обвиток трансформаторів зв’язку ТЕЦ для першого варіанта структурної схеми (продовження)

54

3. Визначення річних втрат активної енергії у трансформаторах зв’язку Втрати активної енергії в двох трансформаторах зв’язку обчислюються з урахуванням зимових і літніх графіків навантажень (рис. 5.9, в і г) за (5.18) ∆WТ 1 = 2 ⋅ 82 ( 213 + 152 ) 24 − 28  + +

2 2 2 2   88,5  2 390   48,9   78,9   108   65,8   10 + 2 + 2 + 4 + 213            6 + 2⋅2   80   80   80   80     80  

2 2  39,5  2    27 ,3   57 ,3  + 152   10 +   2+  12   +  80   80   80   

+

2 2   74 ,1  2 390   38,4   62,3  10 + 2 + 213        2+ 2⋅2   80   80    80  

2 2 2 2  29,3  2    91,1   50,4    22,1   44,3  + + + + + 4 6 152 10 2            12   +  80   80    80   80   80   

+

2 2   16 ,3  2 390 19  21,7    + 0,667  213  10 + 4      4+ 2⋅2  80 ⋅ 0,667   80 ⋅ 0,667   80 ⋅ 0,667  

2 2  13,6  2   25     16 ,3  + + + 6 152 10 14   =         80 ⋅ 0,667    80 ⋅ 0,667   80 ⋅ 0,667   

= 2,62 ⋅ 10 6 кВт ⋅ год / рік.

4. Розрахунок збитків через ненадійність елементів структурної схеми Табличні показники надійності елементів наведено в [9]. Результати розрахунку показників надійності структурної схеми ТЕЦ подано в табл. 5.2. Сумарна тривалість простою одного генератора потужністю 60 МВт протягом року

∑ ωiTвi = 0,018 + 0,027 + 0,54 + 0,054 + 0,72 + 0,216 = = 1,575 год / рік.

55

Таблиця 5.2 Елемент, що відмовив

Кількість Втрачена ωi , TBi , елементів, потужність год 1/рік що відмовила генераторів, МВт

Відмови вимикачів трансформаторів зв’язку Q5, Q6 Відмови вимикачів ТВП Q12 – Q14 Відмови генераторних вимикачів Q9 – Q11 Відмови секційних вимикачів QВ7, QВ8 Відмови секцій системи збірних шин Відмови вимикачів у вітках лінійних реакторів

∑ ωiTBi , год/рік

2

60

0,009

1

0,018

3

60

0,009

1

0,027

3

60

0,009 20

0,54

2

60+60

0,009 1+2

0,054

3

60

0,24

1

0,72

24

60

0,009

1

0,216

Збитки через недовідпуск електроенергії в систему становлять

Н С1 = 0,15 ⋅ 10 −3 ( 1 − 0,04 )

6814 60 ⋅ 103 ⋅ 1,575 = 8760

= 10,6 тис. грн./ рік, ωТ в + µ потТ пот + µ капТ кап = 8760 3 ⋅ 50 + 2 ⋅ 15 + 0,25 ⋅ 700 = = 0,04. 8760

qр =

5. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат Результати розрахунку капітальних витрат зведено в табл. 5.3. Капітальні витрати за першим варіантом структурної схеми ТЕЦ дорівнюють К1=2 ⋅ 114 ⋅ 1,5+25,1 ⋅ 2+27 ,5 ⋅ 2+9,86 ⋅ 2+9 ⋅ 12+

+10,7 ⋅ 2+5,8 ⋅ 12=666 тис. грн. Зведені затрати для першого варіанта структурної схеми ТЕЦ З1 = ( 0,12 + 0,064 + 0,03 ) ⋅ 666 + 2,62 ⋅ 106 ⋅ 1 ⋅ 10 −5 + 10,6 = = 179,3 тис. грн. 56

У разі застосування схеми ГРП з однією системою збірних шин збитки через ненадійність елементів структурної схеми зростають орієнтовно у три рази і становлять 34 тис. грн. на рік. Таблиця 5.3 Тип обладнання

Кількість

Вартість, тис. грн.

αрозр

Трансформатор типу ТДТН 80000-115/38,5/11 РТВП типу ТДНС 16000-10,5/6,3 Комірка вимикача РП 110 кВ Комірка вимикача РП 35 кВ Комірка вимикача ГРП 10 кВ Комірка секційного вимикача з реактором Комірка групового лінійного реактора з двома комірками КРП

2

114,0

1,5

1 2 2 12

25,1 27,5 9,86 9,0

2,0 – – –

2

10,7

–

12

5,8

–

Другий варіант структурної схеми Розрахунок ведеться у такій самій послідовності, як і в першому варіанті. В розрахунках прийнято, що навантаження промислового підприємства на напрузі 10 кВ рівномірно розподіляється між блоками “генератор-трансформатор”, тобто до шин 10 кВ кожного генератора під’єднано третину навантаження промислового підприємства. Графік навантаження промислового підприємства наведено на рис. 5.9. 1. Розрахунок перетікань потужності через обвитки трансформаторів зв’язку в нормальному та аварійному режимах роботи ТЕЦ Графіки навантаження обвиток 10 кВ (рис. 5.10, а) триобвиткових трансформаторів зв’язку Т1 та Т2 (другий варіант структурної схеми – рис. 5.7) визначаються множенням на 1/3 добових графіків навантаження обвиток 10 кВ триобвиткових трансформаторів зв’язку Т1 та Т2 (рис. 5.6), побудованих для першого варіанта структурної схеми і наведених на рис. 5.9, в і г. Ці графіки визначають і навантаження обвитки 110 кВ двообвиткового блочного трансформатора Т3 другого варіанта структурної схеми (рис. 5.7). Графіки навантажень обвиток 35 і 110 кВ триобвиткових блочних трансформаторів Т1 та Т2 наведено на рис. 5.10, б і рис. 5.10, в. Графіки навантаження обвиток 35 кВ отримано множенням на 1/2

57

добових графіків навантаження обвиток 10 кВ триобвиткових трансформаторів зв’язку Т1 та Т2 (рис. 5.6), побудованих для першого варіанта структурної схеми і поданих на рис. 5.9, в. З порівняння навантаження обвиток блочних трансформаторів у нормальному режимі роботи ТЕЦ (рис. 5.10, а–в) видно, що найнавантаженішою є обвитка 10 кВ блочних трансформаторів. Найважчим аварійним режимом для трансформаторів зв’язку є режим вимкнення блочного навантаження промислового підприємства в зимовий час. У такому разі блочний трансформатор з допустимим аварійним перевантаженням повинен передати потужність генератора, за винятком потужності власних потреб, відповідно до графіка навантаження, наведеного на рис. 5.10, г. Графіки, зображені на рис. 5.10, г, побудовано множенням на 1/3 різниці добових графіків навантаження генераторів і їх власних потреб (рис. 5.8, а) і подальшого перетворення одержаних графіків на графіки повної потужності за відомими співвідношеннями. Аварійний режим приймають за розрахунковий. 2. Вибір номінальної потужності та типу трансформаторів зв’язку Попередньо вибирається блочний трансформатор типу ТДТН-63000-115/38,5/11 ( ∆Pн.х = 70 кВт; ∆PкВН − НН = 290 кВт ) і виконується його перевірка за навантажувальною здатністю

k1 =

1 56 ,2 2 ⋅ 8 + 56 ,22 ⋅ 4 56,2 = = 0,892; 63 8+4 63

1 67,5 2 ⋅ 12 67,5 = = 1,07; 63 12 63 kmax = 67,5 / 63 = 1,07; k2′ = 1,07 ≥ 0,9kmax = 0,9 ⋅ 1,07 = 0,963; k2′ =

Приймаємо k2 = k 2′ = 1,07, з графіка ( рис. 1.10, в ) h = h′ = 12 год. Коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження трансформатора за еквівалентної зимової температури охолоджувального середовища –3,9° С (Львівська область), тривалості перевантаження 12 год, коефіцієнта попереднього навантаження k1 = 0,892 і системи охолодження Д дорівнює kдоп.ав = 1,5 [9].

58

Попередньо вибрані трансформатори зв’язку допускають аварійне перевантаження, тому що

k2 = 1,07 < kдоп.ав = 1,5. Остаточно вибрано трансформатори зв’язку типу ТДТН-63000-115/38,5/11 із співвідношенням потужностей обвиток ВН/СН/НН= 100/66,7/100 і двообвитковий блочний трансформатор типу ТРДЦН 63000-115/10,5 ( ∆Pн.х = 59 кВт; ∆PкВН − НН = 245 кВт ). Розщеплені обвитки 10 кВ трансформатора типу ТРДЦН з’єднані між собою паралельно. 3. Визначення річних втрат активної енергії у трансформаторах зв’язку Втрати енергії обчислюються з використанням графіків навантаження, наведених на рис. 5.10, а, в. Втрати енергії у трансформаторі зв’язку типу ТДТН-63000 знаходять за (5.18) ∆WТ′ 2 = 70 ( 213 + 152 ) 24 − 28  + +

2 2 2 2  29,5  2 290   16 ,3   26 ,3   36   22   + + + + 213 10 2 2 4            6 + 2  63 63 63 63          63     

2 2  13,2  2    9,1   19,1  + 152  + + 10 2 12  +       63   80   63   

+

2 2   8,1  2 290  10,9   9,5  10 + 4 + 0,667  213       4+ 2  63 ⋅ 0,667   63 ⋅ 0,667   63 ⋅ 0,667  

2 2  6 ,8  2    12,5    8,1  + + + 6 152 10 14    +     63 ⋅ 0,667   63 ⋅ 0,667      63 ⋅ 0,667   

+

2 2 2 2  23,8  2 290   11,4   19,4   29,4   15,2   213 10 + 2 + 2 + 4 +             6 + 63  63   2  63  63  63         

2 2  8,9  2    6 ,4   13,8  + 152   10 +   2+  12   =  63   63   63   

= 0,939 ⋅ 10 6 кВт ⋅ год / рік.

59

Добові графіки навантаження обмоток 10 кВ триобвиткових трансформаторів зв'язку в зимовий та літній періоди 40

36,0

35 29,5

30

29,5 26,3

S,МВA

25

22,0

19,1

20 16,3 15

13,2

13,2 9,1

10 5 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

t,год Sт10,зима

Sт10,літо

а Добові графіки навантаження обмоток 35 кВ триобвиткових трансформаторів зв'язку в зимовий та літній періоди 14 12,5 12

10,9 9,5

S,МВA

10 8,1

8

8,1

8,1 6,8

6,8

6 4 2 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

t,год Sт35, зима

Sт35, літо

б Рис. 5.10. Добові графіки навантаження обвиток трансформаторів зв’язку ТЕЦ для другого варіанта структурної схеми

60

24

Добові графіки навантаження обмоток 110 кВ триобвиткових трансформаторів зв'язку в зимовий та літній періоди 35 29,4

30 23,8

S,МВA

25

23,8 19,4

20

15,2

13,8

15 11,4 8,9

10

8,9 6,4

5 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

t,год Sт110. зима

Sт110, літо

в Добові графіки навантаження обмоток 10 кВ триобвиткових трансформаторів зв'язку в зимовий та літній періоди в аварійному режимі 80 67,5

70 56,2

60

56,2

S,МВA

50

45

40

33,7

33,7

30 20 10 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

t,год Sт10ав, зима

Sт10ав, літо

г Рис. 5.10. Добові графіки навантаження обвиток трансформаторів зв’язку ТЕЦ для другого варіанта структурної схеми (продовження)

61

Втрати енергії у трансформаторі зв’язку типу ТРДН-63000 визначають за (5.15) ∆WТ′′2 = 59 ( 213 + 152 ) 24 − 28  + 2 2 2   29,5 2  16 ,3   26 ,3   36  +245 213  10 + 2 + 2 +        4+  63   63   63    63  2 2 2  13,2 2    22    9,1   19,1  +   6  + 152  10 + 2 + 12   =       63    63   63     63 

= 0,82 ⋅ 106 кВт ⋅ год / рік. Сумарні втрати енергії в блочних трансформаторах другого варіанта структурної схеми ∆WТ 2 = 2∆WТ′ 2 + ∆WТ′′2 = 2 ⋅ 0,939 ⋅ 106 + 0,82 ⋅ 106 = = 2,698 ⋅ 106 кВт ⋅ год / рік. 4. Розрахунок збитків через ненадійність елементів структурної схеми Результати розрахунку зведено в табл. 5.4. Таблиця 5.4 Елемент, що відмовив Відмови високовольтних вимикачів Q1, Q2, Q5 Відмови високовольтних вимикачів Q3, Q4 Відмови блочних трансформаторів Т1 – Т3 Відмови генераторних вимикачів Q7-Q9 Відмови секцій системи збірних шин Відмови ТВП Відмови вимикачів ТВП Відмови вимикачів у вітках реакторів

62

Кількість Втрачена ωi , TBi , елементів, що потужність 1/рік год відмовила генераторів, МВт 3

∑ ωiTBi , год/рік

60

0,06

1

0,18

60

0,02

1

0,04

3

60

0,014 70

2,94

3

60

0,009 20

0,54

3

60

0,24

1

0,72

3

60

0,012

1

0,036

3

60

0,009

1

0,027

6

60

0,009

1

0,054

2

Сумарна тривалість простою одного генератора потужністю 60 МВт протягом року

∑ ωiTBi = 0,18 + 0,04 + 2,94 + 0,54 + 0,036 + 0,027 + 0,054 =

= 3,817 год / рік. Збитки від недовідпуску електроенергії в систему за (5.23) становлять 6814 Н С 2 = 0,15 ⋅ 10 −3 (1 − 0,04 ) 60 ⋅ 103 ⋅ 3,817 = 8760 = 25,6 тис. грн./ рік. 5. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат Результати розрахунку капітальних витрат зведено в табл. 5.5. Капітальні витрати за другим варіантом структурної схеми ТЕЦ дорівнюють К2 =2 ⋅ 104 ⋅ 1,5+91 ⋅ 1,5+27,5 ⋅ 4+9,86 ⋅ 2+9,0 ⋅ 3+9,0 ⋅ 3+42 ⋅ 1,7=

=704 тис. грн. Зведені затрати для другого варіанта структурної схеми ТЕЦ З2 = ( 0,12 + 0,064 + 0,03 ) ⋅ 704 + 2,698 ⋅ 106 ⋅ 1 ⋅ 10 −5 + 25,6 = = 203,2 тис. грн. Таблиця 5.5 Тип обладнання Трансформатор типу ТДТН 63000-115/38,5/11 Трансформатор типу ТРДЦН 63000-115/10,5 РТВП типу ТДНС 16000-110/6,3 Комірка вимикача РП 110 кВ Комірка вимикача РП 35 кВ Комірка генераторного вимикача Комірка групового лінійного реактора з двома комірками КРП

Кількість Вартість, тис. грн.

αрозр

2

104,0

1,5

1

91,0

1,5

1 4 2 3

42,0 27,5 9,86 9,0

1,7 – – –

3

9,0

–

Відносна різниця в зведених затратах варіантів структурної схеми ТЕЦ ∆ 2−1 = ( З2 − З1 ) ⋅ 100 / З1 = ( 203,2 − 179,3 ) ⋅ 100 / 179,3 = 13,3 %. Отже, варіант схеми видачі потужності ТЕЦ з шинами ГРП виявився економічнішим.

63

Розділ 6. ВИБІР СТРУКТУРНОЇ СХЕМИ КЕС (АЕС) 6.1. Порядок вибору структурної схеми КЕС (АЕС) Структурні схеми теплових конденсаційних електростанцій (КЕС) і атомних електростанцій (АЕС) будуються за однаковими принципами і не мають відмінностей. Структурна схема визначає розподіл генераторів між розподільними пристроями (РП) різних напруг, трансформаторний (автотрансформаторний) зв’язок між РП, спосіб з’єднання генераторів з блочними трансформаторами і місця під’єднання пускорезервних (ПРТВП) і резервних (РТВП) трансформаторів власних потреб. Вибір структурної схеми (СС) станції оснований на технікоекономічному порівнянні варіантів схеми за критерієм мінімуму зведених затрат з урахуванням збитків від недовідпуску електричної енергії споживачам під час відмови елементів структурної схеми. На етапі вибору структурної схеми електростанції приймають, що схема РП у порівнюваних варіантах однакова. На етапі вибору структурної схеми електростанції потрібно розглядати можливість прийняття рішень [1–4, 13], які покращують техніко-економічні показники структурної схеми, а саме: – приєднання одного чи кількох блоків станції безпосередньо до РП найближчих районних підстанцій; – застосування на станції не більше від двох РП підвищеної напруги; – спорудження на станції двох РП однієї підвищеної напруги з об’єднанням їх на паралельну роботу в мережі енергосистеми. Послідовність вибору структурної схеми за техніко-економічними критеріями така:

64

1) складають ряд технічно можливих варіантів структурної схеми; 2) визначають перетікання потужності через блочні трансформатори і АТ зв’язку і вибирають їх; 3) обчислюють втрати активної енергії у блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку; 4) визначають збитки через недовідпуск електричної енергії внаслідок відмови елементів структурної схеми; 5) визначають розміри капіталовкладень, річні експлуатаційні витрати, зведені витрати. Порівнявши варіанти структурної схеми за критерієм мінімуму зведених витрат, вибирають найраціональніший варіант. Вихідними даними для вибору структурної схеми є значення підвищених напруг і кількість РП, з шин яких електроенергія видається у системи С1 та С2. Для системи задають максимальну потужність навантаження енергосистеми Pc1.max , резерв потужності в системі Pc1.рез. , вартість втрат 1 кВт-год електроенергії β, значення допустимої втрати генеруючої потужності за умови забезпечення стійкості паралельної роботи електростанції із системою і з урахуванням резерву потужності у системі. До шин РП середньої напруги електростанції під’єднана мережа системи С2. Тому перетікання потужності в систему С2 є навантаженням для РП СН електростанції. Навантаження РП СН, генераторів і власних потреб (ВП) електростанцій, а також транзит потужності через шини РП станції можуть задаватися чи добовими графіками навантажень (зимовим і літнім зі значенням часу дії кожного графіка протягом року), чи параметрами, які характеризують графік навантаження. Якщо вихідні навантаження не задано параметрами, які характеризують графік навантаження, для генераторів станції повинні бути відомими: максимальна (номінальна) активна потужність PГ .ном , мінімальна активна потужність PГ .мін , час використання встановленої потужності протягом року Т Г .вст. . Для навантаження РП СН електростанції вказуються: максимальна активна потужність Pсн.max , мінімальна активна потужність

Pcн.mіn , максимальний коефіцієнт потужності cos ϕcн.max , час використання максимального навантаження Т cн.mах .

65

Для навантаження власних потреб станції задають максимальну потужність у відсотках від встановленої генераторної потужності Pвп.мах , мінімальну потужність Pвп.min , коефіцієнт потужності

cos ϕвп. , час використання максимального навантаження Т вп.max . Для транзиту потужності через шини РП підвищеної напруги вказуються: максимальна активна потужність Pтранз.mах , мінімальна активна потужність Pтранз.min , коефіцієнт потужності cos ϕтранз. , час використання максимальної транзитної потужності Pтранз.mах .

6.2. Варіанти структурної схеми КЕС (АЕС) Під час складання структурної схеми в розподільних пристроях враховують тільки вимикачі (комірки) трансформаторних зв’язків, причому приймають умовно один вимикач на приєднання. На цій стадії струми КЗ не розраховують і вимикачі вибирають за номінальною напругою і максимальним струмом комірок трансформаторів і автотрансформаторів. Якщо потужність станції видається на одній підвищеній напрузі, то усі блоки приєднуються до РП цієї напруги і вибирається лише схема виконання блоків “генератор-трансформатор”. Розрізняють такі схеми виконання блоків КЕС (АЕС): – “генератор-трансформатор” без генераторного вимикача (рис. 6.1, а); – “генератор-трансформатор” з генераторним вимикачем або вимикачем навантаження (рис. 6.1, б); – укрупнений блок (рис. 6.1, в); – об’єднаний блок (рис. 6.1, г); – блок генератор – АТЗ (рис. 6.1, д); – блок “генератор-трансформатор” з двома вимикачами (рис. 6.1, е). Вибираючи схему виконання блока, необхідно враховувати те, що його потужність не повинна перевищувати допустимої потужності ∆Pдоп. , виходячи з умови наявного резерву потужності в системі та пропускної здатності ліній електропересилання. Для навчального проектування резерв потужності в системі можна прийняти на рівні від 4 % до 10 %. Наявність генераторного вимикача у блоці

66

(рис. 6.1, б) зменшує кількість операцій з вимикачами в РП підвищеної напруги, підвищуючи цим надійність розподільного пристрою. Пуск і зупинка блока виконують у такому блоці за допомогою робочого ТВП і генераторного вимикача. За такого рішення знижуються вимоги щодо кількості та потужності РТВП. Варіанти структурної схеми з блоками, обладнаними генераторними вимикачами, доцільно розглядати сумісно із схемою РП підвищеної напруги. Згідно з нормами технологічного проектування теплових електричних станцій [4] під час з’єднання генераторів у блоки з триобвитковими трансформаторами чи автотрансформаторами між генератором та трансформатором встановлюють генераторний вимикач. Встановлення генераторного вимикача в блоці між генератором і двообвитковим трансформатором допускається за відповідного техніко-економічного обґрунтування. Це рішення може бути доцільним в таких випадках: – для підвищення надійності живлення власних потреб генераторів, що працюють з турбінами з протитиском; – для забезпечення резервного живлення власних потреб; – щоб уможливити застосування схеми “генератор-трансформатор–лінія” без встановлення вимикача на стороні підвищеної напруги; – для зменшення кількості операцій вимикачами РП підвищеної напруги і підвищення надійності РП підвищеної напруги; – для скорочення кількості операцій вимикачами вводів робочого та резервного живлення на секціях власних потреб 6 кВ та використання робочого трансформатора (реактора) власних потреб блока для пуску та зупинки блока. Доцільність встановлення генераторного вимикача необхідно обґрунтувати з урахуванням втрат електричної енергії під час неробочого ходу блочного трансформатора вимкненого блока, підвищення надійності споживачів власних потреб та зниження надійності структурної схеми за рахунок відмов генераторного вимикача. Якщо відсутній вимикач на відповідний струм вимкнення, дозволяється застосовувати вимикач навантаження. У блоках “генератор-трансформатор” АЕС потужністю 1000 МВт, а також на КЕС з блоками потужністю 800 МВт встановлюють апаратні генераторні комплекти (АГК) типу КАГ-24-30/30000 (рис. 6.1, б – позиція QW). АГК містить вимикач навантаження і

67

роз’єднувач на номінальну напругу 24 кВ і номінальний струм 30000 А, а також чотири трансформатори напруги (ЗНОЛ 06-24-У3) з вторинною номінальною потужністю 75 В ⋅ А і класом точності 0,5. Укрупнені блоки (рис. 6.1, в) застосовують у схемах ГЕС, АЕС і ГТЕС, якщо до одного трансформатора, простого чи з розщепленими обвитками, під’єднуються декілька генераторів. РП ВН

РП ВН

РП ВН

Т Т

ВП

QW

Q

Т1

Т2

Q1

Q2

ВП

G2

б

РП ВН

Q2

G1

G а

Q1

ВП

ВП

в

РП СН

РП ВН

РП ВН

Т

Т

Q1 ВП

G1

ВП

Q ВП ВП

Q2

G2

G G

г

д

Рис. 6.1. Схеми виконання блоків “генератор-трансформатор”

68

e

Схема об’єднаного блока (рис. 6.1, г) використовується в схемах електричних з’єднань АЕС для встановлення двох блоків “генератор-трансформатор” на один енергетичний реактор. Під’єднання блокових трансформаторів на ВН через загальний вимикач спрощує схему РП підвищеної напруги. Під’єднання генератора до третинної обвитки автотрансформатора зв’язку (рис. 6.1, д) дає змогу зменшити кількість трансформаторів у схемі електростанції. Проте особливості комбінованого режиму роботи автотрансформатора накладають обмеження на умови його роботи в цій схемі: перетікання потужності мають бути спрямовані від РП СН до РП ВН, а їхні значення повинні бути якомога меншими. Наявність двох генераторних вимикачів у схемі блока АЕС (рис. 6.1, е) знижує його надійність, але забезпечується режим аварійного розхолодження енергетичного реактора внаслідок вибігу генератора блока, від’єднаного від енергосистеми (вимикач Q1 – вимкнений). За наявності двох і більше РП підвищеної напруги варіанти структурної схеми формують, змінюючи кількість блоків різного виконання, що під’єднуються до різних РП підвищеної напруги, а також за рахунок зміни типу зв’язку між РП. Якщо потужність електростанції видається через шини РП в електричні мережі з ефективним заземленням нейтралі (110 кВ і вище), то, щоб з’єднати їх, застосовують один чи два автотрансформатори зв’язку (АТЗ) без під’єднання (рис. 6.2, а) чи з під’єднанням до їх третинних обвиток через генераторні вимикачі одного чи двох генераторів (рис. 6.2, б). Для з’єднання РП, мережі яких працюють з різними режимами нейтралі (наприклад, 110 і 35 кВ), чи за малого навантаження на стороні СН використовують відповідно триобвитковий (рис. 6.2, в) чи два двообвиткові трансформатори (рис. 6.2, г). На КЕС (АЕС) передбачається по два АТЗ, якщо спостерігається транзит потужності через шини РП електростанції чи порушується електропостачання споживачів, що живляться від РП СН у разі встановлення одного автотрансформатора зв’язку або мінімальне навантаження споживачів, під’єднаних до шин РП СН, менше від технічного мінімуму потужності блоків (табл. 2.1), що від’єдналися внаслідок відмови АТЗ. Розробляючи варіанти структурної схеми, треба враховувати і резервні трансформатори власних потреб (РТВП). Етапові вибору схеми видання потужності станції повинен передувати етап визначення

69

потужності й кількості робочих і резервних ТВП. Потужність робочих ТВП знаходять за попередньо складеною картою власних потреб електростанції. На електростанціях, всі генератори яких під’єднано за схемою блоків “генератор-трансформатор”, живлення власних потреб здійснюється за допомогою відгалужень від блока з встановленням в колах цих відгалужень реакторів чи трансформаторів. За наявності вимикача між генератором і трансформатором відгалуження приєднується між вимикачем і трансформатором. У разі відсутності загальностанційних секцій електричні двигуни 6 кВ загальностанційних механізмів блочних електростанцій, як правило, розподіляються (за призначенням) за можливістю рівномірно між всіма секціями РП власних потреб електростанції. Кількість РТВП та їхні потужності вибирають залежно від кількості блоків “генератор-трансформатор” електростанції та їх виконання. РП ВН

РП СН

РП ВН

РП СН

Т2

Т2

Т1

Т1 Q2

Q1 ВП

РТВП

G1

ВП

G2

б

а

РП ВН

РП СН

РП ВН

РП СН

Т Т2

Т1

Q ВП

G

Q в

ВП

G

г

Рис. 6.2. Схеми виконання зв’язків між РП підвищеної напруги

70

Резервні (пускорезервні) ТВП можуть приєднуватися: – до систем збірних шин РП підвищеної напруги з меншою номінальною напругою, якщо ця система збірних шин отримує живлення від системи; – до різних секцій системи збірних шин РП однієї напруги; – до третинної обвитки автотрансформатора зв’язку; – до шин розташованої поблизу районної підстанції чи іншої електростанції; – відгалуженням від блока “генератор-трансформатор” із встановленням генераторного вимикача. На ТЕС, якщо відсутні генераторні вимикачі в блоках і якщо кількість блоків 1 чи 2, встановлюється один РТВП, якщо кількість блоків від 3 до 6 – два РТВП. Якщо блоків 7 і більше, встановлють два РТВП, а третій, резервний трансформатор генераторної напруги, розташовується на фундаменті і його у будь-який час можна перекотити до місця встановлення. За наявності в кожному блоці генераторних вимикачів передбачають по одному РТВП на кожні чотири блоки. Перший РТВП встановлюється з першим блоком, другий РТВП – з п’ятим блоком. Якщо кількість блоків 6 і більше, передбачається РТВП генераторної напруги, не під’єднаний до джерела живлення, але встановлений на фундаменті і готовий до перекочування. Якщо виконання блоків “генератор-трансформатор” змішане, кількість РТВП вибирають за нормами, як за відсутності генераторних вимикачів у блоках. На КЕС з блоками без генераторних вимикачів потужність кожного РТВП повинна забезпечувати заміну робочого ТВП одного блока і одночасний пуск чи аварійну зупинку іншого блока. Якщо у блоках РТВП є генераторні вимикачі, їх вибирають такої самої потужності, що і робочі ТВП. Магістралі резервного живлення 6 (10) кВ на блочних електростанціях з двома резервними трансформаторами секціонуються через 2–3 блоки. На стороні низької напруги резервних трансформаторів власних потреб станцій всіх типів встановлюються вимикачі. Загальна кількість розроблених варіантів структурної схеми може бути достатньо великою (більше від 10). Під час ручного розрахунку методом логічного порівняння вибирають два-три найперспективніші. Попередньо відбирають варіанти відповідно до заданих умов і досвіду проектування, зважаючи на те, що:

71

– потужність блока не повинна перевищувати резерву потужності у системі, що обмежує кількість допустимих варіантів виконання блоків; – під’єднання генератора до третинної обвитки автотрансформатора зв’язку може спричинити істотне збільшення потужності автотрансформатора порівняно з потужністю перетікання між РП СН і РП ВН, конструктивні складності у його розміщенні на території електростанції та труднощі у виконанні гнучких зв’язків РП; – перетікання потужності через автотрансформатори зв’язку не повинно перевищувати потужності блока більше ніж в 1,5 раза (за відсутності транзиту потужності через шини РП станції).

6.3. Вибір блочних трансформаторів та автотрансформаторів зв’язку КЕС Вибір трансформаторів передбачає визначення кількості, типу і номінальної потужності трансформаторів структурної схеми проектованої електричної установки. Рекомендовано використовувати трифазні трансформатори, і тільки у разі, якщо заводи не можуть виготовити трансформаторів необхідної потужності чи за наявності транспортних обмежень допускається застосовувати групу з двох трифазних чи трьох однофазних трансформаторів. Резервний трифазний трансформатор передбачається для блочної схеми з розрахунку один на вісім і більше робочих трансформаторів для ТЕС і один на шість і більше робочих трансформаторів для АЕС (цей резервний трансформатор не під’єднаний у нормальному режимі). Резервний однофазний трансформатор передбачають під час установлення дев’яти і більше однофазних одиниць і в разі виконання зв’язку між РП ВП і СН однією групою однофазних автотрансформаторів. Заміна пошкодженого трансформатора резервним (для однофазного трансформатора) здійснюється шляхом його перекочування, без спорудження стаціонарної ошиновки. Треба враховувати, що під час застосування групи з трифазних трансформаторів для відновлення роботи блока необхідно лише від’єднати пошкоджений трансформатор і увімкнути той, що залишився в роботі (до закінчення ремонту пошкодженого транс-

72

форматора блок працює з неповним навантаженням), тоді як у разі використання однофазного трансформатора потрібно викотити пошкоджену фазу і на її місце вкотити резервну. Необхідно відзначити ще одну перевагу встановлення групи з трифазних трансформаторів: після від’єднання трансформатора, що відмовив, від групи, за 1–2 год блок може набирати навантаження, а встановлення резервного замість пошкодженого можна виконати за 10–20 год у період мінімального навантаження і тим самим зменшити потужність, що втрачається під час аварії, і тривалість перерви в електропостачанні. Якщо група виконана з однофазних трансформаторів, блок необхідно від’єднувати на весь час, потрібний для від’єднання фази, викочування її і закочування на вільне місце резервної фази з приєднанням останньої, з перевіркою кіл релейного захисту. Це займає 10–20 годин. Усі триобвиткові трансформатори й автотрансформатори, а також двообвиткові трансформатори підстанцій і ЕС, за винятком двообвиткових блочних трансформаторів, повинні мати РПН. Потужності блочних трансформаторів і автотрансформаторів зв’язку (АТЗ) у кожному варіанті структурної схеми електростанції вибирають за максимальними перетіканнями потужності з урахуванням їх навантажувальної здатності. На рис. 6.3 наведено структурну схему КЕС з довільною кількістю блоків і двома РП підвищеної напруги. Щоб знайти перетікання потужності в схемі, складають діаграму балансу потужності (рис. 6.4). Максимальні перетікання потужності визначаються з умов нормального й аварійного режимів роботи станції. У аварійних режимах розглядаються випадки аварійного вимкнення одного будь-якого блока й одного автотрансформатора зв’язку. Накладання відмови одного АТЗ на ремонт іншого враховується тільки у разі під’єднання до третинних обвиток автотрансформаторів одного чи двох генераторів. Розрахунок перетікань потужності виконують у комплексній формі із знаходженням активних, реактивних і повних потужностей. Якщо вихідне навантаження задано добовими графіками, розрахунок зводиться до геометричних перетворень відповідних графіків згідно з діаграмами балансу потужності (рис. 6.4). Отримані графіки повних потужностей найнавантаженіших обвиток автотрансформаторів зв’язку і графіки повних потужностей блочних трансформаторів перетворюються на двоступеневі.

73

До системи С1

До системи С2

РП ВН

S1 S2 S3

S6 S7 S8

РП CН

ST.бл.max ВП

ВП

S4

S5

p=1;2 блоки

ВП

m блоків

ST.бл.min

ВП

ВП

n блоків

Рис. 6.3. Структурна схема блочної електростанції типу КЕС (АЕС)

Якщо вихідні навантаження задано параметрами, що характеризують графік ( S max , Т max ), перетікання потужності в структурній схемі станції знаходять в аналітичній формі. Для блочних трансформаторів перетікання потужності визначають за виразами: До системи C1

SAT BH

SAT CH

SHAB. CH

SAT HH m ST.БЛ

m SBП

р SBП

m SГ.НОМ

p SГ.НОМ

n SBП

n SГ.НОМ

Рис. 6.4. Діаграма балансу потужності електростанції типу КЕС (АЕС)

74

S&Т .бл.max = PТ .бл.max − jQТ .бл.max = = S& − S& =(P −P Г .ном

вп.max

Г .ном

вп.max

)−

− j( QГ .ном − Qвп.max ); SТ .бл.max = ( PТ .бл.max 2 + QТ .бл.max 2 ); S& =P − jQ = Т .бл.min

Т .бл.min

(6.1)

Т .бл.min

= S& Г .min − S&вп.min = ( PГ .min − Pвп.min ) − − j( QГ .min − Qвп .min ); SТ .бл.min = ( PТ .бл.min 2 + QТ .бл.min 2 ). Під час роботи електростанції у базовій частині графіка навантаження енергосистеми потужність блочного трансформатора вибирається за умови

SТ .ном. ≥ SТ .бл.max .

(6.2)

Якщо ж станція працює в піковому чи напівпіковому режимі, то потужність блочних трансформаторів вибирають з урахуванням допустимого систематичного перевантаження

SТ .ном. ≥ SТ .бл.max . / kдоп.сист. Для автотрансформаторів зв’язку перетікання потужності через обвитки СН і ВН визначаються такими виразами: – у разі максимального навантаження на шинах РП СН

S&1 = P1 − jQ1 = n( S& Г .ном − S&вп.max ) − S&cн.max = = [ n( PГ .ном − Pвп.max ) − Pсн.max )] −

− j [ n( QГ .ном − Qвп.max ) − Qсн.max )] ;

(6.3)

S1 = ( P12 + Q12 ); – під час мінімального навантаження на шинах РП СН

S&2 = P2 − jQ2 = n( S& Г .min − S&вп.min ) − S&cн.min = = [ n( PГ .min − Pвп.min ) − Pсн.min )] −

− j [ n( QГ .min − Qвп.min ) − Qсн.min )] ;

(6.4)

S 2 = ( P2 2 + Q2 2 ); 75

– в аварійному режимі (вимкнення одного блока, під’єднаного до шин РП СН) S& = P − jQ = ( n − 1 )( S& − S& ) − S& = 3

3

3

Г .ном

вп.max

= [( n − 1 )( PГ .ном − Pвп.max ) − Pсн.max )] −

cн.max

− j [( n − 1 )( QГ .ном − Qвп.max ) − Qсн.max )] ;

(6.5)

S3 = ( P3 2 + Q3 2 ). У разі під’єднання генераторів до третинних обвиток АТЗ, перетікання потужності через обвитки НН залежать від потужності генераторів − S& S& = P − jQ = p( S& )= 4

4

4

Г .ном

вп.max

= p [( PГ .ном − Pвп.max ) − j( QГ .ном − Qвп.max )] ; S4 = ( P4 2 + Q4 2 ); S&5 = P5 − jQ5 = p( S& Г .min − S&вп.min ) =

(6.6)

= p [( PГ .min − Pвп.min ) − j( QГ .min − Qвп.min )] ;

S5 = ( P5 2 + Q5 2 ), де р – кількість генераторів, під’єднаних до НН АТЗ. Перетікання потужності через обвитки ВН автотрансформаторів зв’язку у такому разі можна знайти за виразами: S&6 = P6 − jQ6 = S&4 + S&1 = ( P4 + P1 ) − j( Q4 + Q1 );

S6 = ( P6 2 + Q6 2 ); S&7 = P7 − jQ7 = S&5 + S&2 = ( P5 + P2 ) − j( Q5 + Q2 ); S7 = ( P7 2 + Q7 2 ); S&8 = P8 − jQ8 = S&3 − S&4 = ( P3 − P4 ) − j( Q3 − Q4 );

(6.7)

S8 = ( P8 2 + Q8 2 ). З урахуванням отриманих перетікань потужності визначають максимальні та мінімальні потужності, що передаються обвитками АТЗ: – обвиткою СН у різних режимах пересилаються потужності S1 , S2 , S3 ; виберемо з них найбільшу і позначимо її як

SСН .max ; 76

– обвиткою ВН у різних режимах пересилаються потужності S6 , S7 , S8 ; виберемо з цих потужностей найбільшу і позначимо її як S ВН .max ; – обвиткою НН в різних режимах пересилаються потужності S4 , S5 ; виберемо з них найбільшу і позначимо її як S НН .max . Потужність автотрансформаторів зв’язку вибирають за максимальною потужністю, отриманою в результаті розрахунків: S розр 1 = kавар S ВН .max ;

S розр

2

= kавар SСН .max ;

S розр

3

= k авар ( S НН .max / kтип ),

(6.8)

де kавар – коефіцієнт аварійного перевантаження АТЗ, приймається таким, що дорівнює 0,7 під час встановлення двох АТЗ і 1,0 у разі U − U СН – коефіцієнт типової встановлення одного АТЗ; kтип = ВН U ВН потужності АТЗ. Найбільша з потужностей S розр 1 ; S розр 2 ; S розр

3

прийма-

ється за розрахункову для попереднього вибору автотрансформаторів зв’язку, який здійснюється за умовою: S АТЗ ≥ S розр.max . (6.9) За довідниковими матеріалами [9] вибирають автотрансформатори, які потім перевіряють на допустимість аварійного перевантаження в режимі вимкнення одного АТЗ. Вибираючи потужність автотрансформаторів зв’язку, до третинної обвитки яких під’єднуються генератори, слід пам’ятати, що здебільшого номінальна потужність обвитки НН автотрансформатора не перевищує 50 % його номінальної потужності, тому необхідно додатково перевірити можливість під’єднання блоків потужністю pSТ .бл.max . до третинної обвитки автотрансформаторів зв’язку з номінальною потужністю qS НН .АТЗ за умовою

qS НН .АТЗ ≥ pSТ .бл.max . , (6.10) де p – кількість генераторів, під’єднаних до НН АТЗ; q – кількість АТЗ. 77

6.4. Визначення втрат активної енергії у блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку електростанцій типу КЕС (АЕС) Як вже вказувалось, метод обчислення втрат залежить від способу задання навантажень. Вихідні навантаження можуть задаватися у двох формах: у вигляді добових графіків і параметрами, що характеризують графік (максимальна повна потужність навантаження S нав.max , час використання максимальної потужності Т max ). У разі задання навантаження графіками: – річні втрати енергії у блочному трансформаторі можна знайти за виразом (5.16); – в автотрансформаторі зв’язку річні втрати енергії визначаються так:

(

)

∆W АТЗ = ∆Pн.х 8760 − Т р .АТЗ + +∆PкВН

 n  S ВНi N  з  i =1  S АТЗ.ном 

2 m  S  ВНj  ti + N л   j =1  S АТЗ.ном 

∑

2    tj +    

+∆PкСН

 n  S N  СНs з  i =1  S АТЗ.ном 

2 m  S  СНj  ti + N л   j =1  S АТЗ.ном 

2    tj +    

+∆PкНН

 n  S ННi N  з  S к  i =1  АТЗ.ном тип

∑

∑

∑

∑

2 m   S ННj  ti + N л  S к j =1  АТЗ.ном тип 

∑

(6.11)

2    tj,    

де Т р .АТЗ – тривалість планового ремонту автотрансформатора зв’язку, год; ∆PкВН , ∆PкСН ,∆PкНН – втрати короткого замикання, за виразом (5.21), відповідно в обвитках ВН, СН і НН автотрансформатора, кВт; S ВНi ,SСНi ,S ННi – потужності інтервалів добових графіків навантаження відповідно на сторонах ВН, СН і НН автотрансформатора для зимового періоду, МВ⋅А; S ВНj ,SСНj ,S ННj – потужності інтервалів добових графіків навантаження відповідно на сторонах ВН, СН і НН автотрансформатора для літнього періоду,

78

МВ ⋅ А;

S АТЗ .ном – номінальна потужність автотрансформатора,

МВ ⋅ А; kтип – коефіцієнт типової потужності автотрансформатора. У разі задання вихідного навантаження параметрами, що характеризують графік навантаження: – втрати енергії у блочному трансформаторі знаходять за виразом (5.17); – втрати енергії в блочному автотрансформаторі зв’язку за виразом:

(

)

∆W АТЗ = nq∆Pн.х 8760 − nqТ р .АТЗ +   S 1 +  ∆PкВН  ВН max  S АТЗ.ном nq     S НН max + ∆PкНН   S АТЗ.ННном 

2

  S  τ ВН + ∆PкСН  СН max   S АТЗ.ном

2

  τСН + (6.12) 

2    τ НН  ,   

де n – кількість трансформаторів у групі; q – кількість автотрансформаторів зв’язку; τ ВН , τСН , τ НН – час максимальних втрат обвиток ВН, СН, НН автотрансформатора зв’язку, год. Щоб знайти час максимальних втрат обвиток, треба визначити час використання максимального навантаження кожної з обвиток автотрансформатора зв’язку. Для цього попередньо складають енергетичну діаграму балансу енергії, яку для схеми КЕС (рис. 6.3) наведено на рис. 6.5. Потім обчислюється кількість активної енергії, що пересилається протягом року через обвитки автотрансформаторів зв’язку, згідно з енергетичною діаграмою за виразами:

W АТЗ BH = WАТЗ CH + WАТЗ HH ; W АТЗ HH = p ( PГ .ном Т Г .вст − Рвп.mах Tвп.mах ) ; W АТЗ CH = n ( PГ .ном Т Г .вст − Рвп.mах Tвп.mах ) −

(6.13)

− Pнав.CH .max Т нав.CH .max , де p – кількість генераторів, під’єднаних до третинної обвитки автотрансформатора зв’язку; n – кількість блоків, під’єднаних до розподільного пристрою середньої напруги.

79

Wат ВН

mWГ

рWг

W ат НН

Wат СН

mWВП

рWВП nWТ бл

Wнав СН

nWВП

nWг

Рис. 6.5. Діаграма балансу енергії у схемі електростанції типу КЕС (АЕС)

Час використання максимальних навантажень обвиток автотрансформаторів знаходять за формулами:

Т CH .max = WатCH / PCH .max ; Т ВH .max = Wат ВH / PВH .max ;

(6.14)

Т НH .max ≈ Т г.вст . Далі, за кривими τ = f ( Tmax ) , які наведено на рис. 5.5, визначають τСН , τВН , τ НН . Повні втрати енергії у кожному варіанті структурної схеми знаходять, додавши втрати у блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку.

80

6.5. Визначення збитків через ненадійність елементів структурної схеми КЕС (АЕС) Надійність – це властивість системи та елемента виконувати задані функції, зберігаючи свої експлуатаційні показники в заданих межах на інтервалі часу, що вимагається. Надійність є складною властивістю і поєднує у собі безвідмовність, ремонтопридатність, тривалість. Електричні установки ЕЕС складаються з окремих елементів (Г, Тр, В та інші), які між собою з’єднані у певний спосіб. Надійність роботи електричної установки залежить від надійності роботи окремих її елементів, схеми їх з’єднання і режиму роботи. Електричні установки можуть перебувати в одному з трьох станів: нормальному (робочому), ремонтному і резервному. В нормальному режимі установки всі елементи перебувають в робочому стані. В ремонтному режимі хоча б один з елементів виведений в плановий ремонт. Резервний стан характерний для ЕС, які працюють в піковому чи напівпіковому режимах, тобто електричні блоки вимикаються під час нічних провалів навантаження в ЕЕС. Часткова чи повна втрата здатності виконувати призначені функції, втрата працездатності елемента називається відмовою. Якщо під час виникнення відмови елемент чи система може бути відновлена, то така система чи елемент називається відновленими. Елементи електричних установок належать до відновлюваних об’єктів. Основними показниками надійності відновлюваних елементів є параметр потоку відмов і середній час відновлення робочого стану. Параметр потоку відмов елемента дорівнює відношенню кількості відмов елемента за довільно малий проміжок часу його роботи до тривалості цієї роботи. За розрахунковий час під час оцінювання надійності приймається один рік. Якщо, наприклад, за статистичними даними в групі з n однакових елементів за T років роботи спостерігалося m відмов, то параметр потоку відмов елемента (1/рік) становить m ω= , nT цей вираз справедливий, якщо не враховувати зміни в часі ω протягом року. Середній час відновлення робочого стану елемента Tв визначається математичним сподіванням часу відновлення робочого стану

81

елемента. Він складається з часу, необхідного для пошуку елемента, що відмовив, і часу усунення його відмови. Вимкнення пошкодженого елемента в РП ЕС здійснюється за час Tв = Tо + T роз n роз , де Tо – час, необхідний для того, щоби обслуговуючий персонал зміг прийти в РП і встановити причину пошкодження елемента (приймається таким, що дорівнює 0,1–0,3 год); T роз – час для виконання операцій з роз’єднувачами (приймається таким, що дорівнює 0,1 год); n роз – кількість роз’єднувачів, які забезпечують вимкнення відповідного елемента. Надалі у процесі розрахунків, час, необхідний для вимкнення пошкодженого елемента, приймається 0,5 год. Імовірність перебування елемента в стані відновлення після його відмови оцінюється коефіцієнтом вимушеного простою ωТ в Kв = . 8760 Відмови елементів у ремонтному стані електричної установки можуть призводити до найважчих наслідків, тому, крім показників надійності елементів, необхідно оцінювати і показники їх планових ремонтів. Такими показниками є частота планових (капітальних, поточних) ремонтів, зупинок і планових вимкнень елементів µ , 1/рік і середня тривалість планового ремонту Т р , год. Імовірність перебування елементів в плановому ремонті визначається коефіцієнтом ремонтного простою µТ р Kр = . 8760 Імовірність перебування елемента в стані відновлення і плановому ремонті оцінюється коефіцієнтом ремонтного режиму ωТ в + µТ р qр = . (6.15) 8760 Довідникові показники надійності елементів структурних схем електростанцій [9] наведено в табл. 6.1–6.3. Для енергоблоків розрахунковою одиницею є агрегато-рік. Для наближеного переходу до показників надійності, зведених до календарного року, рекомендується використовувати вирази, що

82

наведено нижче [9]. Частота планових зупинок 1/рік (одиницею є календарний рік) визначається так 8760 µ = ( n − ω′ ) , (6.16) Tагрегато − рік де n – питома кількість зупинок блока за агрегато-рік; ω′ – параметр потоку відмов, 1/агрегато-рік. Таблиця 6.1 Показники надійності трансформаторів Sном , МВ ⋅ А U ном , кВ 10–80

більше за 80

35 та нижче 110–150 220 110–150 220 330 500–750

ωТ , 1/ рік Т в.Т , год µТ , 1/ рік Т * р.Т , год 0,012

70

0,75

26

0,014 0,035 0,075 0,025 0,053 0,024** 0,05***

70 60 95 60 45 220

0,75 0,75 1,0 1,0 1,0 1,0

28 28 30 30 30 50

* На один трансформатор; ** Для однофазних трансформаторів; *** Для трифазних трансформаторів.

Тривалість агрегато-року визначають за виразом Tагрегато − рік. = 8760 − Т ′р − Т в ω′.

(6.17)

Параметр потоку відмов, зведений до календарного року, обчислюється ω′ 8760 ω= . (6.18) Tагрегато − рік Тривалість планового простою, зведеного до календарного року, визначається з виразу Tр′ Tр = . (6.19) n − ω′ Під час розроблення електричної схеми ЕС розраховують збитки від недовідпуску електроенергії в систему. Отже, для кожного варіанта схеми необхідно розглядати ті відмови, які призводять до втрат генераторної потужності, і визначати частоту аварійних вимкнень генераторів і середню тривалість їх простою. Є декілька методів розрахунку надійності електричної установки: – логіко-імовірнісний метод;

83

– логіко-аналітичний метод; – таблично-логічний метод; – метод розрахункових груп; – метод блок-схем; – метод мінімальних шляхів і мінімальних перерізів. Кожен метод має певні переваги і недоліки, однак загальноприйнятого методу досі не існує. Для розрахунку надійності схем РП станцій зручно користуватись таблично-логічним методом, який застосовується в “Теплоелектропроекті”. Розглянемо його детальніше. Метод оснований на почерговому цілеспрямованому (тільки для розрахункових аварійних ситуацій) перегляді відмов елементів електричної установки з визначенням наслідків цих відмов у нормальному і ремонтному станах. Розрахунок ведуть у табличній формі, причому по вертикалі фіксують ряд елементів, що враховуються (i-ряд), а по горизонталі – ряд розрахункових режимів (j-ряд). Елементами, що враховуються, є вимикачі, збірні шини, ЛЕП. Таблиця 6.2 Показники надійності вимикачів Вимикачі U ном , кВ Електромагнетні

Тип

ВЭМ-6 ВЭМ-10 ВЭ-10 Маломас10 ВМП-10 ляні Інші 20 – 35 – 110–150 – Масляні 35 – бакові 110 – 220 – Повітряні 15–20 – 35 – 110 – 220 ВВБ Інші 330 ВВБ Інші 500 ВВБ Інші 750 – 6–10

* На один вимикач.

84

ω, 1/ рік Т в , год

µк , 1/ рік Т * р.к , год

0,022

11

0,2

24

0,009 0,009 0,01 0,02 0,06 0,01 0,016 0,055 0,04 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,15 0,15 0,25

20 20 26 25 20 30 40 50 20 40 20 55 25 48 60 60 60 75

0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

8 10 … 9 30 12 23 43 40 29 45 122 98 161 113 – 133 271

За розрахункові елементи, для яких визначають показники надійності, приймають: а) генерувальні приєднання (генератори чи трансформатори енергоблоків і трансформатори зв’язків між РП); б) ЛЕП, якщо їх аварійне вимкнення викликає обмеження видавання електричної енергії в систему і місцевим споживачам. Таблиця 6.3 Показники надійності енергоблоків з паротурбінними установками Обладнання Енергоблок

Рном , МВт 150–65 180–210 250–300 500 800

ω′, 1/ рік 5,68 8,67 8,26 21,36 12,08

Тв , год 48,8 45 45 70 74

n, 1/агрегато-рік 19 16 15 24 16

Т ′р* , год 1559 1139 1007 911 1086

* На один агрегат.

Вихідними даними є параметр потоку відмов, середній час відновлення, частота і тривалість планових ремонтів елементів електричної установки. За допомогою таблиці розрахункових зв’язків фіксують наслідки відмов елементів (вимкнення розрахункових елементів), а після того визначають частоту і середню тривалість розрахункових аварійних ситуацій протягом року: для електростанцій – аварійне зниження генерувальної потужності, для підстанцій – аварійні перерви в електропостачанні споживачів. Під час проектування структурних схем змінними елементами є тільки Тр (АТ) блоків і зв’язки між РП, тому розглядаються відмови цих елементів і їх розрахункові наслідки. На цьому етапі приймають, що схеми РП у всіх варіантах однакові. Оскільки кількість елементів структурних схем порівняно невелика, тому таблицю розрахункових зв’язків можна не складати. Елементами, що враховуються під час оцінювання надійності структурних схем електростанцій, є блочні трансформатори, автотрансформатори зв’язку і генераторні вимикачі. Відмови елементів структурної схеми викликають вимкнення тільки одного блока, потужність якого менша за резерв потужності у системі. Такі відмови супроводжуються системними збитками, що пов’язані з недовідпус-

85

ком електричної енергії у систему і порушенням транзиту потужності через шини РП електростанції. Очікувані збитки через ненадійність роботи блочного трансформатора в схемі блока “генератор-трансформатор” (рис. 6.1, а) Т Н бл = нпит.с Г .вст PГ .ном ωТ Т в.Т + Т пуск1 1 − q р .бл , (6.20) 8760 де нпит.с – питомі системні збитки, для навчального проектування

(

)(

)

приймаються такими, що дорівнюють 0,15 грн./(кВт⋅год); ωТ , Т в.Т – відповідно, параметр потоку відмов і середній час відновлення блочного трансформатора, приймаються за довідниковими даними, наведеними в табл. 6.1–6.3; q р.бл – коефіцієнт ремонтного стану блока визначається, залежно від типу електростанції, за виразом (6.15) чи (5.24); Т пуск1 – тривалість пуску блока після його зупинки тривалістю, яка дорівнює Т в.Т , год, приймається згідно з табл. 6.4. У табл. 6.4 наведено тривалості пуску енергоблоків КЕС залежно від їхнього вихідного теплового стану. Очікувані збитки в блоці з генераторним вимикачем (рис. 6.1, б) через відмови блочного трансформатора і генераторного вимикача Т Н бл = нпит.с Г .вст PГ .ном ωТ Т в.Т + Т пуск1 +  8760 (6.21)  + ωв Т в.в + Т пуск 2 ⋅ 1 − q р .бл ,  де ωв , Т в.в – відповідно параметр потоку відмов та час відновлення генераторного вимикача, приймаються за довідниковими даними, наведеними в табл. 6.2; Т пуск 2 – тривалість пуску блока після його

(

) (

( )

)

зупинки тривалістю, що дорівноє Т в.в . Таблиця 6.4 Режим пуску ( Т в.Т ) зі стану гарячого резерву (простій менший за 1 год) з гарячого стану (простій менше ніж 6–10 год) з неохолодженого стану (простій від 6–10 до 70–90 год) з холодного стану (простій більший за 70–90 год)

86

Потужність енергоблоків, МВт 1200 220 320 500 800 1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,4

1,8

2,1

3,3

3,3

5,3 10,0

4–5,3 5,3 4,2–5,5 5,7

5,5–7,5

9,5 6,7–7,5 11,0–14,0

Збитки через ненадійність елементів в блоці з двома генераторними вимикачами (рис. 6.1, е) Т Н бл = нпит.с Г .вст PГ .ном ωТ Т в.Т + Т пуск1 + 8760 (6.22)  + 2ωв Т в.в + Т пуск 2 ⋅ 1 − q р .бл .  Збитки через ненадійність елементів об’єднаного блока (рис. 6.1, г)

(

(

Н бл = 2нпит.с

(

) (

)

)

Т Г .вст PГ .ном [ ωв Т в.в + Т пуск 2 + 8760

(

)

+ωТ Т в.Т + Т пуск1 + 2( ωв + ωт )Т пуск3

)

] ( 1 − q р .бл ) ,

(6.23)

де Т пуск 3 – тривалість пуску блока після короткочасної зупинки (меншої за 1 год), яка приймається такою, що дорівнює 1,5 год (0,5 год становлять оперативні перемикання і 1 год – час пуску блока). Збитки через ненадійність автотрансформатора і генераторного вимикача в блоці “генератор-автотрансформатор зв’язку” (рис. 6.1, д) н Н бл = пит.с {(Т Г .вст PГ .ном + Т нав.CH .max Pнав.CH .max ) × 8760

(

)

× 0,5ωв + ωТ Т в.Т + Т пуск1  +  

(

+ Tг.вст PГ .ном ωв Т в.в + Т пуск 2

(6.24)

)} (1 − q р .бл ) .

Збитки через ненадійність елементів у схемі блочних автотрансформаторів зв’язку (рис. 6.2, б) 2н Н бл = пит.с {( Т Г .вст PГ .ном + Т нав.CH .max Pнав.CH .max ) × 8760

(

)

× ωв q р .АТЗ Т пуск3 + ωт q р .АТЗ 0,5Т р.АТЗ + Т пуск 4  + T P + Г .вст Г .ном ωв Т в.в + Т пуск 2 + 8760

(

(

) }(

)

(6.25)

)

+ ωТ Т в.Т + Т пуск1  1 − q р .бл ,  де q р .АТЗ =

ω АТЗ Т в.АТЗ + µ АТЗ Т р .АТЗ

– коефіцієнт ремонтного стану 8760 автотрансформатора зв’язку; ω АТЗ , Т в.АТЗ , µ АТЗ , Т р .АТЗ – відповідно параметр потоку відмов, середній час відновлення, частота

87

планових ремонтів і середня тривалість планового ремонту автотрансформатора зв’язку, приймаються за даними табл. 6.1; Т пуск4 – тривалість пуску блока після його зупинки тривалістю 0,5Т р .АТЗ . Якщо зв’язок між РП підвищеної напруги здійснюється за допомогою одного автотрансформатора зв’язку, тоді його відмова призводить до збитків через порушення перетікання (транзиту) потужності між РП, які розраховують за виразом Т перет.max H перет = нпит.с Pперет.max ω АТЗ Т в.АТЗ 1 − q р.бл . (6.26) 8760 У разі встановлення двох автотрансформаторів зв’язку, відмова одного з них не спричиняє збитків, тому що автотрансформатор, який залишився в роботі з допустимим аварійним перевантаженням, забезпечує перетікання потужності між РП електростанції.

(

)

6.6. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат На момент вибору структурної схеми електростанції схеми РП підвищеної напруги невідомі. Умовно приймається під’єднання трансформаторів і автотрансформаторів до шин РП через один вимикач. Отже, капітальні витрати визначають за виразом

К=

n

∑ і =1

CТі α розр.і +

m

∑ Cком. j ,

(6.27)

j =1

де n – кількість трансформаторів (блочних, АТЗ, РТВП) у структурній схемі; CТі – заводська вартість і-го трансформатора, тис. грн.; α розр.і – розрахунковий коефіцієнт і-го трансформатора, який враховує витрати на його транспортування та монтаж, приймається за даними [9, 14]; m – кількість комірок вимикачів у структурній схемі; Cком. j – вартість j-ї комірки вимикача, тис. грн. Зведені затрати кожного варіанта структурної схеми обчислюють за виразом (5.26), але з урахуванням збитків H перет через порушення транзиту потужності між РП підвищеної напруги З = Ен K + В + Н С + H перет .

88

(6.28)

За мінімумом зведених затрат у результаті порівняння вибирають найраціональніший варіант. Варіанти схем вважаються рівноекономічними, якщо зведені затрати варіантів порівняно з варіантом з мінімальними зведеними затратами різняться не більше як на 5 %. У такому разі вибір структурної схеми здійснюється за комплексним критерієм ефективності, який визначається на підставі методу експертних оцінок. Приклад 6.1. Завдання: вибрати структурну схему КЕС, на якій встановлено чотири турбогенератори потужністю по 320 МВт. Вихідні дані. КЕС працює у базовій частині графіка навантаження енергосистеми. Для генераторів КЕС задано: PГ .ном = 320 МВт,

PГ .min = 250 МВт, TГ .вст. = 7270 год, сosϕ Г .ном = 0,85. Для ВП блока

Pвп.max = 18 МВт,

Pвп.min = 15 МВт,

Tвп.max = 7270 год,

cos ϕвп = 0,85. Від шин РП 220 кВ живиться навантаження С2 малої потужності:

Pнав.max = 180 МВт,

Pнав.min = 90 МВт,

Tнав.max =

= 7179 МВт, cos ϕнав.max = 0,85. Решта потужності видається в систему С1 на напрузі 500 кВ. Максимальна потужність навантаження енергосистеми С1 становить 8310 МВт. Резерв потужності в системі дорівнює 410 МВт. Вартість 1 кВт⋅год електроенергії – 1,2 коп. Розв’язання 1. Складання технічно можливих варіантів структурної схеми КЕС а) проаналізуємо вихідні дані завдання на проектування КЕС. У завданні вказано, що потужність КЕС видається в систему С1 через РП 500 кВ і від РП 220 кВ станції живиться навантаження системи С2. Отже, КЕС працює на мережі 500 і 220 кВ з ефективним заземленням нейтралі. А це означає, що для зв’язку РП станції повинні використовуватися автотрансформатори, і зв’язок між РП може бути побудований за схемою (рис. 6.6, а, б); б) у разі виконання зв’язку між РП ВН і РП СН за схемою (рис. 6.6, а) без під’єднання до третинної обвитки АТЗ генератора потужність автотрансформатора визначається перетіканнями потужності між РП ВН і РП СН. Якщо зв’язок виконаний за схемою (рис. 6.6, б) з під’єднанням до третинної обвитки АТЗ генератора,

89

потужність автотрансформатора також залежить від потужності генератора. В цьому випадку особливості режиму роботи автотрансформатора вимагають забезпечити в нормальному режимі роботи станції перетікання потужності в напрямку від РП СН до РП ВН. Своєю чергою, перетікання потужності між РП ВН і РП СН залежать від навантаження системи С2, яке живиться від РП СН, і від кількості генераторів, під’єднаних до РП СН. Для зменшення потужності АТЗ перетікання потужності між РП ВН і РП СН повинні мати якомога менше значення. Виходячи з цих міркувань, приймаємо такий розподіл генераторів: до РП СН під’єднується один генератор, решта генераторів під’єднується до РП ВН чи до третинних обвиток АТЗ і до РП ВН (рис. 6.6); в) у завданні на проектування вказано, що система С2 є системою малої потужності, тобто у разі порушення зв’язку з РП СН електростанції буде припинене електропостачання її споживачів. В цьому випадку кількість АТЗ визначається співвідношенням між мінімальним навантаженням системи С2 і технічним мінімумом блоків, які під’єднані до РП СН. Якщо технічний мінімум потужності блоків, які відокремлюються від енергосистеми С2 (блоки під’єднані до РП СН) внаслідок відмови одного АТЗ, є більшим за мінімальне навантаження системи С2, встановлюються два АТЗ. У нашому випадку технічний мінімум блока 320 МВт становить 0,4⋅320=128 МВт (табл. 2.1) і є більшим за мінімальне навантаження системи С2, яке дорівнює 90 МВт. З огляду на це, необхідно встановлювати два АТЗ (варіанти 3–4, рис. 6.6.). З розвитком мережі 220 кВ системи С2 в ній з’являться інші потужніші джерела живлення, які зможуть забезпечити виконання добового графіка навантаження споживачів системи С2 у разі порушення зв’язку між РП електростанції, тому доцільно розглянути варіанти з встановленням одного АТЗ (варіанти 1–2, рис. 6.6); г) під час складання варіантів структурної схеми необхідно врахувати резервні трансформатори власних потреб (РТВП) для варіанта виконання блоків з генераторним вимикачем, і пускорезервні трансформатори власних потреб (ПРТВП) у разі виконання блоків без генераторного вимикача. Рекомендації щодо місця під’єднання та кількості РТВП (ПРТВП) наведено у розділі 6.2. У нашому випадку виконання блоків без генераторних вимикачів і за чотирьох блоків необхідно встановити, згідно з рекомендаціями [4], два ПРТВП. Місцями приєднання ПРТВП прийнято шини РП 220 кВ і третинну обвитку АТЗ (рис. 6.6).

90

РП 220

РП 500 АТЗ

Варіант 1

ВП

ВП

ПРТВП1

ВП

ВП

G1 ПРТВП2

G2

G3

G4

РП 220

РП 500 АТЗ

Варіант 2 ВП

ПРТВП1

ВП

ВП

ВП

ПРТВП2

G1

G2

G3

РП 220

G4

РП 500

Варіант 3 АТЗ 1

ПРТВП1

ВП

ВП

ВП

ВП

АТЗ 2

G1

G2

G3

G4

ПРТВП2

РП 500

РП 220 Варіант 4

АТЗ 1

АТЗ 2 ПРТВП1

ВП

ВП ПРТВП2

ВП

ВП

G1

G3

G4

G2

Рис. 6.6. Варіанти виконання структурної схеми КЕС 4×320

91

Отже, з урахуванням цих рекомендацій щодо складання варіантів структурних схем електростанцій типу КЕС вибрано чотири варіанти структурної схеми КЕС 4×320 МВт, що наведені на рис. 6.6. Для скорочення обсягу обчислень всі подальші розрахунки виконуємо тільки для двох варіантів (варіант 1 і варіант 2, рис. 6.7) структурної схеми КЕС. 1. Розрахунок перетікань потужності через обвитки блочних трансформаторів та автотрансформаторів зв’язку в нормальному та аварійному режимах роботи КЕС Визначаємо перетікання потужності через блочні трансформатори і автотрансформатори зв’язку. Для цього спочатку розрахуємо потужності генераторів, їх систем власних потреб і навантаження РП СН в режимах максимального і мінімального навантаження

S& Г .ном. = PГ .ном. − jQГ .ном. = 320 − j320 tg(arccos0,85 ) = = 320 − j198 МВ ⋅ А; S& Г .min . = PГ .min . − jQГ .min . = 250 − j250 tg(arccos0,85 ) = = 250 − j155 МВ ⋅ А; S&вп.max . = Pвп.max . − jQвп.max . = 18 − j18 tg(arccos0,85 ) = = 18 − j11 МВ ⋅ А; S&вп.min . = Pвп.min . − jQвп.min . = 15 − j15 tg(arccos0,85 ) = = 15 − j9,3 МВ ⋅ А; S&сн.max . = Pсн.max . − jQсн.max . = 180 − j180 tg(arccos0,85 ) = = 180 − j112 МВ ⋅ А; S&сн.min . = Pсн.min . − jQсн.min . = 90 − j90 tg(arccos 0,85 ) = = 90 − j55,8 МВ ⋅ А. Тоді для блочних трансформаторів згідно з (6.1)

S&Т .бл.max . = PТ .бл.max . − jQТ .бл.max . = S& Г .max . − S&вп.max . = = ( РГ .ном. − Pвп.max . ) − j( QГ .ном. − Qвп.max . ) = = ( 320 − 18 ) − j( 198 − 11 ) = 302 − j187 МВ ⋅ А; SТ .бл.max . = ( PТ .бл.max .2 + QТ .бл.max .2 ) = ( 302 2 + 187 2 ) = = 355 МВ ⋅ А; 92

S&Т .бл.min . = PТ .бл.min . − jQТ .бл.min . = S&Г .min . − S&вп.min . = = ( PГ .min . − Pвп.min . ) − j( QГ .min . − Qвп.min . ) = = ( 250 − 15 ) − j( 155 − 9,3 ) = 235 − j145,7 МВ ⋅ А; SТ .бл.min . = ( PТ .бл.min .2 + QТ .бл.min .2 ) = ( 235 2 + 145,7 2 ) = = 276 ,5 МВ ⋅ А. З умови (6.2) вибираємо для РП 500 кВ трансформатори типу ТДЦ-400000-525/20, для РП 220 кВ – типу ТДЦ-400000-242/20. Для автотрансформаторів зв’язку першого варіанта (рис. 6.7) за (6.3) і (6.4) S& = P − jQ = n ⋅ ( S& − S& ) − S& = 1

1

1

Г .ном.

вп.max .

= [ n( PГ .ном. − Pвп.max . ) − Pсн.max . ] −

сн.max .

− j [ n( QГ .ном. − Qвп.max . ) − Qсн.max . ] =

= [ ( 320 − 18 ) − 180 ] − j[( 198 − 11 ) − 112

] = 122 − j75

МВ ⋅ А;

S1 = ( P12 + Q12 ) = 1222 + 75 2 = 143 МВ ⋅ А;

S&2 = P2 − jQ2 = n( S& Г .min . − S&вп.min . ) − S&сн.min . = = [ n( PГ .min . − Pвп.min . ) − Pсн.min . ] −

− j [ n( QГ .min . − Qвп.min . ) − Qсн.min . ] =

= [ ( 250 − 15 ) − 90 ] − j[( 155 − 9,3 ) − 55,8

]=

= 145 − j89,9 МВ ⋅ А; S 2 = ( P2 2 + Q2 2 ) = 145 2 + 89,9 2 = 171 МВ ⋅ А. В аварійному режимі під час вимкнення блока, під’єднаного до РП 220 кВ, автотрансформатор зв’язку передає потужності, які визначаються навантаженням місцевого промислового району в максимальному і мінімальному режимах S& = P − jQ = ( n − 1 )( S& − S& ) − S& = 3

3

3

Г .ном.

вп.max .

= [( n − 1 )( PГ .ном. − Pвп.max . ) − Pсн.max . ] −

сн.max .

− j [( n − 1 )( QГ .ном. − Qвп.max . ) − Qсн.max . ] = = − Pсн.max . + jQсн.max . = −180 + j112 МВ ⋅ А; S3 = ( P3 2 + Q3 2 ) = 180 2 + 112 2 = 212 МВ ⋅ А;

93

Приймаючи за розрахункову максимальну потужність (6.8) найбільшу з потужностей S1; S2; S3; S3’ → Sрозр max =212 МВ ⋅ А, вибираємо автотрансформатор зв’язку типу АТДЦТН-500000-500/230. S& сн.max. (S& сн.min. )

Варіант 1.

РП 220

До системи C1

РП 500

S1

S1 S2 S3

S2 S3

ПРТВП 1

АТЗ

S′3

S′3

Sт.бл.max. (Sт.бл.min. )

ПРТВП 2

ВП Sвп.max.

ВП

(Sвп.min. )

G1

G2 S& сн.max. (S& сн.min. )

ПРТВП 1

S9

S6

S10 S11

S7 S8

S12

G3

ВП

G4

До системи C1

Варіант 2.

РП 220

ВП

РП 500

АТЗ S4

S5

Sт.бл.max.

ПРТВП 2

ВП

(Sт.бл.min. )

ВП

G2

Sвп.max.

ВП

ВП

(Sвп. min. )

G1

Рис. 6.7. Варіанти структурної схеми КЕС

94

G3

G4

S&3′ = P3′ − jQ3′ = ( n − 1 ) ⋅ ( S& Г .min . − S&вп.min . ) − S&сн.min . = = [( n − 1 )( PГ .min . − Pвп.min . ) − Pсн.min . ] −

− j [( n − 1 )( QГ .min . − Qвп.min . ) − Qсн.min . ] = = − Pсн.min . + jQсн.min . = −90 + j55,8 МВ ⋅ А; S3′ = ( P3′2 + Q3′ 2 ) = 90 2 + 55,8 2 = 106 МВ ⋅ А. Для автотрансформаторів зв’язку другого варіанта визначаємо перетікання потужності через обвитку НН (рис. 6.7) за (6.6) − S& S& = P − jQ = p( S& )= 4

4

4

г.ном.

вп.max .

= p [( Pг.ном. − Pвп.max . ) − j( Qг.ном. − Qвп.max . )] = = ( 320 − 18 ) − j( 198 − 11 ) = 302 − j187 МВ ⋅ А; S4 = ( P4 2 + Q4 2 ) = ( 3022 + 187 2 ) = 355 МВ ⋅ А;; S&5 = P5 − jQ5 = p( S&г.min . − S&вп.min . ) = = p [( Pг.min . − Pвп.min . ) − j( Qг. min . − Qвп.min . )] =

= ( 250 − 15 ) − j( 155 − 9,3 ) = 235 − j145,7 МВ ⋅ А; S5 = ( P5 2 + Q5 2 ) = ( 2352 + 145,7 2 ) = 276 ,5 МВ ⋅ А. Перетікання потужності через обвитку середньої напруги в нормальному режимі роботи S& = S& = 122 − j75 МВ ⋅ А; 9

1

S9 = 1222 + 75 2 = 143 МВ ⋅ А; S&10 = S&2 = 145 − j89,9 МВ ⋅ А; S10 = 145 2 + 89,9 2 = 171 МВ ⋅ А. Перетікання потужності через обвитку середньої напруги в аварійному режимі під час вимкнення блока, під’єднаного до РП 220 кВ, згідно з (6.5) S&11 = S&3 = −180 + j112 МВ ⋅ А; S11 = 180 2 + 112 2 = 212 МВ ⋅ А; S& = S& ′ = −90 + j55,8 МВ ⋅ А; 12

3

S&12 = 90 2 + 55,8 2 = 106 МВ ⋅ А. 95

Перетікання потужності через обвитку ВН АТЗ у нормальному режимі визначають згідно з (6.7) S&6 = P6 − jQ6 = S&4 + S&1 = ( P4 + P1 ) − j( Q4 + Q1 ) =

= ( 302 + 122 ) − j( 187 + 75 ) = 424 − j262 МВ ⋅ А; S6 = ( P6 2 + Q6 2 ) = 424 2 + 262 2 ) = 498 МВ ⋅ А; S&7 = P7 − jQ7 = S&5 + S&2 = ( P5 + P2 ) − j( Q5 + Q2 ) = = ( 235 + 145 ) − j( 145,7 + 89,9 ) = 380 − j234,6 МВ ⋅ А; S7 = ( P7 2 + Q7 2 ) = 380 2 + 234,6 2 ) = 447 МВ ⋅ А. В аварійному режимі перетікання потужності через обвитку ВН АТЗ знаходять за (6.7) S&8 = P8 − jQ8 = S&3 − S&4 = ( P3 − P4 ) − j( Q3 − Q4 ) =

= ( 180 − 302 ) − j( 112 − 187 ) = −122 + j75 МВ ⋅ А; S8 = 1222 + 75 2 = 135 МВ ⋅ А. Потужність АТЗ визначається згідно з виразами (6.8) і (6.9) СН → S9, S10, S11, S12 → SCН mах =112 МВ ⋅ А; ВН → S6, S7, S8 → SВН mах =498 МВ ⋅ А; НН → S4, S5 → SНН mах =355 МВ ⋅ А; Sрозр 1 = SВН mах=498 МВ ⋅ А; Sрозр 2 = SCН mах =112 МВ ⋅ А; U − U СН .АТЗ 500 − 220 k тип = ВН .АТЗ = = 0,56 ; U ВН .АТЗ 500 Sрозр 3 = SНН mах / ктип =355 / 0,56=684 МВ ⋅ А; Sрозр mах= Sрозр 3 = 684 МВ ⋅ А. Вибираємо три однофазні автотрансформатори типу 500 230 АОДЦТН-267000/ / , для них SАТ ном= 3 ⋅ 267 = 801 3 3 МВ ⋅ А ≥ Sрозр mах= 684 МВ ⋅ А. Перевіряємо можливість передачі потужності генератора через обвитки НН АТЗ. Згідно з [9] номінальна потужність обвитки НН автотрансформатора типу 500 230 АОДЦТН-267000/ / дорівнює Sнн АТЗ=3 ⋅ 120 = 360 МВ ⋅ А. 3 3

96

Повна потужність генератора, яка передається через обвитку НН АТЗ: S т.бл.max . =355 МВ ⋅ А < Sнн АТЗ= 360 МВ ⋅ А. Отже, автотрансформатори вибрано правильно. 3. Визначення річних втрат активної енергії в блочних трансформаторах та автотрансформаторах зв’язку Обчислюємо втрати енергії у блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку для двох варіантів схеми видачі потужності КЕС. Технічні дані трансформаторів наведено у табл. 6.5. У трансформаторі типу ТДЦ-400000-525/20 згідно з (5.17) 2

 355  ∆WT = 320 ( 8760 − 1007 ) + 800   5800 = .  400  = 6 ,1 ⋅ 106 кВт ⋅ год / рік T p.бл = 1007 год

[ таблиця

6.3] .

За Т Г .вст = 7270 год; τ = 5800 год [ рис. 5.5 ] У трансформаторі типу ТДЦ-400000-242/20 2

 355  ∆WТ = 280 ( 8760 − 1007 ) + 880   5800 =  400  = 6 ,2 ⋅ 106 кВт ⋅ год рік . У трансформаторі зв’язку типу АТДЦТН-500000-500/230 визначимо перетікання активної енергії через обвитку середньої напруги за рік згідно з (6.13) WATЗ CH = 320 ⋅ 7270 − 18 ⋅ 7270 − 180 ⋅ 7179 = = 903320 МВт ⋅ год piк ; TСН max =

903320 = 6230 год; τ = 4400 год; 145 2

 171  ∆WATЗ = 230 ( 8760 − 50 ) + 1050   4400 =  500  = 2,5 ⋅ 106 кВт ⋅ год рік; T p.ATЗ = 50 год;

[ табл. 6.2 ] . 97

98

АОДЦТН

267

500

400

ТДЦ (ТЦ)

АТДЦТН

400

ТДЦ (ТЦ)

Тип

SТ.ном МВ ⋅ А

230

3

3

230

–

–

СН

500

500

242

525

ВН

20

38,5

20

20

НН

Напруги обмоток, кВ

130

230

280

320

∆Pн.х

u к, %

420

1050

–

–

20

–

880

800

95

–

–

–

8,5

10,5

–

–

23

24

11

13

12,5

13

–

–

ВН-СН ВН-НН СН-НН ВН-СН ВН-НН СН-НН

∆Pк

Втрати, кВт

0,35

0,4

0,4

0,4

120

200

–

–

280

490

389

418

тис. грн.

Iнх, Sнн, Вар% МВ ⋅ А тість

Таблиця 6.5

В автотрансформаторі зв’язку типу 3×АОДЦТН-267000/

500

/

3 230

/20 з урахуванням того, що номінальна потужність НН дорівнює

3

3×120=360 МВ⋅А, згідно з (6.13)

W ATЗ BH = 903320 + ( 320 − 18 )7270 = 3098860 МВт ⋅ год piк ;

TBH max =

3098860 = 7308 год; τ = 5820 год; 424 2

 498  ∆W ATЗ = 3 ⋅ 130 ( 8760 − 3 ⋅ 50 ) + 3 ⋅ 95   5820 +  801  2

2

 171   355  +3 ⋅ 420   4400 + 3 ⋅ 20   5820 =  801   360  = 4,6 ⋅ 10 6 кВт ⋅ год piк . Загальні втрати енергії за першим варіантом схеми видачі потужності КЕС

∆WΣ 1 = 3 ⋅ 6 ,1 ⋅ 106 + 6 ,2 ⋅ 106 + 2,5 ⋅ 106 = = 27 ⋅ 106 МВт ⋅ год piк . Загальні втрати енергії за другим варіантом схеми видачі потужності КЕС

∆WΣ 2 = 2 ⋅ 6 ,1 ⋅ 10 6 + 6 ,2 ⋅ 10 6 + 4,6 ⋅ 10 6 = = 22,72 ⋅ 106 МВт ⋅ год piк .

4. Розрахунок збитків через ненадійність елементів структурної схеми Для розрахунку збитків необхідно знати табличні (довідникові) показники надійності. У табл. 6.6–6.7 за довідниковими даними [табл. 6.1–6.3], наведено табличні показники надійності елементів структурної схеми КЕС.

99

Таблиця 6.6 Обладнання Трансформатор 500 кВ, 400 МВА 220 кВ, 400 МВА Автотрансформатор однофазний 500 кВ, 3х267 МВА Вимикач масляний 15–20 кВ

ω, 1/рік

Тв, год µ, 1/рік Тр, год/рік

0,05 0,025

220 60

1,0 1,0

50 30

0,024 0,04

220 20

1,0 0,2

50 40

Таблиця 6.7 Обладнання

ω′, 1/ рік

Тв, год

n, 1/ агрегато − рік

Т ′р* , год

Енергоблок КЕС потужністю 320 МВт

8,26

45

16,0

1007

Перейдемо до показників надійності, зведених до календарного року, згідно з виразами (6.15)–(6.19) Tагрегато− рік. = 8760 − 1007 − 45 ⋅ 8,26 = 8343 год; 8,26 ⋅ 8760 = 8,67 1 / рік; 8343 8760 µ = ( 15 − 8,26 ) = 7,07 1 / рік; 8343 1007 = 149 год. Tр = 15 − 8,26 Коефіцієнт ремонтного стану енергоблока потужністю 320 МВт 8,67 ⋅ 45 + 7,07 ⋅ 149 qр = = 0,165. 8760 Користуючись табличними даними, знаходимо, що тривалість пуску блока Тпуск1 внаслідок відмови трансформатора блока 500 кВ з часом відновлення Т в.Т = 220 год (табл. 6.6) становить 5,7 год (табл. 6.4). Тоді збитки в разі відмови трансформатора блока, приєднаного до РП 500 кВ, за (6.21) 7270 Н бл = 0,15 ⋅ 320 ⋅ 0,05 ( 220 + 5,7 ) (1 − 0,165 ) = 8760 = 375,9 тис. грн. / рік. Збитки під час відмови трансформатора блока, приєднаного до РП 220 кВ ( Т в.Т = 60 год, Т пуск1 = 5 год ), за (6.21) ω=

Н бл = 0,15 ⋅ 320 ⋅ 0,025 ( 60 + 5 )

100

7270 (1 − 0,165 ) = 54,1 тис. грн./ рік. 8760

Час заміни фази автотрансформатора, яка відмовила внаслідок пошкодження, становить приблизно 10 год. Згідно з табл. 6.4 час пуску блока після заміни фази автотрансформатора становить 1,8 год. Тоді збитки під час відмови автотрансформатора і генераторного вимикача в блоці “генератор-автотрансформатор зв’язку” згідно з (6.24) 0,15 Н бл = {(7270 ⋅ 320 + 6230 ⋅ 145 ) × 8760

}

× 0,04 ⋅ 0,5 + 3 ⋅ 0,024 ( 10 + 1,8 )  + 7270 ⋅ 320 ⋅ 0,04 ( 20 + 4,5 ) × ( 1 − 0,165 ) = 93,25 тис. грн./ рік.

Збитки під час відмови автотрансформатора зв’язку згідно з (6.26) 6230 Н перет = 0,15 145 ⋅ 0,05 ⋅ 220 ( 1 − 0,165 ) = 8760 = 142,5 тис. грн./ рік. Сумарні збитки за першим варіантом Н1 = 54,1 + 3 ⋅ 375,9 + 142,5 = 1324,3 тис. грн./ рік. Сумарні збитки за другим варіантом Н 2 = 54,1 + 93,25 + 2 ⋅ 375,9 = 899,15 тис. грн./ рік. Під час аварійних вимкнень автотрансформаторів зв’язку в обох варіантах структурної схеми КЕС порушується зв’язок між РП. Блок, під’єднаний до РП 220 кВ, працює на навантаження системи С2. Технічний мінімум навантаження енергоблока становить 40 % (див. табл. 2.1) і в іменованих одиницях дорівнюватиме 320 ⋅ 40/100=128 МВт. Мінімальне навантаження системи С2 з урахуванням навантаження власних потреб блока становить 90+15=105 МВт, що є меншим за технічний мінімум навантаження блока. В такому випадку додатково доцільно розглянути, за аналогічною методикою, варіанти структурної схеми КЕС з двома автотрансформаторами зв’язку. 5. Визначення капіталовкладень, річних експлуатаційних видатків і зведених затрат Результати розрахунку капітальних витрат варіантів зведено у табл. 6.8 і 6.9. Капітальні витрати першого варіанта структурної схеми КЕС (табл. 6.8) К1 = 3 ⋅ 418 ⋅ 1,35 + 389 ⋅ 1,4 + 490 ⋅ 1,35 + 75,1 ⋅ 1,4 + 69,6 ⋅ 1,6 +

+4 ⋅ 350 + 3 ⋅ 85 + 12 = 4782 тис. грн. / рік.

101

Капітальні витрати другого варіанта структурної схеми КЕС (табл. 6.9) К 2 = 2 ⋅ 418 ⋅ 1,35 + 389 ⋅ 1,4 + 840 ⋅ 1,3 + 280 ⋅ 1,3 + 75,1 ⋅ 1,4 ⋅ 2 +

+3 ⋅ 350 + 4 ⋅ 85 + 40 = 4769 тис. грн./ рік. Таблиця 6.8 Обладнання

К-сть

Блочний трансформатор ТДЦ-400000-525 Блочний трансформатор ТДЦ-400000-242 Автотрансформатор АТДЦТН-500000-500 ПРТВП типу ТРДН-32000-230 ПРТВП типу ТРДНС-32000-35 Комірка вимикача ВРП 500 кВ Комірка вимикача ВРП 220 кВ Комірка вимикача ВРП 35 кВ

3 1 1 1 1 4 3 1

Вартість, тис. грн. 418,0 389,0 490,0 75,1 69,6 350,0 85,0 12,0

αрозр 1,35 1,4 1,35 1,4 1,6 – – –

Таблиця 6.9 Обладнання

К-сть

Блочний трансформатор ТДЦ-400000-525 Блочний трансформатор ТДЦ-400000-242 Автотрансформатор 3хАОДЦТН-267000-500 Резервна фаза АОДЦТН-267000-500 ПРТВП типу ТРДН-32000-230 Комірка вимикача ВРП 500 кВ Комірка вимикача ВРП 220 кВ Комірка вимикача 20 кВ

2 1 1 1 2 3 4 1

Вартість, тис. грн. 418,0 389,0 840,0 280,0 75,1 350,0 85,0 40,0

αрозр 1,35 1,4 1,3 1,3 1,4 – – –

Зведені затрати варіантів структурної схеми КЕС згідно з (6.28) становлять

Ззв1 = 0,204 ⋅ 4782 + 27 ⋅ 106 ⋅ 1,2 ⋅ 10 −5 + 1324,3 = = 2624 тис. грн./ рік; Ззв2 = 0,204 ⋅ 4769 + 22,72 ⋅ 106 ⋅ 1,2 ⋅ 10 −5 + 899,15 = = 2145 тис. грн./ рік. Різниця в зведених затратах варіантів ( 2624 − 2145 ) 100 = 22,3 % . ∆ 1− 2 = 2145 Вибирається другий варіант схеми видачі потужності КЕС як економічніший. 102

Розділ 7. ВИБІР СТРУКТУРНОЇ СХЕМИ ГЕС ГЕС, як правило, віддалені від центрів споживання і видають потужність в мережу однієї чи двох підвищених напруг [1, 2, 10]. Електричні схеми потужних ГЕС будують за блочним принципом з використанням одиничних, об’єднаних, укрупнених, подвійних блоків і АТ блоків. Одиничну потужність гідрогенераторів і потужність усієї ГЕС (ГАЕС) вибирають відповідно до місцевих умов: напору водосховища, сезонних і добових витрат води та інших чинників. Номінальна напруга РП підвищеної напруги визначається електричними мережами ЕЕС, в яких працюватиме ГЕС. Дуже часто вказані умови визначають встановлення на ГЕС великої кількості гідрогенераторів порівняно невеликої потужності. Під час роботи ГЕС на мережу 500 кВ для того, щоби скоротити кількість дорогих комірок РП ВН, підвищувальні трансформатори виконують з кількома обвитками генераторної напруги (рис. 7.1, а, б). Схема (рис. 7.1, в) використовується з потужнішими гідрогенераторами, схема (рис. 7.1, г) – з менш потужними. З потужними гідрогенераторами, якщо є ускладнення щодо транспортування і виготовлення потужних трансформаторів, застосовується схема (рис. 7.1, д). На малих ГЕС, за наявності навантаження місцевого району, може бути доцільним спорудження РП генераторної напруги. а

РП ВН

б

РП ВН

Рис. 7.1. Структурні схеми ГЕС

103

в

а

РП ВН

б

в

г

РП ВН

д

РП ВН

Рис. 7.1. Структурні схеми ГЕС (продовження)

104

Розділ 8. ВИБІР СТРУКТУРНОЇ СХЕМИ ПІДСТАНЦІЙ Структурні схеми районних підстанцій з двома (рис. 8.1, а) і трьома (рис. 8.1, б) напругами вибирають звичайно однозначно. За середньої напруги 35 кВ у схемі (рис. 8.1, б) замість автотрансформаторів використовують триобвиткові трансформатори. Cистема

Cистема

110-500 кВ

Nт

220-500 кВ

110-220 кВ

Nт Nт

Nт

6-10 кВ

6-10 кВ

а

б

Рис. 8.1. Структурні схеми районних підстанцій

Після вибору структурної схеми підстанції необхідно вибрати головну схему електричних з’єднань розподільних пристроїв підстанції, користуючись рекомендованими типовими схемами, наведеними в додатку 4.

105

ПРЕДМЕТНИЙ ПОКАЖЧИК А Автотрансформатори 26, 41, 42, 78, 95 Аналіз - графіків навантаження 9, 32, 50, 57 Б Блочна схема 25, 27 В Варіанти - структурних схем 47, 50, 57, 66, 69 Вибір - головної схеми 6 - номінальної потужності автотрансформатора 77 - типу електростанції 8 - структурної схеми 64 - схеми приєднання до системи 12 - електричних генераторів 22 Г Графік навантаження 8, 32, 35 Д Джерело живлення - власних потреб 29 Діапазон регулювальний 9 З Завдання на проектування 26, 65 Зведені затрати 47, 88 Збитки через ненадійність - елементів структурної схеми 44, 81 К Коефіцієнт - нерівномірності графіка навантаження 8

106

- теплофікації 20 - типової потужності 42, 77 М Маневровість електростанцій 9 Метод - таблично-логічний 84 Мережі - системоутворювальні 12 Н Надійність 81 О Область застосування - ліній різного класу напруг 14 П Параметр потоку відмов 46, 81 Показники надійності - розрахункові 85 - структурної схеми 45, 86, 87, 88 - табличні 46 Р Розподільні пристрої 25 С Структурна схема - ТЕЦ 26, 47 - КЕС(АЕС) 66 - ГЕС 103 Т Теплоелектроцентраль 13, 17, 25, 33, 45 Техніко-економічне порівняння 49 Ф Формула Ілларіонова 13

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 1. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. – М.: Энергоиздат, 1982. – 400 с. 2. Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. – Л.: Энергоатомиздат, 1985.– 312 с. 3. Баков Ю.В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ. – М.: Энергоатомиздат, 1991. –272 с. 4. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. – М., 1981. 5. Сегеда М.С. Електричні мережі та системи: Підручник. – 2-ге вид. – Львів: Вид-во Нац. ун-ту “Львівська політехніка”, 2009. – 488 с. 6. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с. 7. Пургин Н.Я. Инженерное оборудование тепловых электростанций и монтажные работы. – М.: Высшая школа, 1979. – 416 с. 8. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. – М.: Высшая школа, 1984. – 304 с. 9. Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. 10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М., Энергоатомиздат, 1989. 11. ГОСТ 14209-85 “Допустимі навантаження силових масляних трансформаторів загального призначення”. – М., 1985. 12. Балаков Ю.Н., Шевченко А.Т., Шунтов А.В. Надежность схем выдачи мощности электростанций. – М.: Издательство МЭИ, 1993. – 128 с. 13. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 240 с. 14. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. – М.: Энергия, 1977. – 288 с. 15. Справочник по проектированию электрических сетей. – М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.

107

ДОДАТКИ Додаток 1 Таблиця 1.1 № з/п 1

Основні умовні позначення в електричних схемах Вид елемента Код Графічне позначення 2 3 4

1

Генератор

G (M)

2

Синхронний компенсатор Машина постійного струму Трансформатор:

G (С)

3 4

~ ~

12 мм

12 мм

G (M)

12 мм

Т

– двообвитковий

10 мм

– триобвитковий

10 мм

– з розщепленою обвиткою НН

10 мм

5

Автотрансформатор

10 мм

6

Реактор: – одинарний

10 мм

– здвоєний Трансформатор струму

8

Трансформатор напруги

9

Вимикач

10

Автоматичний вимикач

11

108

Рубильник

6 мм

ТА

8 мм

Q

8

7

10 мм

30o

10

6

QS

30o

6

1

2

12

Роз’єднувач

QN QR

6

30o 6

30o

14

Відокремлювач

15

Роз’ємне з’єднання

16

Розрядник вентильний чи магнетовентильний

FV

4

Короткозамикач

QS

Продовження табл. 1.1 4 30o

17

Обмежувач перенапруг

FV

4

13

3

18

Запобіжник

F

6

90 o 2

10

4

10

10

19

Корпус 5÷10 90°

20

Заземлення C

22

Котушка індуктивності Елемент гальванічний чи акумулятор

L

23

1,5 r =(1,5÷4) мм

G VD

60°

8

Конденсатор

4

21

8

5÷10

1

Діод

25

Шина

2,5÷5мм

26

Вимірювальні прилади: – показувальні

10 мм 10 10 14

– інтегрувальні

4

10

– реєструвальні

5

24

10

109

Додаток 2

Генератори

Турбогенератори Турбогенератор ......................................................................................Т Охолодження газове ..............................................................................Г водневе .......................................................................... В водяне ............................................................................ В форсоване .....................................................................Ф Потужність, МВт Кількість полюсів

Гідрогенератори Синхронний генератор ......................................................................... С Виконання горизонтальне .....................................................................Г вертикальне ........................................................................ В Капсульний ............................................................................................ К Оборотний ............................................................................................. О Охолодження водяне ............................................................................ В форсоване .......................................................................Ф Зовнішній діаметр, довжина активної сталі, см Кількість полюсів

110

111

0,8 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 0,9 0,9

100 160 200 200 220 300 320 500 500 500 500 800 1000 1000 1200

ТВФ-100-2 ТВВ-160-2 ТГВ-200М ТВВ-200-2а ТВВ-220-2 ТГВ-300 ТВВ-320-2 ТГВ-500 ТГВ-500-4 ТВМ-500 ТВВ-500-2Е ТВВ-800-2 ТВВ-1000-2 ТВВ-1000-4 ТВВ-1200-2

75 102 124 124 137 186 198 310 310 310 310 384 475 475 570

47

0,64 0,537 (0,544) 0,563 0,475 0,572 0,512 0,46 0,505 0,624 0,428 0,494 0,443 0,5 0,47 0,4 0,46 0,448

ОКЗ

13 13 25 21,1 21,1 31 29,8 36 190 36,5 38,6 56 56 245 –

9,7

8,85

4,9 8,7 (6,1) 6,5 5 6,8 7 6,4 7 5,9 6,3 6,9 6,6 8,1 9,3 9,6 8,8 8,5

GD2, ТМ2 Td 0 , с

Таблиця 2.1

6. x0 – реактивний опір нульової послідовності.

поздовжній синхронний реактивний опір; 4. xσ – реактивний опір розсіювання; 5. x2 – реактивний опір зворотної послідовності;

Примітки: 1. x′′d – поздовжній надперехідний реактивний опір; 2. x′d – поздовжній перехідний реактивний опір; 3. xd –

0,8

63

Q, Р, cos ϕ Мвар МВт 60 0,8 45

ТВФ–63-2

ТВФ–60-2

Тип

Основні технічні характеристики турбогенераторів Uном, ККД, % xd′′ , % xd′ , % xd , % xσ , % x2 , % x0 , % кВ 10,5;6,3 98,5 19,5 28 161 12,1 23,8 9,2 13,9 22,4 220 10,5 (6,3) 98,3 12,1 22 (17) 9,2 (18) (27,5) (192) 10,5 98,4 19,1 27,8 192 16,7 23,4 9,73 18 98,5 22,1 32,9 230 16,7 26,9 11,5 15,75 98,0 20,4 31 186,2 16,7 24,9 11,5 15,75 98,6 18 27,2 210,6 15,6 22 10 15,75 98,6 20 29 197 20 24 9 20 98,7 19,5 30 219,5 17 23,8 9,6 20 98,7 17,3 25,8 169,8 17 21,1 9 20 98,7 24,3 37,3 241,3 21,75 29,6 14,6 20 98,6 26,8 39,8 215,8 26,8 32,7 13 36,75 98,8 27,3 38 243 26,8 33 13 20 98,75 22,2 31,8 231 26,8 27,4 12,5 24 98,75 21,9 30,7 233 21,9 26,7 11,7 24 98,75 26,9 38,2 282 26,9 32,8 14,2 24 98,7 31,8 45,2 235 31,8 38,8 15,8 24 98,8 24,8 35,8 242 – 30,2 15,2

Таблиця 2.2 Основні технічні характеристики асинхронних генераторів Назва параметра, Од. Тип генератора характеристики вимір. АСТГ-200 ТЗВА-110 ТЗВА-200* ТЗВА-320* Потужність МВт 200 110 220 320 Номінальна напрукВ 15,75 10,5 15,75 20,0 га статора Коефіцієнт потужності під час вида– 0,85 0,85 0,85 0,85 чі реактивної потужності з використанням реак– 0,85 0,85 0,85 0,85 тивної потужності Струм статора А 9470 7560 9490 10870 Частота обертання об/хв 3000 3000 3000 3000 Максимальна реактивна потуж124 68 136 186 ність, що викорисМвар товується за Р=Рном 235 129 259 353 за Р=0 Максимальне навантаження в триМВт 150 84 174 228 валому асинхрон(180) (98) (192) (269) ному режимі (з ви- (Мвар) користанням реактивної потужності) * Розробляється

112

113

3 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,9

2

57,2 82,5 1550 294 353

52,4 55 55 57 57,2 57,2 63 67 117,7 75 72,5 75 77 90

1

ВГС–1525/135–120 ВГС–1260/147–68 ВГС–1260/200–60 ВГС–930/233–30 ВГСВФ–940/235–30

СВ–375/195–12 СВ–430/210–14 СВ–1250/170–96 СВ–660/165–32 СВ–1340/140–96 СВН(СВКК,СВКС)–1340/150–96 СВ–780/137–32 СВ–640/170–24 СВ–1130/140–48 СВ– 850/190–48 СВ–850/190–48 СВБ–750/211–40 СВВ–780/190–32 СВ–850/190–40

cos ϕ

Р, МВт

Тип

39,2 41,3 41,3 42,7 43,0 43,0 39,4 41,5 88,5 46,9 45,0 46,9 48,2 43,2

35,8 52,3 93,0 182,0 219,0

4

10,5 10,5 13,8 10,5 13,8 13,8 10,5 13,8 13,8 13,8 16,5 13,8 13,8 16,5

10,5 13,8 15,75 15,75 15,75

5

xd′′ , %

6 7 Серія ВГС 97,2 29,0 97,5 21,0 97,6 25,0 98,25 19,0 98,2 24,0 Серія СВ 97,4 16,0 97,559 18,0 97,3 33,0 97,5 19,0 96,7 21,0 96,88 21,0 97,95 17,0 97,62 20,0 98 21,0 97,55 23,0 97,5 23,0 97,85 23,0 97,66 15,0 98,0 19,0

Q, Uном, ККД, % Мвар кВ

28,0 28,0 33,0 29,0 29,0 29,0 26,0 27,0 26,0 28,0 32,0 28,0 24,0 27,0

34,0 28,0 35,0 33,0 38,0

8

xd′ , %

130 114 77,0 104 63,0 63,0 88,0 107 91,0 91,0 87,0 91,0 85,0 87,0

66 76 102 147 131

9

xd , %

– – – – 12,1 12,1 10,4 – – – – 15,6 9,6 –

17,5 14,0 16,0 12,4 –

10

xσ , %

11,5 – – – –

12

2 ТМ

14

GD2,

4000 825 – 4500 51700 73000 – 4000 7250 – 14080 – 9500 16000

1,78 73000 1,47 37000 1,10 58000 0,75 – 0,8 –

13

x0 , ОКЗ %

– – 0,86 19,0 – 1,01 – – – 20,1 – 1,12 21,2 8,0 1,78 – – 1,63 – – – – – 1,03 22 10 – – – – 23,1 11,0 1,30 – – – – – – 19,8 9,1 1,52

– – – 20 25

11

x2 , %

Основні технічні характеристики гідрогенераторів потужністю 50 МВт і більше

– 428 – 188 62 50 – 250 125 – 125 – 188 150

50 88,2 100 200 200

– 5,45 – 5,80 4,33 3,81 – – – – 6,75 – – 6,48

3,81 5,0 8,2 – –

Часто- T , та об., d 0 с 1/хв 15 16

Таблиця 2.3

114

20 45

СГКВ-480/115-64 СГВК-720/140-80

40 200

4 48,0 62,5 68,0 56 72,0 82,0 140 162 187

5 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 15,75 15,75 15,75 15,75

6 7 8 98,2 26,0 37,0 97,5 21,0 29,0 98,29 24,0 34,0 97,6 15,0 20,0 98,07 17,0 28,0 98,3 26,0 37,0 97,44 24,0 35,0 98,15 28,8 42,0 98,4 20,0 33,0 Серія СВФ 0,8 96,0 13,8 96,3 40,0 57,0 0,85 183 15,75 98,2 24,0 37,0 0,85 310 15,75 98,25 30,0 42,0 0,9 315 15,75 98,3 29,5 43,0 Капсульні гідрогенератори 1,0 0 3,15 96,3 45,0 57,0 0,98 5,0 6,3 97,0 39,0 76,0 Зворотні гідрогенератори 0,73/0, 35/19 10,5 96,9 22,0 33,0 91 19,2 10,0 97,4 24,0 37,0 0,9 0,85 124 15,75 98,4 32,0 45,0

3 0,9 0,85 0,85 0,9 0,9 0,9 0,85 0,85 0,85

114 142

103

194 106

175 134 158 158

9 97,0 65,0 93,0 52,0 100 110 107 165 130

11 26,2 21,7 – 15 16,5 28,0 24,4 27,0 20,0

12 12,0 8,9 – – 5,1 10,0 13,6 10,0 40,0

13 1,10 1,75 – – 1,12 0,97 1,04 0,64 –

14 16000 88000 – 25000 18000 82000 57200 8000 43000 68,2 187,5 71,5 125 250 165,7

15 180 –

– –

–

– –

– 33

–

– –

24,0 12,0

22,0

– –

– 0,8

–

0,58 0,68

– 32000

–

– 3000

– 150

–

93,8 75

40,9 12,5 0,62 110000 68,2 136 – – – – – – 30,7 8,4 0,67 187000 93,8 – 30,5 15,0 0,66 102000 142,8

10 17,2 – 16,0 – – – 16,4 17,8 –

5,75 12,8

5,75

– –

3,44 – 5,10 5,10

16 7,6 5,02 – – – 6,5 9,5 8,8 5,1

послідовності; 6. x0 – реактивний опір нульової послідовності.

3. xd – поздовжній синхронний реактивний опір; 4. xσ – реактивний опір розсіювання; 5. x2 – реактивний опір зворотної

Примітки: 1. x′′d – поздовжній надперехідний реактивний опір; 2. x′d – поздовжній перехідний реактивний опір;

В ГДС-1005/245-40

33,4

128 300 500 640

СВФ-1500/130-88 СВФ-990/230-36 СВФ-1690/175-64 СВФ-128/275-42

СВО-733/130-36

2 100 100 108,5 127,8 150 171 225 260 300

1 СВ–850/190–40 СВ–1500/170–96 СВ–1225/130–56 СВ–1500/200–88 СВ-855/235-32 СВ-1500/175-84 СВ-1190/250-48 СВ-712/227-24 СВ-110/250-36

Продовження табл. 2.3

Додаток 3

Трансформатори Позначення типів трансформаторів Автотрансформатор .............................................................................. А Кількість фаз: трифазний ...................................................................................Т однофазний ................................................................................ О З розщепленою обвиткою ..................................................................... Р Охолодження: природне повітряне ................................................................... С природне масляне .....................................................................М масляне з дуттям ....................................................................... Д масляне з дуттям і з примусовою циркуляцією масла .........ДП масляно-водяне з природною циркуляцією масла .............. MB з природною циркуляцією масла масляно-водяне с примусовою циркуляцією масла ......... МВЦ Триобвитковий........................................................................................Т Вид перемикання відгалужень: виконання однієї з обвиток із пристроєм регулювання під навантаженням (РПН) ................................. Н те саме з автоматичним РПН ................................................ АН Особливість виконання: грозостійке ..................................................................................Г захищене ..................................................................................... 3 удосконалене ............................................................................. У Для електрифікації залізниць ........................................................ Ж(Є) Для власних потреб електростанцій .................................................... С Номінальна потужність, кВ⋅А Клас напруги обвиток ВН (для автотрансформаторів з обвиткою СН 110 кВ і вище – також клас напруги обмотки СН), кВ

115

116

0,1 0,16 0,25 0,4 0,63 1 1,6 2,5 4,0 6,3 10 10 10 16 16 25 32 40 63

±2×1,5 % ±2×1,5 % ±2×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±6×1,5 % ±2×2,5 % ±9×1,3 % ±8×1,5 % ±2×2,5 % ±8×1,5 % ±8×1,5 % ±8×1,5 % ±8×1,5 % ±8×1,5 %

Границі Sном, регулюМВ⋅А вання

Каталогові дані uк, Uном обвиток, кВ ∆Рк, % кВт ВН НН 35 0,4 6,5 1,9 35 0,4; 0,69 6,5 2,6; 3,1 35 0,4; 0,69 6,5 3,7; 4,2 35 0,4; 0,69 6,5 7,6; 8,5 35 0,4; 0,69; 6,3; 11 6,5 11,6; 12,2 35 0,4; 0,69; 6,3; 11 6,5 16,5; 18 35 6,3; 11 6,5 23,5; 26 35 6,3; 11 6,5 23,5; 26 35 6,3; 11 7,5 33,5 35 6,3; 11 7,5 46,5 38,5 6,3; 10,5 7,5 65 36,75 6,3; 10,5 7,5 65 36,75 6,3; 10,5 8,0 60 38,5 6,3; 10,5 8,0 90 36,75 6,3–6,3; 10,5–10,5 10 85 36,75 6,3–6,3; 10,5–10,5 9,5 115 36,75 6,3–6,3; 10,5–10,5 11,5 145 36,75 6,3–6,3; 10,5–10,5 11,5 170 36,75 6,3–6,3; 10,5–10,5 11,5 250 ∆Рн.х кВт 0,5 0,7 1,0 1,9 2,7 3,6 5,1 5,1 6,7 9,2 14,5 14,5 12,5 21 18 25 30 36 50 2,6 2,4 2,3 2,0 1,5 1,4 1,1 1,1 1,0 0,9 0,8 0,8 0,6 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,3

Iн.х, % 796 498 318 126 79,6 49,8 49,2 31,9 23 14,6 11,1 10,1 10,8 7,4 8,4 5,1 4,8 3,9 2,5

2,6 3,8 5,7 12,6 15 22,1 17,6 27,5 40 56,7 80 80 60 79,6 88 125 144 160 220

Розрахункові дані rT, xT, ∆Qн.х, Ом Ом квар 241 127; 148 72; 82 23,5; 26,2 14,9; 14,2 7,9; 8,6 11,2; 12,4 4,6; 5,1 2,6 1,4 0,96 0,88 0,81 0,52 0,45 0,25 0,19 0,14 0,1

Примітки: 1. Регулювання напруги здійснюється на стороні ВН шляхом РПН чи ПБЗ. 2. Трансформатори типу ТМ, вказані в дужках, мають ПБЗ ±2×2,5% на стороні ВН.

ТМ-100/35 ТМ-160/35 ТМ-250/35 ТМН(ТМ)-400/35 ТМН(ТМ)-630/35 ТМН(ТМ)-1000/35 ТМН(ТМ)-1600/35 ТМН(ТМ)-2500/35 ТМН(ТМ)-4000/35 ТМН(ТМ)-6300/35 ТД-10000/35 ТМН-10000/35 ТДНС-10000/35 ТД-16000/35 ТДНС-16000/35 ТРДНС-25000/35 ТРДНС-32000/35 ТРДНС-40000/35 ТРДНС-63000/35

Тип

Трифазні двообвиткові трансформатори 35 кВ

Таблиця 3.1

117

121 115

± 9×1,78 % ± 2×2,5 %

± 9×1,78 %

± 9×1,78 %

± 9×1,78 %

± 2×2,5 %

± 9×1,78 %

± 2×2,5 % ± 9×1,78 % ± 2×2,5 % ± 2×2,5 % ± 2×2,5 %

25 40

40

63

63

80

80

125 125 200 250 400

ТРДН-40000/110

ТРДЦН-63000/110 (ТРДН)

ТРДЦНК-63000/110

ТДЦ-80000/110 ТРДЦН-80000/110 (ТРДЦНК), (ТРДН) ТДЦ-125000/110 ТРДЦН-125000/110 ТДЦ-200000/110 ТДЦ-250000/110 ТДЦ-400000/110

6,6; 11 6,6; 11 6,5; 11; 34,5 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5; 27,5 3,15; 6,3; 10,5 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5; 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5; 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5; 6,3; 10,5; 13,8 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5; 10,5; 13,8 10,5/10,5 13,8; 15,75 15,75 20

6,6; 11

10,5 10,5 10,5 10,5 10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5 10,5

10,5

10,5 10,5 10,5

10,5

uк, %

400 400 550 640 900

310

310

245

260

172

120 160

120

44 60 85

22

∆Рк, кВт

Каталогові дані

120 100 170 200 320

70

70

59

59

36

30 50

27

11,5 14 19

5,5

∆Рн.х, кВт

0,55 0,55 0,5 0,5 0,45

0,6

0,6

0,6

0,6

0,65

0,7 0,65

0,7

0,8 0,7 0,7

1,5

Iн.х, %

0,37 0,4 0,2 0,15 0,08

0,6

0,71

0,8

0,87

1,4

2,5 1,46

2,54

14,7 7,95 4,38

42,6

rT, Ом

12,3 11,1 7,7 6,1 3,8

17,4

19,2

22

22

34,7

55,5 38,4

55,9

220,4 139 86,7

508,2

687,5 687,5 1000 1250 1800

480

480

378

410

260

175 260

175

50,4 70 112

37,5

xT, Ом ∆Qн.х, квар

Розрахункові дані

Таблиця 3.2

Примітки: 1. Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН в нейтралі, за винятком трансформатора типу ТМН-2500/110 з РПН з боку НН і ТД з ПБЗ з боку ВН. 2. Трансформатори типу ТРДН можуть виготовлятися також з нерозщепленою обвиткою НН 38,5 кВ, трансформатор 25 МВ⋅А – з 27,5 кВ (для електрифікації залізниць).

121 115 121 121 121

115

115

115

115 121

115

± 9×1,78 %

115 115 115

110

Uном обвиток, кВ ВН НН

25

6,3 10 16

+ 10×1,5 % − 8×1,5 % ± 9×1,78 % ± 9×1,78 % ± 9×1,78 %

регулювання

ТМН-6300/110 ТДН-10000/110 ТДН-16000/110 ТРДН-25000/110 (ТРДНФ-25000/110) ТДНЖ-25000/110 ТД-40000/110

2,5

Sном , МВ⋅А

ТМН-2500/110

Тип

Трифазні двообвиткові трансформатори 110 кВ

118 115

80

38,5

390

ТДТН-80000/110* (ТДЦТН, ТДЦТНК)

82

14 17 23 31 42 43 63 56 0,6

1,2 1,1 1,0 0,7 0,9 0,6 0,8 0,7 0,4

6,6; 11

0,4

rT, Ом СН 9,7 5 2,6 1,5 1,5 0,8 0,9 0,5

6,6; 11

6,6; 11; 27,5 6,6; 11

0,4

НН 9,7 5 2,6 1,5 1,5 0,8 0,9 0,5

ВН 225,7 142,2 88,9 56,9 57 35,5 35,5 22,0 18,6 (21,7)

Розрахункові дані

11 (17)

10,5 (17) 10,5

10,5 (17)

ВН-СН 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 (17)

Каталогові дані

0 (10,7)

xT, Ом СН 0 0 0 0 0 (33) 0 (22,3) 0 (20,7) 0

7 (6,5)

6 6,5

6

СН-НН 6 6 6 6,5 6

11,9 (0)

НН 131,2 82,7 52 35,7 33 (0) 22,3 (0) 20,7 (0) 13,6

480

75,6 110 160 175 225 240 320 441

∆Qн.х, квар

Продовження табл. 3.3

18,5 (10,5)

17 (10,5) 17

17 (10,5)

uк, % ВН-НН 17 17 17 17,5 17 (10,5)

Таблиця 3.3

* За xT обвитки СН, що дорівнює нулю, обвитка НН виготовляється з U ном, яка дорівнює 6,3 чи 10,5 кВ. Примітка: Усі трансформатори мають РПН±9×1,78 % в нейтралі ВН, за винятком трансформатора ТНДТЖ-40000 з РПН±8×1,5 % на ВН. Трансформатори ТДТН – 10000, 16000, 25000, 40000, 63000/110 мають також ПБЗ з боку 34,5 і 38,5 кВ ±2×2,5 %

58 76 100 140 140 200 200 290

ВН 9,7 5 2,6 1,5 1,5 0,8 0,9 0,5

27,5; 35,5 11; 34,5; 38,5

11; 22; 34,5; 38,5

∆Рк, кВт ∆Рн.х, кВт Iн.х, %

ТМТН-6300/110 ТДТН-10000/110 ТДТН-16000/110* ТДТН-25000/110 ТДТНЖ-25000/110 ТДТН-40000/110* ТДТНЖ-40000/110 ТДТН-63000/110* (ТДЦТН, ТДТНМ)

Тип

115 115

40 63

ТДТНЖ-40000/110 ТДТН-63000/110* (ТДЦТН, ТДТНМ) ТДТН-80000/110* (ТДЦТН, ТДЦТНК)

Uном обвиток, кВ СН НН 38,5 6,6; 11 11,5; 22; 34,5; 38,5 6,6; 11 22; 34,5; 38,5 6,6; 11 11; 22; 34,5; 38,5 6,6; 11 38,5; 27,5 6,6; 11; 27,5

Каталогові дані

115

40

ТДТН-40000/110*

ВН 115 115 115 115 115

6,3 10 16 25 25

Sном, , МВ⋅А

ТМТН-6300/110 ТДТН-10000/110 ТДТН-16000/110* ТДТН-25000/110 ТДТНЖ-25000/110

Тип

Трифазні триобвиткові трансформатори 110 кВ

119

32

63

200

ТРДН-32000/150

ТРДН -63000/150

ТЦ-250000/150, ТДЦ-250000/150

–

± 8×1,5 %

± 8×1,5 %

Границі регулювання ± 8×1,5 %

165

10,5; 13,8; 15,75

Uном обвиток, кВ ВН НН 158 6,6; 11 6,3/6,3; 6,3/10,5; 158 10,5/10,5 6,3/6,3; 6,3/10,5; 158 10,5/10,5 640

235

10,5 11

145

10,5

Каталогові дані u к, ∆Рк, % кВт 11 85

190

59

35

∆Рн.х, кВт 21

0,5

0,65

0,7

Iн.х, % 0,8

0,3

1,48

3,54

12

41,6

82

1250

410

224

Розрахункові дані r T, x T, ∆Qн.х, Ом Ом квар 8,3 172 128

Таблиця 3.4

ТДТН-16000/150 ТДТН-25000/150 ТДТНЖ-25000/150 ТДТН-40000/150 ТДТН-63000/150 АТДТНГ-100000/150

Тип

16 25 25 40 63 100

Sном, МВ⋅А

Границі регулювання ± 8×1,5 % ± 8×1,5 % ± 8×1,5 % ± 8×1,5 % ± 8×1,5 % ± 4×2,5 % ВН 158 158 158 158 158 158

Каталогові дані Uном обвиток, кВ СН НН ВН-СН 38,5 6,6; 11 10,5 38,5 6,6; 11 10,5 27,5; 38,5 6,6; 11; 27,5 18 38,5 6,6; 11 10,5 38,5 6,6; 11 10,5 115 6,6 5,3

Трифазні триобвиткові трансформатори та автотрансформатори 150 кВ u к, % ВН-НН 18 18 10,5 18 18 15

СН-НН 6 6 6 6 6 15

Таблиця 3.5

Примітка: Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН у нейтралі ВН (трансформатори 16–63 МВ⋅А) чи ПБЗ (трансформатор 250 МВ⋅А).

16

Sном, МВ⋅А

ТДН-16000/150

Тип

Трифазні двообвиткові трансформатори 150 кВ

120

В-С 96 145 145 185 285 310

Ін.х, % 1,0 0,9 0,9 0,8 0,7 1,5 ВН 4,7 2,9 2,9 1,45 0,9 0,54

rT, Ом СН 4,7 2,9 2,9 1,45 0,9 0,2 НН 4,7 2,9 2,9 1,45 0,9 14,2

ВН 176 112,5 112,5 70 44,7 6,6

Розрахункові дані xT, Ом СН 0 0 0 0 0 6,6 НН 103,5 67,5 67,4 42,2 26,8 30,9

160 225 225 320 431 1500

∆Qн.х, квар

Продовження табл. 3.5

40 63 80 100 125 160 200 250 400 630 1000

ТРДН-40000/220 ТРДЦН-63000/220 (ТРДН) ТДЦ-80000/220 ТРДЦН-100000/220 ТДЦ-125000/220 ТРДЦН-160000/220 ТДЦ-200000/220 ТЦ-250000/220 ТДЦ-400000/220 ТДЦ-630000/220 ТДЦ-1000000/220

Границі регулювання ± 8×1,5 % ± 8×1,5 % ± 2×2,5 % ± 8×1,5 % ± 2×2,5 % ±8×1,5% ±2×2,5% – – – –

Каталогові дані Uном обвиток, кВ u к, % ВН НН 230 6,6/6,6; 11/11 12 230 6,6/6,6; 11/11; 12 242 6,3; 10,5; 13,8 11 230 11/11; 38,5 12 242 10,5; 13,8 11 230 11/11; 38,5 12 242 13,8; 15,75; 18 11 242 13,8; 15,75 11 242 13,8; 15,75; 20 11 242 15,75; 20 12,5 242 24 11,5 ∆Рк, кВт 170 300 320 360 380 525 580 650 880 1300 2200

∆Рн.х, кВт 50 82 105 115 135 167 200 240 330 380 480

Iн.х, % 0,9 0,8 0,6 0,7 0,5 0,6 0,45 0,45 0,4 0,35 0,35

Розрахункові дані rT, xT, ∆Qн.х, Ом Ом квар 5,6 158,7 360 3,9 100,7 504 2,9 80,5 480 1,9 63,5 700 1,4 51,5 625 1,08 39,7 960 0,77 32,2 900 0,6 25,7 1125 0,29 16,1 1600 0,2 11,6 2205 0,2 6,7 3500

Таблиця 3.6

Примітки: 1. Регулювання напруги здійснюється в нейтралі ВН. 2. Трансформатори з розщепленою обвиткою можуть виготовлятись також з нерозщепленою обвиткою НН на 38,5 кВ.

Sном, МВ⋅А

Тип

Трифазні двообвиткові трансформатори 220 кВ

Примітки: 1. Для автотрансформаторів потужність обвитки НН дорівнює 20 % номінальної. 2. Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН у нейтралі ВН чи (для автотрансформатора 100 МВ⋅А) на боці СН.

ТДТН-16000/150 ТДТН-25000/150 ТДТНЖ-25000/150 ТДТН-40000/150 ТДТН-63000/150 АТДТНГ-100000/150

Тип

Каталогові дані ∆Рк, кВт ∆Рн.х, кВт В-Н С-Н – – 25 – – 34 – – 34 – – 53 – – 67 235 230 75

121

230 230

± 6×2 % ± 6×2 %

200 250

0,5 0,5

0,5

Iн.х, % 1,2 1,2 1,1 1,1 0,5

ВН 5,7 5,7 3,6 3,9 1,4 0,5 0,55 0,3 0,2

СН-НН 6,5 6,5 9,5 9,5 21,9 19 28 20 20,8

Розрахункові дані rT, Ом xT, Ом СН НН ВН СН 5,7 5,7 275 0 5,7 5,7 275 0 3,6 3,6 165 0 3,9 3,9 165 0 1,4 2,8 104 0 0,5 48,6 1,0 0 0,48 3,2 59,2 0,3 0,6 30,4 0 0,2 0,4 25,5 0

НН 148 148 125 125 195,6 82,5 131 54,2 45,1

1000 1250

625

300 300 440 440 315

∆Qн.х, квар

Продовження табл. 3.7

uк, % ВН-НН 20 20 22 22 35,7 31 45 32 33,4

Таблиця 3.7

Примітки: 1. Для автотрансформаторів потужність обвитки НН дорівнює 50 % номінальної. 2. Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН у нейтралі ВН (± 8×1,5 %; ± 12×1 %) чи з боку СН (± 6×2 %).

В-С 135 135 220 240 215 290 305 430 520

230

± 6×2 %

125

25 25 40 40 63

Каталогові дані Uном обвиток, кВ СН НН ВН-СН 38,5 6,6; 11 12,5 27,5; 38,5 6,6; 11; 27,5 12,5 38,5 6,6; 11 12,5 27,5; 38,5 6,6; 11; 27,5 12,5 121 6,6; 11; 27,5; 38,5 11 11 121 6,6; 11; 38,5 11 121 6,6; 11; 15,75; 38,5 11 121 10,5; 38,5 11,5

Каталогові дані ∆Рк, кВт ∆Рн.х, В-Н С-Н кВт – – 50 – – 50 – – 55 – – 66 – – 45 85 – – 65 – – 125 – – 145

ВН 230 230 230 230 230

Границі регулювання ± 12×1 % ± 8×1,5 % ± 12×1 % ± 8×1,5 % ± 6×2 %

Sном, МВ⋅А

ТДТН-25000/220 ТДТНЖ-25000/220 ТДТН-40000/220 ТДТНЖ-40000/220 АТДЦТН-63000/220/110 АТДЦТН-125000/220/110 (в знаменнику – випуск після 1985 р.) АТДЦТН-200000/220/110 АТДЦТН-250000/220/110

Тип

ТДТН-25000/220 ТДТНЖ-25000/220 ТДТН-40000/220 ТДТНЖ-40000/220 АТДЦТН-63000/220/110 АТДЦТН-125000/220/110 (в знаменнику – випуск після 1985 р.) АТДЦТН-200000/220/110 АТДЦТН-250000/220/110

Тип

Трифазні триобвиткові трансформатори 220 кВ

122

Границі регулювання

±8×1,5%

±8×1,5%

– – –

–

– – –

Sном, МВ⋅А

40

63

125 200 250

400

630 1000 1250

ТРДНС-40000/330

ТРДЦН-63000/330

ТДЦ-125000/330 ТДЦ-200000/330 ТДЦ-250000/330 ТЦС-400000/330, ТДЦ-400000/330 ТЦ-630000/330 ТЦ-1000000/330 ТЦ-1250000/330

Тип

347 347 347

347 15,75; 20; 24; 24 24

15,75; 20

Uном обвиток, кВ ВН НН 6,3/6,3; 6,3/10,5; 330 10,5/10,5 6,3/6,3; 6,3/10,5; 330 10,5/10,5 347 10,5; 13,8 347 13,8; 15,75; 18 347 13,8; 15,75

11 11,5 14

11

11 11 11

11

11

1300 2200 2300

810

360 560 605

265

180

Каталогові дані uк, ∆Рк, % кВт

405 480 750

365

145 220 240

120

80

∆Рн.х, кВт

0,35 0,4 0,75

0,4

0,5 0,45 0,45

0,7

1,4

Iн.х, %

0,4 0,26 0,2

0,6

2,78 1,68 1,2

7,3

12,3

21 13,2 10,6

33

106 66,2 52,9

190

299

2205 4000 5375

1600

625 900 1125

441

560

Розрахункові дані rT, xT, ∆Qн.х, Ом Ом квар

Трифазні двообвиткові трансформатори та автотрансформатори 330 кВ

Таблиця 3.8

123

330 330 3

Iн.х, % 0,5 0,5 0,5 0,5 0,3 0,15

400 133

∆Рн.х, кВт 115 180 165

130

180 55

АТДЦН-400000/330/150 АОДЦТН-133000/330/220

Тип

АТДЦТН-125000/330/110 АТДЦТН-200000/330/110 АТДЦТН-250000/330/150

АТДЦТН-240000/330/220

АТДЦН-400000/330/150 АОДЦТН-133000/330/220

ВН 1,3 0,8 1,07 0,4 0,53 0,51 0,62

Каталогові дані

– 230 3

242

rT, Ом СН 1,3 0,8 0,08 0,4 0,53 – 0

165 10,5; 38,5

11; 38,5

Uном обвиток, кВ СН НН 115 6,3; 10,5; 15,75; 38,5 115 6,6; 10,5; 38,5 158 10,5; 38,5

НН 2,6 2,0 4,3 7,3 7,2 0,51 3,5

ВН 91,5 58,5 49 39,2 59,2 – 28,7

Каталогові дані uк, % ВН-СН ВН-НН 10 35 10 34 10,5 54 7,3 70 9,6 74 – 11,3 9 60,4 750 125

260

– 105

250

∆Рк, кВт ВН-НН СН-НН – – – – 490 400

1200 599

1200

∆Qн.х, квар 625 1000 1250

Продовження табл. 3.9

ВН-СН 370 600 660 430 560 – 280

Розрахункові дані xT, Ом СН НН 0 213,4 0 126,6 0 186,2 278,4 0 312,1 0 30,8 0 136,5

– 48,5

60

СН-НН 24 22,5 42

Таблиця 3.9

Примітки: 1. Для автотрансформаторів потужність обвитки НН становить 50 % номінальної, за винятком автотрансформаторів потужністю 200 і 250, 240 і 133 МВ⋅А, для яких вона становить 40 і 25 % номінальної відповідно. 2. Регулювання напруги здійснюється з боку СН за рахунок РПН ±6×2 %, за винятком автотрансформатора потужністю 240 МВ⋅А, який регулювання не має. 3. З 2004 р. випускаються трансформатори напругою 330 кВ і вище.

330

240

АТДЦТН-240000/330/220

ВН 330 330 330

125 200 250

Sном, МВ⋅А

АТДЦТН-125000/330/110 АТДЦТН-200000/330/110 АТДЦТН-250000/330/150

Тип

Трифазні та однофазні автотрансформатори 330 кВ

124

525

525 525

525

787

400

630 1000

533

417

ОЦ-533000/500*

ОРЦ-417000/750*

3

3 20; 24

15,75; 24

15,75; 20; 24 24

13,8; 15,75; 20

15,75

14

13,5

14 14,5

13

13

800

1400

1300 2000

800

600

Каталогові дані uк, ∆Рк, % кВт

* Обвитка НН виконується розщепленою на дві потужністю 50 % кожна.

525

Uном обвиток, кВ ВН ВН

250

Sном, МВ⋅А

ТДЦ-250000/500, ТЦ-250000/500 ТДЦ-400000/500, ТЦ-400000/500 ТЦ-630000/500 ТЦ-1000000/500

Тип

400

300

500 600

350

250

∆Рн.х, кВт

0,3

0,3

0,35 0,38

0,4

0,45

Iн.х, %

Трифазні й однофазні двообвиткові трансформатори 500 – 750 кВ (для регулювання напруги)

0,96

0,45

0,9 0,55

1,4

2,65

rT, Ом

69,3

23,3

61,3 40

89,5

143

3753

4797

2205 3800

1600

1125

Розрахункові дані xT, ∆Qн.х, Ом квар

Таблиця 3.10

125

Sном, МВ⋅А

250

500

167

167

267

267

333

417

667

Тип

АТДЦТН-250000/500/110

АТДЦТН-500000/500/220

АОДЦТН-167000/500/220

АОДЦТН-167000/500/330

АОДЦТН-267000/500/220

АОДЦТН-267000/750/220

АОДЦТН-333000/750/330

АОДЦТН-417000/750/500

АОДЦТ-667000/1150/500

–

± 8×1,5 % РПН на лінійному виводі СН ± 8×1,4 % РПН на лінійному виводі СН ± 10 % РПН на лінійному виводі СН ± 10 % РПН на лінійному виводі СН ± 5 % РПН в нейтралі ВН

± 6×2,1 % на СН

Границі регулювання ± 8×1,4 % РПН у нейтралі ВН + 8×1 %; – 8×1,25 % РПН на лінійному виводі СН

1150

750

750

750

500

500

500

500

500

ВН

3

3

3

3

3

3

3

500

500

330

230

230

330

230

–

121

3

3

3

3

3

3

20

10,5; 15,75

15,75

10,5

10,5; 15,5; 20,2; 38,6

10,5; 38,7

3 11; 13,8; 15,75; 20; 38,5

230

11; 38,5

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

–

100

27

12; 8

36

30

25; 30; 45

20

30; 40; 50

100

40

Каталогові дані Uном обвиток, кВ S обвиток, % СН НН ВН-СН ВН-НН СН-НН

Трифазні та однофазні автотрансформатори 500 – 750 – 1150 кВ

Таблиця 3.11

126 24 33 – 35 67 37 32 28 81 35

10,5 13

11,5

11

9,5 11,5 13 10 11,5 11,5

АТДЦТН-500000/500/220

АОДЦТН-167000/500/220

АОДЦТН-167000/500/330 АОДЦТН-267000/500/220 АОДЦТН-267000/750/220 АОДЦТН-333000/750/330 АОДЦТН-417000/750/500 АОДЦТ-667000/1150/500

61 23 17 17 68 22

21,5

–

13 18,5

320 490 600 580 700 1250

325

1050

550 640

70 150 250 250 280 350

125

230

270 230

Каталогові дані uк, % ∆Рк, кВт ∆Рн.х, ВН-СН ВН-НН СН-НН ВН-СН кВт

АТДЦТН-250000/500/110: випуску до 1985 р. після 1985 р.

Тип ВН

0,3 0,35 0,4 0,35 0,2 0,35

0,4

0,3

1,05 0,65 0,58 0,66 0,48 0,28 0,79 0,49 0,12 0,83

1,05 – 0,32 2,8 0,39 2,9 0,31 2,7 0,48 2,4 0,28 1,12; 0,6 0,79 2,63 0,49 1,36 0,12 2,2; 3,24 0,42 3,7

3,52 5,22

38,8 39,8 98,3 59,1 55,1 80,9

61,1

57,5

105,5137,5

0 0 0 0 0 0

0

–

0 0

296 75,6 126,4 98,5 309 150,4

113,5

–

132,5 192,5

Розрахункові дані (на три фази) rT, Ом xT, Ом СН НН ВН СН НН

0,45 1,7 0,47 0,45 2,28 0,28

Iн.х, %

1503 2803 3204 3497 2502 7004

2004

1500

1125 1125

∆Qн.х, квар

Продовження табл. 3.11

127

Назва схеми

Два блоки лініятрансформатор з вимикачами і неавтоматичною перемичкою з боку ліній 110 – 3 Місток з вимика150 – 3 чами в колах ліній і 220 – 3 ремонтним сполучником з боку ліній

35 – 2 110 – 2 150 – 2 220 – 2

1 2 110 – 1 Два блоки лінія – 150 – 1 трансформатор з 220 – 1 роз’єднувачами 330 – 1

Шифр схеми 3

Умовне зображення схеми

ВН

ВН

110 – 220

ВН

35 – 220

110– 330

2

2

2

Напруга, Сто К-ть ліній кВ рона 4 5 6

Сфера застосування схеми

Перелік і сфера застосування схем 35 – 750 кВ

1. Прохідні ПС за необхідності секціонування ліній. 2. Для ПС потужність трансформаторів яких до 63 МВ·А включно

7 1. Тупикові ПС, розташовані в районах із забрудненою атмосферою, що живляться лініями без відгалуження. 2. Охоплення трансформатора лінійним захистом з боку живильного кінця чи пересилання телевідмикального імпульсу Тупикові та відгалужувані ПС

Додаткові умови

Таблиця 4.1

Додаток 4

128

2 Місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтним сполучником з боку трансформаторів Одна секціонована вимикачем система шин

110 – 6 Одна робоча, сек150 – 6 ціонована вимика220 – 6 чем й, обхідна системи шин

35 – 5

1 35 – 4 110 – 4 150 – 4 220 – 4

3

110 – 220

ВН

ВН СН НН

ВН

35 – 220

35

5

4

3–6

3 і більше

2

6

1. Для вузлових ПС 110 – 220 кВ. 2. Якщо кількість нерезервованих ліній не більша від одної на будь-якій секції

1. Для ВН вузлових ПС мережі 35 кВ і СН і НН на ПС 110 – 220 кВ. 2. Допускається на першому етапі розвитку схеми вмикання двох ліній, по одній на кожну секцію

7 1. Прохідні ПС, якщо необхідне секціонування ліній і збереження транзиту під час ушкодження трансформатора. 2. Для ПС потужність трансформаторів яких до 63 МВ·А включно

Продовження табл. 4.1

129

330 – 9 Чотирикутник 500 – 9 750 – 9

110 – 8 Дві робочі, секціо150 – 8 новані вимикачами, 220 – 8 і обхідна системи шин з двома обхідними і двома шиносполучними вимикачами

1 2 110 – 7 Дві робочі й обхідна 150 – 7 системи шин 220 – 7

3

330 – 750

ВН

СН

СН

110 – 220

110 – 220

5

4

2

більше 12

до 12

6

1. Прохідні ПС за необхідності секціонування транзитної лінії. 2. Якщо потужність трансформаторів 125 МВ·А для 220 кВ і будь-якої потужності для 330 кВ і вище.

1. За необхідності зниження струмів короткого замикання. 2. Для ПС з АТ 4×200 (4×250) МВ·А.

7 1. Для ПС з АТ до 2×200 (2×400) МВ·А. 2. Для ПС з АТ до (4×250) МВ·А допускається застосування двох окремих РП (на кожну пару АТ).

Продовження табл. 4.1

130

330 –11 Півтора вимикача на приєднання

1 2 330 –10 Трансформатори – 500 –10 шини з приєднан750 –10 ням ліній через два вимикачі.

3

330

до 4

ВН СН

330 – 750

7 Для вузлових ПС мережі 330 – 750 кВ.

1. Якщо кількість приєднань 8 і більше. 2. Парні лінії і трансформатори повинні Нормується підмикатися з боку різних систем шин і загальною в різні кола. СН кількістю приєднань

6

5

4

Продовження табл. 4.1

131

Напруга ПС, кВ

2

35/10

110/10

110/10

№ з/п

1

1

2

3

2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40 2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40 2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40

2×(1,0 – 6,3)

3

К-ть і потужність силових трансформаторів, шт. × МВ⋅А

2

3–4

110 – 6

2

110 – 2

110 – 3 110 – 4

5 2 2 3–4

К-ть ліній

4 35 – 2 35 – 4 35 – 5

Номер схеми

ВН Номер схеми 6

СН

7

К-ть ліній

6 12 18 24 30 6 12 18 24 30

10 – 1 10 – 1 10 – 1 10 – 2 10 – 2

10 – 1 10 – 1 10 – 1 10 – 2 10 – 2

не нормується

9

К-ть ліній

6 12 18 24 30

10–1

Номер схеми 8

НН

10–1 10 – 1 10 – 1 10–2 10 – 2

Схеми РП і к-ть ліній, що відходять

Схеми сполучення РП для уніфікованих ПС 35 – 330 кВ

Таблиця 4.2

132

110/35/10

110/35/10

330/35/НН

4

5

6

2×200 4×200

3 2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40 2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40 2×6,3 2×10 2×16 2×25 2×40 2 3–4

3–4

110 – 6

330 – 9 330 – 10

2

2

110 – 2

110 – 3 110 – 4

5

4

110 – 7 два РП 110 – 7

35 – 5

35 – 5

35 – 5

6

2 2 4 4 4 до 12 до 20

2 2 4 4 4

7 2 2 4 4 4

6 12 18 24 30

6 12 18 24 30

9 6 12 18 24 30

Див. примітку 2

10 – 1

10 – 1

10 – 1

8

Примітки до табл. 4.2: 1. Для ПС і РП напругою 150 кВ рекомендується приймати такі схеми, як для 110 кВ. 2. З боку НН, як правило, приймається напруга 35 кВ з приєднанням трансформаторів власних потреб (за необхідності конденсаторних батарей) блоком з вимикачем до обвитки НН трансформатора. В окремих випадках за наявності поблизу ПС споживачів з концентрованим навантаженням напруга з боку НН приймається 10 кВ із застосуванням схем 10-1, 10-2, 10-3.

2

1

Продовження табл. 4.2

Додаток 5 Комутаційна апаратура Комутаційні апарати призначені для приєднання окремих елементів електричної частини електростанцій і підстанцій, а також для приєднання до них ліній електропередач. В електричних мережах 35 кВ і вище основним комутаційним апаратом є вимикач. Вимикачі призначені для увімкнення та вимкнення струмів, що протікають у нормальних і аварійних режимах роботи електричної мережі. Найважчі умови роботи вимикача виникають у разі вимкнення струмів КЗ. Основні типи вимикачів, що використовуються для комутації електричних кіл, описано нижче. Масляні вимикачі. У цих апаратах дугогасний пристрій заповнений трансформаторним маслом. Гасіння електричної дуги здійснюється за допомогою ефективного її охолодження потоками газу, що виникає під час розкладання масла дугою. Найбільшого поширення набули маломасляні вимикачі на напруги 10–20 кВ та 110–220 кВ. Електромагнітні вимикачі. На електричну дугу, що виникає в процесі відімкнення, діє магнітне поле, що заганяє дугу в керамічну гасильну камеру. Охолодження дуги в камері створює умови для її гасіння. Електромагнітні вимикачі випускають на напругу 6–10 кВ. Повітряні вимикачі. Гасіння дуги здійснюється потоком стисненого повітря. Номінальна напруга до 1150 кВ. Елегазові вимикачі. Гасіння дуги виконується потоком елегазу або підвищенням тиску в камері за рахунок дуги, що горить у замкнутому об’ємі газу. Застосовуються на всі класи напруги. Вакуумні вимикачі. Контакти розходяться у вакуумі. Вакуумні вимикачі використовують при напрузі до 110 кВ. Позначення типів вимикачів наведено нижче. Повітряні та елегазові вимикачі Вимикач..........................................................................................…….В Повітряний .....................................................................................…….В Вимикач-відмикач ...............................................................................ВО Зовнішньої установки............................................................................ Н Баковий....................................................................................................Б Тропічного виконання..................................................................……..Т Великомодульний .................................................................................. К Тиск стисненого повітря підвищений…. ............................................. Д Підсилений за швидкістю відновлюваної напруги................. ………У Модернізований .........................................................................………М Елегазовий...........................................................................................…Э

133

Комбінований ..................................................................................... …К Клас напруги, кВ Категорія ізоляції ................................................................................А/Б Масляні вимикачі Завод-виготовлювач: Уральський ................................................................................. В Свердловський.............................................................................З Вимикач ...................................................................................... В Масляний або маломасляний ................................................... М Колонковий.............................................................................. ДО Підстанційний ............................................................................ П Триполюсний...............................................................................Т Дистанційний.............................................................................. Д Електромагнітний привід ...................................................................... Э Клас напруги, кВ Категорія ізоляції ................................................................................А/Б Основні характеристики масляних, повітряних, вакуумних та елегазових вимикачів 35–1150 кВ наведено в табл. 5.1–5.5. Таблиця 5.1 Вимикачі 6–20 кВ Тип 1

U ном ,

І ном ,

кВ 2

А

МГУ-20 МГГ-10

20 10

ВМПЭ-10

10

ВКЭ-10

10

ВК-10

10

ВПМ-10

10

ВПМП-10

10

ВММ-10

10

134

3 5000 5000 5000; 4000;3200 630; 1000; 1600; 3200 1600; 1000; 630 1600; 1000; 630 1600; 1000; 630 1600; 1000; 630 1000;630 630; 400 1000;630 630; 400 400

І відк ,

і уд ,

tвідк ,

tвкл ,

кА 5

кА 6

с

с

7

8

90 63 45

300 170 120

0,155 0,12 0,12

0,8 0,4 0,4

550

31,5

80

0,12

0,3

550 350

31,5 20

80 52

0,07 0,07

0,3 0,3

550 350

31,5 20

80 52

0,05 0,05

0,075 0,075

350 280

20 16

52 40 0,1 0,1 0,3 0,3

350 280

20 16

52 40

170

10

25

S відк , МВ ⋅ А 4 Масляні 3000 1000 750

0,12 0,12 0,1

0,3 0,3 0,2

Продовження табл. 5.1 1

2

3

ВВГ-20

20

ВЭ-10

10

20000; 12500 3600; 2500 1600; 1250 3600; 2500 1600; 1250

630–1600

10

ВБСК-10 2000-3150

ВВЭ-М-10 LF1

6,3

630; 1250

10 LF2

5

6

7

8

160

410

0,14

0,1

550

31,5

80

0,075

0,075

350

20

52

0,075

0,075

Вакуумні 220; 350; 550

ВВТЭ –М-10 ВБПС-10 ВВЭ-М-10 ВБПВ-10 ВБЧ-СП-10 ВБЧ-СЭ-10

4 Повітряні 5500

6,3 10

630; 1250;2000

350; 550 220; 350 550; 700 Елегазові 270; 340 430; 550 440 550

12,5; 20; 31,5

0,04 0,055 0,04 0,035 0,04 0,04

12,5; 20 31,5; 40

0,05 0,05

25; 31,5

0,7

40 31,5

Таблиця 5.2 Масляні вимикачі 35 – 220 кВ Тип 1

І ном ,

S відк ,

А

МВ ⋅ А 3

2

МКП-35*

3200; 2000 1000

ВМКЭ-35 ВТ-35 ВТД-35 С-35М*

1000 630 630 630

С-35

3000 1200 1500 1000 750 750 600

І відк , кА 4 35 кВ 50

20 25 16 12,5 12,5 10

і уд ,

tвідк ,

tвкл ,

кА 5

с

с

6

7

127

0,08

0,7

51 64 41 31 31 26

0,05

0,4

0,11 0,15 0,09 0,04

0,35 0,34 0,34 0,3

135

Продовження табл. 5.2 1

2

3

2000 2000 1600 1250 1600; 2150

У-110А(Б) ММО-110Б ВМТ-110Б*

4 110 кВ 9500 8000 50 40 6000 3800 31,5 20 3800 6000 25 8000 31,5 40 3800 20

МКП-110Б

1000; 630

У-220А(Б)

2000

16000

220 кВ 40

У-220А(Б)*

2000 1000 1000 1600; 2150

9500 9500 9500 9500 12000 16000

25 25 25 25 31,5 40

У-220 Б ВМТ-220

5

6

7

135 102

0,05 0,06

79 52

0,08 0,08 0,08

0,3 0,8 0,08 0,08 0,6

52

0,05

0,6

102

0,08

64 64 64

0,08 0,08

0,45 0,8 0,45 0,8 0,8 0,6

0,08 0,08

* Виготовляються у виконанні ХЛ.

Таблиця 5.3 Повітряні вимикачі 35 – 750 кВ Тип 1

І ном ,

S відк ,

І відк ,

А

МВ ⋅ А

кА

і уд ,

кА 5 35 кВ 20 52 40 102

2

3

ВВЭ-35* ВВУ-35А*

1600 2000; 3150

1200 2400

ВВБК-110Б ВВУ-110Б ВВБМ-110Б* ВВБТ-110Б ВВБК-150Б

3150 2000 2000 1600 3150

9500 8000 6000 6000 10 000

ВНВ-220

3150 3150 3150 2000

25000 16000 21000 15 000

110–150 кВ 50 128 40 102 31,5 102 31,5 102 35,5 102 220 кВ 63 162 40 162 56 143 40 102

2000 1600

12 000 12 000

31,5 31,5

ВВБК-220Б ВВД-220Б * ВВС-220Б* ВВБ-220Б ВВБТ-220Б

136

4

102 102

6

7

Швидкість відновлюючої напруги, кВ/мкс 8

0,05 0,07

0,28 0,15

Не обмежена

0,045 0,08 0,07 0,06 0,07

0,3 0,2 0,2 0,2 0,2

1,5 Не обмежена 1,0 1,2 1,4

0,04 0,04 0,025 0,08

0,1 0,1 0,3 0,25

1,3 1,4 1,6 2,0

0,08 0,08

0,2 0,25

1,2 1,2

tвідк ,

tвкл ,

с

с

Продовження табл. 5.3 1

2

ВВБК-330 ВВД-330Б

3150 4000 3150 3150 3200

ВВ-330Б ВВДМ-330Б

2000 3150

ВНВ-500 * ВВБК-500(А) ВНВ-500 *

4000 3150 3150 4000 2000 2000

ВНВ-330Б ВНВ-330

ВВБ-500 (АБ) ВВ-500 (АБ)

ВВБ-750 ВО-750

4000; 3150 3200 500

ВНВ-1150 ВО-1150

4000 600

ВНВ-750

3

4 5 330 кВ 36 000 63 162 25 000 36 40 63 128 000 162 25 000 40 128 25 000 40 102 80 18 000 31,5 18 000 31,5 80 29 000 50 128 500 кВ 55 000 63 162 43 000 50 128 36 500 55 40 63 162 000 162 31000 35,5 102 31000 35,5 80 750 кВ 55 000 40 162 55 000 55 000 80 000 80 000

40 135 40 102 1150 кВ 40 102 40 102

6

7

8

0,04 0,025

0,1 0,1

2,0 1,5

0,04 0,08

0,08 0,25

1,5 1,2

0,05 0,06

0,23 0,25

1,2

0,025 0,1 0,025 0,3 0,04 0,1 0,1 0,04 0,08 0,25 0,055 0,25

2,4 2,1 1,8

0,025

0,1

2,6

0,06 0,025

0,15 0,1

2,0 2,0

0,03 0,03

0,1 0,1

2,6 2,6

1,5 1,5

* Виготовляються у виконанні ХЛ.

Таблиця 5.4 Вимикачі вакуумні Тип ВБНТ-35

І ном ,

S відк ,

А

МВ ⋅ А

630

1200; 2100 300

ВБН-35И

1000; 1250; 1600 1600

ВБЭ-110

1600

ВБУ-110

1000; 1250; 1600

ВБУ-35

1200 3800; 6000 3000

і уд ,

tвідк ,

tвкл ,

кА 35 кВ 20; 35 5

кА

с

с

52

0,05

0,06

80

0,085

0,4

20 110 кВ 20; 31,5

52

0,05

0,06

51; 80

0,07

0,1

50

80

0,085

0,4

І відк ,

137

Таблиця 5.5 Вимикачі елегазові Тип

І ном ,

S відк ,

І відк ,

А

МВ ⋅ А

і уд ,

630

750

кА кА 35 кВ 12,5 32

2500 2000 2500 3150 3000 до 4000 до 4000 2500; 4000

8000 8000

110 кВ 40 102 40 102

2500 2000

16 000 16 000

5000 4000 до 4000 до 4000 3000; 4000

20 000 16 000 20 000 20 000 16 000; 20 000

3150 3150

27 000 25 000

5000 4000 до 4000 4000

29 000 29 000 29 000 29 000

ВГБ-500

3150

36 500

НРL 550В2 550 РМ ЗАQ2-550 СL317

5000 4000 до 4000 4000

43 000 43 000 43 000 43 000

3150 4000

51700 55 000

ВГБЭ-35 ВГБЭП-35 ВГТ-110 ВЭБ-110 LТВ-14501 145 РМ 3АРIFG-145 ЗАРIDT-145 НGF 1012 ВГТ-220 ВГБУ-220 НР1Л45В1 242 РМК ЗАР1РС- 245 ЗАРГОТ-245 НОР 1014 ВГУ-330 ВГБ-330 НРL 420В2 362 РМ ЗАQ2-362 GL 315

ВГУ-750 НРL800В4

138

8000 8000 8000 8000 6300 8000

tвідк ,

tвкл ,

с

с

0,04

0,1

0,035 0,062 0,035 0,08

Примітка

УЭТМ УЭТМ та ЭМЗ АBB АBB Siemens Siemens Аlstom

40 100 40 100 40 102 40 108 31,5; 80 100 40 220 кВ 40 102 40 102

0,022 0,04 0,03 0,065 0,035 0,063 0,034 0,057 0,028 0.1

50 125 40 100 50 125 50 128 40; 100; 50 125 330 кВ 47 102 40 102

0,019 0,033 0,037 0,037 0,025

0,065 0,065 0,058 0,060 0,1

0,030 0,035

0,12 0,1

50 125 50 125 50 125 50 125 500 кВ 40 102

0,019 0,065 0,015 0,065 0,04 0,036 0,15

50 125 50 125 50 125 50 125 750 кВ 47 102 50 125

0,019 0,065 0,018 0,060 0,04 0,036

УЭТМ та ЭМЗ АBB АBB Siemens Аlstom

0,027 0,12 0,019 0,065

УЭТМ АBB

0,035 0,062 0,035 0,07

0,035

0,1

УЭТМ УЭТМ та ЭМЗ АBB АBB Siemens Siemens Аlstom УЭТМ УЭТМ та ЭМЗ АBB АBB Siemens Аlstom

Додаток 6 Таблиця 6.1 Показники вартості елементів структурних схем електростанцій та підстанцій Щорічні витрати на амортизацію та обслуговування елементів електричних систем, % капітальних витрат Назва елементів Норми амортизаційних Затрати на Сумарні системи відрахувань обслуговування витрати Загальна Зокрема капремонт реновація ПЛ 35 кВ і вище на сталевих і залізобетонних 2,4 0,4 2,0 0,4 2,8 опорах ПЛ 35–220 кВ на 4,9 1,6 3,3 0,5 5,4 дерев’яних опорах КЛ до 10 кВ: зі свинцевою оболонкою, прокладені: у землі та приміщеннях 2,3 0,3 2,0 2,0 4,3 під водою 4,6 0,6 4,0 2,0 6,6 з алюмінієвою оболонкою, прокладені: у землі 4,3 0,3 4,0 2,0 6,3 у приміщеннях 2,3 0,3 2,0 2,0 4,3 з пластмасовою ізоляцією, прокладені в землі 5,3 0,3 5,0 2,0 7,3 та приміщеннях КЛ 20-35 кВ зі свинцевою оболонкою, прокладені: у землі та приміщеннях 3,4 0,4 3,0 2,0 5,4 під водою 5,8 0,8 5,0 2,0 7,8 КЛ 110-220 кВ, прокладені: у землі та приміщеннях 2,5 0,5 2,0 2,0 4,5 під водою 3,0 1,0 2,0 2,0 5,0 Силове електроустаткування та розподільні пристрої (крім ГЕС): до 150 кВ 6,4 2,9 3,5 3,0 9,4 220 кВ і вище 634 2,9 3,5 2,0 8,4 Електроустаткування та розподільні пристрої ГЕС: до 150 кВ 5,8 2,5 3,3 3,0 8,8 220 кВ і вище 5,8 2,5 3,3 2,0 7,8

139

Таблиця 6.2 Вартість комірки (на один комплект вимикача) ВРП 35-1150 кВ з вимикачами (ціни 1991 р.) Напруга, кВ 10 35 ПО 220 330 500 750 1150 1150 (вмикач-відмикач)

Вартість комірки (на один комплект вимикача), тис. крб. Повітряний Масляний Елегазовий – 4,6** – 75 25 – 90 75 290 190 210 600 400 – 800 750 – 940 1450 – – 2200 – 3400 2700

4250

* Для схем з кількістю вимикачів більше від трьох. ** Комірка ЗРП 10 кВ, разом з відповідною частиною будинку.

Показники вартості трансформаторів (АТ) ураховують встановлене устаткування (трансформатори, кабельне господарство в межах комірки та до панелей в загальностанційному пункті керування (ЗПК), а також панелі керування, релейного захисту та автоматики, встановлені в ЗПК, що належать до комірки, гнучкі зв’язки трансформаторів тощо), будівельні та монтажні роботи. Таблиця 6.3 Вартість трансформаторів 35-220 кВ, тис. крб. (ціни 1991 р.) Потужність, МВ ⋅ А 2,5 4 6,3 10 16 25 40 63 80 100 125 160 200 250 400 630 1000

Трансформатор 35/НН 110/НН 110/35/НН 220/НН 220/35/НН 65 – – – – 73 – – – – 95 136 163 – – 100 148 189 – – 110 172 219 – – 155 222 255 – 398 220 292 320 400 445 – 360 407 505 – – 408 447 455* – – – – 635 – – 440 – 540* – – – – 775 – – 500* – 735* – – 580* – 825* – – 845* – 1125* – – – – 1625* – – – – 2020* –

* З пристроєм ПБЗ.

140

Автотрансформатор 220/110/НН – – – – – – – 539 – – 621 – 877 1020 – – –

Таблиця 6.4 Вартість трансформаторів 330 кВ, тис. крб. (ціни 1991 р.) Потужність, МВ ⋅ А 125 200 250 3x133 400 630 1000 1250

Трансформатор 330/НН 700* 920* 960* – 1240* 1830* 2350* 2900*

Автотрансформатор 330/220 330/110 – 850 – 1010 975 – 1840 – – – – – – – – –

* З пристроєм ПБЗ.

Таблиця 6.5 Вартість трансформаторів 500 кВ, тис. крб. (ціни 1991 р.) Потужність, МВ ⋅ А 250 400 500 630 1000 3x167 3x267

Трансформатор 500/НН 1160* 1420* – 2040* 2700* – –

500/330 – – – – – 2260 –

Автотрансформатор 500/220 500/110 – 1310 – – 1760** – – – – – 2200 – 3150 –

* З пристроєм ПБЗ. ** Без компенсаційної обвитки.

Таблиця 6.6 Вартість трансформаторів 750 і 1150 кВ, тис. крб. (ціни 1991 р.) Потужність, МВ ⋅ А 3×333 3×417 3×667

Трансформатор 750/НН 1150/НН – – 5700* 7400* – –

Автотрансформатор 750/500 750/330 1150/500 – 6100 – 6200 – – – – 12400

* З пристроєм ПБЗ.

141

Таблиця 6.7 Комірки ВРП 35-1150 кВ з вимикачами (для схем з кількістю вимикачів більше від трьох) Розрахункова вартість комірки з вимикачем, тис. крб. повітряним масляним при струмі відключення, кА до 40 більше ніж 40 до 30 більше ніж 30 14 29 9 20 42 57 35 43 70 – – – 85 130 90 105 110 – 115 – 160 300 – – 260 380 – – 700 850 – – 810 – – – 1280 – – – 1600 – – –

Напруга, кВ 35 110 150 220 220* 330 500 750 750** 1150 1150**

* Для схеми розширеного чотирикутника. ** Для комірок з вимикачами-відмикачами.

Таблиця 6.8 Закриті розподільні пристрої 6 – 10 кВ Схема

Розрахункова вартість, тис. крб.

Дві секції: 14 ліній, що відходять 26 ліній, що відходять

70 95

48 ліній, що відходять

144

Розрахункова вартість, тис. крб. Чотири секції: 41 лінія, що відходить 155 48 ліній, що відходять 173 52 лінії, що відходять 186 Комірки КРП 2,3 з вимикачами Схема

Примітки: 1. Розрахункова вартість ЗРП наведена з урахуванням вартості будівлі. 2. Вартість комірки КРП не враховує будівельної частини будівлі. 3. У вартості ЗРП не враховані струмообмежуючі реактори.

142

Сегеда М. С. ЕЛЕКТРИЧНІ МЕРЕЖІ ТА СИСТЕМИ Підручник. – 2009. – 488 с. ISBN: 978-966-553-762-5 Затвердило Міністерство освіти і науки України Викладено характеристику електричних мереж і систем та їхніх режимів, основи теорії пересилання електричної енергії, заступні схеми елементів електроенергетичних мереж і систем та обчислення їхніх параметрів, методи аналізу усталених режимів розімкнених та замкнених електричних мереж з використанням інженерних підходів й формалізованих методів, несиметричні та несинусоїдні режими, поняття про реактивну потужність в електричних мережах, пересилання електричної енергії лініями надвисокої напруги, основи керування режимами та проектування розвитку електроенергетичних мереж і систем, основи механічної частини повітряних ліній електропересилання. Кожний розділ підручника містить приклади та запитання для самоперевірки. У додатках наведено довідковий матеріал, який використано під час розв’язання прикладів. Для студентів електроенергетичних спеціальностей вищих навчальних закладів, аспірантів, викладачів і спеціалістів відповідного профілю.

Кириленко О. В. та ін. МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ В ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЦІ Підручник. – 2010. – 608 с. ISBN: 978-966-553-938-4 Рекомендувало Міністерство освіти і науки України Викладено математичний апарат, який використовується для розв’язання задач електроенергетики: елементи теорії подібності, теорії множин та теорії графів, формалізовані методи аналізу електричних кіл, спеціальні обчислювальні методи, методи розв’язання алгебричних та трансцендентних рівнянь однієї змінної, методи розв’язання систем лінійних та нелінійних скінченних рівнянь та систем диференційних рівнянь у повних та часткових похідних, викладено математичні основи аналізу усталених режимів та перехідних процесів в електроенергетичних системах, вибрані питання математичного моделювання хвильових процесів в електроенергетичних системах, показано роль структурних схем та частотних характеристик у моделюванні електроенергетичних систем, викладено основні поняття про задачі та методи ідентифікації систем, елементи теорії стійкості електроенергетичних систем та метод D-розбиття. Теоретичний матеріал для кожного розділу ілюструється наскрізними прикладами розв’язання задач, а також завершується контрольними запитаннями для перевірки знань. Розраховано на студентів ВНЗ електротехнічних спеціальностей, насамперед для вивчення таких дисциплін, як “Математичні задачі електроенергетики”, “Математичні моделі електричних систем”, “Математичне моделювання в електротехніці”, “Математичні моделі елементів електричних станцій та підстанцій”. Може бути корисним аспірантам, викладачам, а також інженерам електроенергетичних спеціальностей.

Книги можна замовити за адресою: вул. Ф. Колесси, 2, корп. 23А, м. Львів, 79000 тел. +380 32 2582146, факс +380 32 2582136, vlp.com.ua, [email protected]

НАВЧАЛЬНЕ ВИДАННЯ

Сегеда Михайло Станкович Гапанович Володимир Георгійович Олійник Володимир Платонович Покровський Костянтин Борисович

ПРОЕКТУВАННЯ СТРУКТУРНИХ СХЕМ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ТА ПІДСТАНЦІЙ

Редактор Оксана Чернигевич Коректор Людмила Корсун Технічний редактор Лілія Саламін Комп’ютерне верстання Ірини Жировецької Художник-дизайнер Уляна Келеман

Здано у видавництво 09.09.2010. Підписано до друку 25.10.2010. Формат 60×90(1/16). Папір офсетний. Друк офсетний. Умовн. друк. арк. 8,9. Обл.-вид. арк. 7,4. Наклад 300 прим. Зам. 100701. Видавець і виготівник: Видавництво Львівської політехніки Свідоцтво суб’єкта видавничої справи ДК № 751 від 27.12.2001 р. вул. Ф. Колесси, 2, Львів, 79000 тел. +380 32 2582146, факс +380 32 2582136 vlp.com.ua, ел. пошта: [email protected]