Author: Околович М.Н.
Tags: электротехника электроэнергетика проектирование электрические станции
Year: 1982
Text
м. н. околович
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ
Допущено Министерством высшего и сред-
него специального образования СССР в каче-
стве учебника для студентов вузов, обучаю-
щихся по специальности «Электрические
станции»
ТЕКд >
цовочер|«сгаГв
МОСКВА ЭНЕРГОИЗДАТ 1982
ББК 31.277
0-51
УДК 621.311.2.001.63(075.8)
Рецензенты: кафедра электрических станций Ивановского
энергетического института и доктор техн, наук М. Н. Розанов
Околович М. Н.
0-51 Проектирование электрических станций: Учеб-
ник для вузов.— М.: Энергоиздат, 1982.— 400 с., ил.
В пер.: 1 р.
Рассмотрены компоновки сооружений современных электростан-
ций, методика техннко-экономическнх расчетов, вопросы проектиро-
вания главных электрических схем, электроустановок собственных
нужд, конструкций распределительных устройств, системы управле-
ния, методы автоматизации проектирования электростанций.
Для студентов вузов электроэнергетических специальностей. Мо-
жет быть полезна инженерам, занятым проектированием электриче-
ской части электростанций.
2302040000-151
051(01)-82 yl'6Z
ББК 31.277
6П2.11
© Энергоиздат, 1982
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящий учебник по курсу «Проектирование элек-
трических станций» составлен для студентов специаль-
ности 0301 (Электрические станции) в соответствии с
учебной программой, утвержденной Минвузом СССР.
Курс «Проектирование электрических станций» вве-
ден впервые в МЭИ в 1973 г., и учебник по этому курсу
отсутствовал. Данная книга является первым опытом
создания такого рода учебника- Основой для его написа-
ния послужили лекции, читавшиеся автором с 1977 г.
на электроэнергетическом факультете МЭИ, методиче-
ские и учебные пособия по курсовому и дипломному
проектированию, написанные сотрудниками кафедры
электрических станций МЭИ, а также материалы про-
ектных организаций и институтов. Таким образом, из-
ложение курса ведется с учетом опыта отечественных
проектных организаций и многолетнего коллективного
опыта учебного проектирования на кафедре электриче-
ских станций МЭИ.
Основное внимание уделено проектированию элек-
трической части электростанций разных типов — тепло-
вых, атомных и гидравлических. Кроме того, рассмотре-
ны основные положения проектирования крупных район-
ных подстанций. Вопросы проектирования строительной
и технологической частей электростанций освещены лишь
в той мере, как это необходимо для системного подхода
к изложению проектирования электрической части.
Обобщая опыт проектирования электрических стан-
ций, автор встретился со значительными трудностями
из-за отсутствия по некоторым вопросам проектирования
однозначной (общепринятой) точки зрения (например, в
методике определения ущерба при оценке приведенных
затрат). В такого рода дискутабельных вопросах отра-
жена точка зрения коллектива кафедры электрических
станций МЭИ и самого автора. Так, например, среднего-
3
довой ущерб от недоотпуска генерируемой электроэнер-
гии в систему при отказах элементов электрической схе-
мы станции рекомендовано определять (согласно [30])
через значение удельного системного ущерба, равного
0,15—0,2 руб/(кВт-ч), хотя некоторые специалисты
считают эти значения завышенными.
В гл. 1 дается общая характеристика процесса про-
ектирования технической системы, вводятся и поясняют-
ся основные термины, рассматриваются характерные осо-
бенности проектирования современных электростанций.
Глава 2 знакомит читателя с методикой выбора строи-
тельной площадки, с общими положениями проектирова-
ния строительной части и с размещением сооружений
и коммуникаций на строительных площадках станций и
районных подстанций. В гл. 3 очень кратко освещены
основные вопросы проектирования технологической части
электростанций различных типов. Эта глава носит опи-
сательный характер, и в ней не ставится цель изложе-
ния конкретных рекомендаций. Методика технико-эконо-
мического обоснования проектных решений, принимае-
мых при проектировании электрической части станций,
выделена в отдельную гл. 4.
В гл. 5—8 излагаются конкретные вопросы проекти-
рования электрической части электростанций. Последо-
вательность их изложения примерно соответствует по-
рядку, принятому в настоящее время в проектных институ-
тах. Здесь освещается методика проектирования главной
электрической схемы (гл. 5), электроустановки соб-
ственных нужд (гл. 6), конструкций распределительных
устройств (гл. 7, зарубежные конструкции описаны
Л. И. Двоскиным), системы управления (гл. 8). Содер-
жание этих глав согласовано с учебником по курсу
«Электрическая часть станций и подстанций» [55]. Од-
нако некоторые повторения, неизбежные при изложении
приемственного курса, имеют место.
Наряду с традиционным неавтоматизированным ме-
тодом проектирования в книге (гл. 9) рассмотрен и но-
вый перспективный метод автоматизированного проекти-
рования. Сначала дана общая характеристика метода
автоматизированного проектирования, а затем показано
его применение для проектирования электрической схемы
блочной электростанции. В приложении П9.1 дано описа-
ние конкретной системы — системы автоматизированного
проектирования электроустановок собственных нужд
4
блочных ТЭС, разработанной совместно кафедрами элек-
трических станций и вычислительной техники МЭИ.
Автор -считает своим приятным долгом выразить
признательность коллективу кафедры электрических
станций Ивановского энергетического института и докто-
ру техн, наук М. Н. Розанову за тщательное рецензиро-
вание рукописи, ценные критические замечания и пред-
ложения, которые учтены при редактировании рукописи.
Автор благодарен также коллективу кафедры электри-
ческих станций МЭИ за большую помощь, оказанную
ему при работе над рукописью, за полезное обсуждение
рукописи на методических семинарах и заседаниях ка-
федры. Автор приносит глубокую признательность ре-
дактору Л. И. Двоскину, который, обладая обширным
опытом проектирования и широкой инженерной эруди-
цией, в сильной степени способствовал улучшению -руко-
писи.
В подготовке рукописи к изданию принимали участие
И. В. Полевая, И. Г. Злобина, Е. В. Артемова, за что
автор приносит им свою благодарность.
Все замечания и пожелания просьба направлять по
адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энер-
гоиздат.
Автор
Глава первая
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ
1.1. Общие понятия и определения
Проектирование— это процесс составления
описания, необходимого для создания в заданных усло-
виях еще не существующего объекта, например электро-
станции или подстанции. Исходной информацией для
проектирования объекта служит задание на проектиро-
вание. Задание дает первичное, исходное описание объ-
екта, составленное по определенной форме. Оно должно
включать в себя сведения о назначении объекта, усло-
виях его функционирования, его исходных параметрах
и т. п.
Электрическая станция как объект проектирования
относится к категории технических систем. Техническая
система имеет, как правило, иерархическую структуру
строения со следующими отупениями: подсистемы выс-
шего и низшего уровней, фрагменты, элементы.
Элемент — это отдельный предмет: машина, ап-
парат, проводник и т. п. Выбор параметров элемента
осуществляют посредством некоторого действия, назы-
ваемого проектной операцией.
Фрагмент представляет собой совокупность функ-
ционально связанных элементов (например, распредели-
тельное. устройство). В общем случае фрагмент характе-
ризуется параметрами элементов и структурой связей
между ними. Выбор фрагмента определяется проектной
процедурой, состоящей из цикла операций.
Подсистема (низшего и высшего уровней) —
это обособленная часть системы, состоящая из множест-
ва фрагментов и имеющая относительно слабые связи
с другими подсистемами (например, электроустановка
собственных нужд).
Процесс проектирования подсистемы состоит из ряда
проектных процедур. Каждая процедура пред-
ставляет собой некоторую совокупность операций, вы-
полнение которых оканчивается проектным решением,
6
т. е. описанием фрагмента объекта. В результате проек-
тирования в соответствии с множеством фрагментов по-
лучаем множество локальных проектных решений, а
их совокупность представляет собой конечное решение,
дающее полное описание подсистемы.
Каждое проектное решение оформляется в виде про-
ектного документа, выполненного по заданной форме.
Комплект всех проектных документов составляет п р о-
ект объекта.
Для осуществления процесса проектирования необхо-
димо составить .совокупность предписаний (формализо-
ванных действий), получившую название алгоритма
проектирования.
В настоящее время можно назвать три способа про-
ектирования: неавтоматизированное, автоматизирован-
ное и автоматическое. При неавтоматизированном про-
ектировании все проектные операции и процедуры, не-
обходимые для получения конечного проектного решения,
осуществляет человек (проектировщик). При автомати-
зированном проектировании весь указанный цикл осу-
ществляется на базе взаимодействия человека и ЭВМ.
Процесс автоматического проектирования совершается
без участия человека; за проектировщиком остаются
лишь ввод в ЭВМ технического задания, пуск соответст-
вующей системы автоматического проектирования и
контроль за ее работой.
С развитием электростанций возрастала и сложность
их проектирования. Соответственно изменялись методи-
ка и способы проектирования. Рассмотрим сначала ос-
новные исторические этапы, через которые прошло про-
ектирование отечественных электростанций.
1.2. Исторические этапы развития проектирования
отечественных электростанций
Проектирование электростанций в СССР развивалось
в тесной связи с успехами отечественного энергомаши-
ностроения. Немалую роль здесь сыграли и те историче-
ские события, которые переживала наша страна. Соот-
ветственно мржно выделить пять характерных этапов
развития.
1. Начальный период проектирования (1920—
1930 гг.). От царской России молодое советское государ-
ство унаследовало очень отсталое энергетическое хозяйст-
7
во, которое за годы гражданской войны и интервенции
пришло в окончательный упадок. В 1921 г. выработка
электроэнергии в стране составляла всего 0,5 млрд. кВт-ч,
наибольшая мощность электростанций равнялась 57 МВт,
а мощность наиболее крупного агрегата—10 МВт.
Для осуществления электрификации народного хо-
зяйства, которой В. И. Ленин придавал большое значе-
ние, в 1920 г. был разработан и принят Государственный
план электрификации России (план ГОЭЛРО). Этот
план предусматривал сооружение в течение 10—15 лет
30 районных электростанций общей мощностью
1750 МВт с доведением выработки электроэнергии до
8,8млрд. кВт-ч в год. План ГОЭЛРО был выполнен за
минимальный срок—10 лет.
Первые электростанции, сооруженные по плану
ГОЭЛРО, проектировались на импортном оборудовании,
поскольку отечественное энергомашиностроение находи-
лось еще в зачаточном состоянии. Для того чтобы обес-
печить технической документацией энергетические строй-
ки страны, в 1924 г. в составе Главного электротехниче-
ского управления (Главэлектро) был организован
проектный отдел, который позднее (в 1933 г.) был преоб-
разован в трест Теплоэлектроцроект (ТЭП) с тремя от-
делениями: Центральным, Ленинградским и Харьков-
ским. С этого момента началось централизованное про-
ектирование тепловых электростанций, тепловых и
электрических сетей.
В этот период в кратчайший срок было создано оте-
чественное энергомашиностроение, т. е. создана база для
дальнейшего развития энергостроительства.
2. Проектирование в годы предвоенных пятилеток
(1931 —1940 гг.). После выполнения плана ГОЭЛРО, в
годы предвоенных пятилеток, электростанции проекти-
ровались и сооружались уже на отечественном оборудо-
вании серийного производства. В 1931 г. была введена в
эксплуатацию первая тепловая электростанция на оте-
чественном оборудовании—Брянская ГРЭС с двумя аг-
регатами мощностью по 11 МВТ. В дальнейшем, к
1940 г., были освоены агрегаты с максимальной единич-
ной мощностью 100 МВт.
Изготовление отечественного серийного оборудования
позволило начать разработку нормативных материалов:
стандартов, норм и т. п. К этому периоду следует отне-
сти и поиски в области создания типовых проектов.
8
3. Проектирование в годы Великой Отечественной
войны (1941 —1945 гг.). Успешный ход проектирования
и сооружения электростанций прервала Великая Отече-
ственная война. Во время войны на территории СССР
было разрушено 60 крупных и большое количество мел-
ких электростанций с общей установленной мощностью
5800 МВт, т. е. примерно половина всей генерирующей
мощности страны была выведена из строя. Оборудова-
ние значительного числа электростанций, расположенных
на западе страны, было демонтировано' и эвакуировано
в восточные районы.
Перед проектировщиками встала задача—обеспечить
быстрейший ввод энергетических мощностей на базе
эвакуированного оборудования. С этой целью в проек-
тах электростанций военного времени были приняты ре-
шения, позволившие максимально снизить объем строи-
тельно-монтажных работ и тем самым резко сократить
сроки строительства. В Теплоэлектропроекте были соз-
даны комплексные выездные бригады, которые на местах
эвакуации оборудования осуществляли проектирование
тепловых электростанций. В короткие сроки разрабаты-
валась и выдавалась необходимая техническая докумен-
тация. В 1944 г. выездные бригады участвовали в вос-
становлении разрушенных станций.
4. Проектирование в годы послевоенных пятилеток
(1945—1956 гг.). Восстановление народного хозяйства,
пострадавшего во время Отечественной войны, потребо-
вало широкого размаха энергетического строительства.
Эту задачу можно было решить только на базе новой
техники: повышения параметров пара на тепловых элек-
тростанциях (ТЭС), увеличения единичных мощностей
агрегатов и т. д. С освоением нового оборудования ус-
пешно справилось отечественное энергомашиностроение.
В проектах послевоенных электростанций нашли свое
отражение не только новая техника, но и новые прогрес-
сивные проектные решения, способствующие сокращению
сроков проектирования и ввода электростанций. Были
проведены работы по унификации и типизации всех ос*
новных элементов и сооружений. Благодаря этому стало
возможным широкое применение повторных проектов, а
затем и типовое проектирование (подробнее будет сказа-
но ниже).
В этот период было положено начало проектирова-
нию атомных электростанций (АЭС). Первую в мире
9
АЭС проектировало Ленинградское отделение Тепло-
электропроекта.
Дальнейший, современный этап — проектирование
электростанций в эпоху научно-технической революции—
рассмотрим более подробно.
1.3. Характерные особенности проектирования
современных электростанций
В эпоху научно-технической революции наука и тех-
ника во всех областях, включая и энергетику, развива-
ется очень быстрыми темпами. КПСС и Советское пра-
вительство проводят последовательное осуществление
курса на интенсификацию производства на основе науч-
но-технического прогресса для всемерного ускорения
строительства материально-технической базы коммуниз-
ма (см. Материалы XXVI съезда КПСС.— М.: Полит-
издат, 1981.—223 с.).
Отечественные электростанции в последние два деся-
тилетия претерпели значительные качественные и коли-
чественные изменения. Освоено оборудование на закри-
тические параметры пара (24 МПа), в том числе одно-
корпусные котлы на твердом топливе производитель-
ностью до 2650 т/ч.
Созданы разнообразные конструкции ядерных реак-
торов — корпусных водо-водяных, канальных графитовых
и тяжёловодных, с газовым охлаждением, на быстрых
нейтронах.
Проработаны новые энергетические установки и но-
вые методы получения электроэнергии: газотурбинные
установки мощностью до 100 МВт, парогазовые уста-
новки 250 МВт с низконапорным парогенератором, маг-
нитогидродинамические (МГД) установки, парогазовые
установки в сочетании с МГД. На основе достижений
науки и техники ставится задача увеличения масштабов
использования в народном хозяйстве возобновляемых
источников энергии — гидравлической, солнечной, ветро-
вой и геотермальной. Дальнейший прирост производства
электроэнергии в европейской части СССР будет проис-
ходить в основном на атомных и гидроэлектрических
станциях. ]
К 1985 г. намечено ввести в действие на АЭС 24—
25 млн. кВт новых мощностей и довести выработку
10
преимущественно для
Г >
250
200
х 150
§ тйО
°* 50
0
/
электроэнергии на них до 220—225 млрд. кВт-ч. Наме-
чено изготовить и поставить первые атомные реакторы
для теплоснабжения крупных городов.
Идет непрерывный процесс повышения единичных
мощностей оборудования электростанций при одновре-
менном уменьшении их габаритов и металлоемкости.
Единичная мощность блоков достигла очень высокого
уровня: конденсационных—800—1200 МВт, теплофика-
ционных—250 МВт, атомных—1000 МВт, гидроагрега-
тов —650 МВт. Соответственно возросла и установленная
мощность отдельных электростанций: конденсационных
(КЭС)—до 4000—6500 МВт, теплоэлектроцентралей
(ТЭЦ) —до 1400 МВт, атомных (АЭС) —до 4000
(в перспективе до 8000) МВт, гидравлических (ГЭС) —
до 6500 МВт. Динамика роста установленных мощностей
отечественных электростанций отражена на рис. 1.1.
В свете решения задачи улучшения топливно-энерге-
тических ресурсов ТЭС строятся
работы на низкосортных уг-
лях. Ускоренными темпами ве-
дется строительство ТЭС, ис-
пользующих угли Экибастуз-
ского и Канско-Ачинского бас- £
сейнов.
Для современного этапа
развития энергетики характер-
на работа электростанций в
составе объединенных энерго-
систем. На территории СССР
в настоящее время насчитыва-
ется 11 объединенных энерго-
систем, девять из них связаны
между собой и образуют Еди-
ную энергетическую систему
(ЕЭС) Советского Союза. Ра-
бота по дальнейшему развитию ЕЭС продолжается.
Быстрый темп развития энергетики требует высокого
качества и сжатых сроков выполнения проектных работ.
Соответственно проектирование электростанций на со-
временном этапе получает свои характерные особенно-
сти.
1. Проектирование электростанций ведут крупные
специализированные организации и институты. Тепло-
вые электростанции проектирует Государственный про-
гэс_
1955 1955 1975
Годы
Рис. 1.1. Динамика роста
установленной мощности
электростанций Советского
Союза.
11
ектный институт Теплоэлектропроект, который в настоя-
щее время насчитывает 12 отделений в крупных про-
мышленных городах. Проектированием ГЭС занимается
институт Гидропроект мм. С. Я. Жука, а проекты про-
мышленных ТЭЦ разрабатывает ВНИПИ Энергопром.
Проектирование АЭС ведется в Теплоэлектропроекте и
Гидропроекте.
На базе выделенных из Теплоэлектропроекта Отдела
дальних передач, Отдела проектирования энергосистем,
а также секторов и групп по проектированию воздуш-
ных линий (ВЛ) в Теплоэлектропроекте и Гидропроекте
в 1962 г. был создан институт Энергосетьпроект, которо-
му поручено проектирование электрических сетей и
крупных подстанций. Промышленные подстанции и элек-
троснабжение предприятий черной и цветной металлур-
гии проектирует Электротяжпроект.
2. Проектирование электростанций носит комплекс-
ный характер как по своему содержанию, так и по виду
проектных работ. Это означает, что одна и та же орга-
низация проектирует весь комплекс подсистем, входя-
щих в электростанцию, а именно: технологическую (теп-
ломеханическую на ТЭС, ядерную и тепломеханическую
на АЭС, гидроэнергетическую и гидромеханическую на
ГЭС), электротехническую, строительную, гидротехниче-
скую подсистемы, а также вспомогательные сооружения,
дорожно-транспортную часть и связь. При этом проекти-
рующая организация сама выполняет все виды работ:
предварительные изыскания, проектирование, изготовле-
ние технической документации, курирование строитель-
ства.
Высшая кульминация идеи комплексности объекта
достигается в так называемых топливно-энергетических
комплексах (ТЭК) - На базе местных дешевых углей на-
чато проектирование и сооружение Экибастузского (Вос-
точный Казахстан), Канско-Ачинского (Красноярский
край) и Кузнецкого ТЭК. С помощью ТЭК осуществля-
ют широкую межотраслевую кооперацию в проекти-
ровании, строительстве, эксплуатации и ремонте уг-
ледобывающих шахт, электростанций, ВЛ и подстан-
ций, городского и дорожного транспорта, жилых по-
селков.
В состав каждого комплекса входит ряд мощных
ТЭС. Для строительства создают единую районную ба-
зу стройиндустрии, которая должна обеспечить поточное
12
индустриальное строительство' всех ТЭС. Вместо при-
станционных ремонтных мастерских сооружают единую
энергоремонтную базу в виде ремонтного завода, кото-
рый будет осуществлять капитальные ремонты всего
оборудования. Предусматривают также комплексное ис-
пользование всех отходов энергетического производст-
ва— сбросного тепла, золы и шлака, обмывочных вод
и т. п.
3. При проектировании электростанций учитывают
опыт их строительства и эксплуатации, что способствует
дальнейшему совершенствованию проектируемых объек-
тов.
Практикуют централизованный и индивидуальный
учет накопленного опыта. Известны следующие формы
централизованного учета: проведение ежегодных сове-
щаний главных специалистов проектных институтов, на
которых заслушивают критические замечания работни-
ков эксплуатации по проектам и принимают решения по
улучшению соответствующих проектных решений; орга-
низация специальных совещаний по отдельным важным
конструктивным узлам или по отдельным типам электро-
станций с приглашением строительных, наладочных и
других заинтересованных организаций; тематические или
комплексные обследования электростанций, построенных
по проектам данного института; анализ опыта эксплуа-
тации зарубежных электростанций.
Индивидуальный учет означает сбор и обработку
данных, полученных проектной организацией в процессе
самого проектирования, строительства и последующей
эксплуатации -конкретной электростанции. Наиболее
совершенная форма индивидуального учета предпола-
гает сквозное курирование объекта, в котором -можно
выделить четыре этапа:
I. Предварительное обследование электростанций с
оборудованием, аналогичным проектируемому объекту,
и учет опыта их эксплуатации.
II. Проведение в период проектирования расширен-
ных технических совещаний с заинтересованными в дан-
ном объекте организациями — заводами-изготовителями,
научно-исследовательскими институтами, монтажно-
наладочными организациями, будущим эксплуатацион-
ным персоналом.
III. Курирование объекта в период его сооружения.
13
Выявление дефектов в проектных решениях и внесение
соответствующих коррективов на месте.
IV. Курирование объекта во время его пуска и экс-
плуатации. Разработка мероприятий по рациональной
реконструкции, составление рекомендаций для проекти-
рования следующих объектов.
4. При проектировании используют нормативные ма-
териалы, составленные на базе обобщения опыта проек-
тирования, монтажа и эксплуатации электрических стан-
ций. В них фиксируют (на данный период времени) еди-
ные требования по основным показателям проектируемых
объектов —надежности, экономичности, безопасно-
сти и удобству эксплуатации, технической эстетике, за-
щите окружающей среды и т. п.—и устанавливают
единую техническую политику. Одни нормативные мате-
риалы могут быть дифференцированы по видам электро-
станций (подстанций), другие — относятся ко всем про-
ектируемым объектам.
Все нормативные материалы можно разбить на четы-
ре группы:
правила, например Правила устройства электроуста-
новок (ПУЭ), Правила технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей (ПТЭ), Правила техники без-
опасности (ПТБ) при эксплуатации электроустановок
электрических станций и подстанций и т. д.;
нормы, например Нормы технологического проектиро-
вания (НТП) тепловых электрических станций и тепло-
вых сетей, НТП гидроэлектростанций, НТП атомных
электростанций, НТП понижающих подстанций с выс-
шим напряжением 35—750 кВ и т. д.;
руководящие указания, например руководящие указа-
ния по расчету токов коротких замыканий, выбору и про-
верке аппаратов и проводников по условиям короткого
замыкания, руководящие указания и нормативы по про-
ектированию развития энергосистем, по защите электро-
станций и подстанций 35—500 кВ от прямых ударов
молнии и грозовых волн и т. д.;
государственные стандарты (ГОСТ) на оборудование,
устройства, термины и определения, буквенные обозначе-
ния 1И т. п.
Непрерывное развитие науки и техники диктует необ-
ходимость периодического пересмотра нормативных ма-
териалов. При проектировании вновь сооружаемых
электростанций и подстанций обязательно соблюдение
14
Всех действующих в данный период нормативных мате-
риалов.
5. Применяют типовое проектирование, принцип ко-
торого состоит в использовании при проектировании
объекта ранее разработанных фрагментов проекта.
Каждая проектируемая электростанция индивидуаль-
на, поскольку индивидуальны исходные условия и, сле-
довательно, техническое задание на ее проектирование.
Однако электростанция, являясь комплексной техниче-
ской системой, включает в себя фрагменты, которые мо-
гут просто повторяться на электростанциях разных ви-
дов или составляться из одинаковых элементов. Так,
распределительные устройства (РУ) разнотипных элек-
тростанций могут быть составлены из типовых ячеек.
Или другой пример — щиты управления разнотипных
станций можно скомпоновать из соответствующего коли-
чества типовых панелей. Кроме того, при проектирова-
нии отдельных подсистем низшего уровня на разных
объектах возможны одинаковые решения (например,
одинаковые схемы питания собственных нужд).
Наличие однородных элементов и узлов (фрагмен-
тов) , а также сходных или идентичных проектных реше-
ний и является предпосылкой к типовому проектирова-
нию, которое широко1 используют в отечественном проек-
тировании. Для составления типовых проектов
необходима унификация элементов и часто повторяю-
щихся фрагментов.
Масштабы типизации различны. Более просто со-
ставить типовые проекты относительно небольших фраг-
ментов объекта (мелкомасштабная типизация). Так, на-
пример, разработаны типовые проекты распределитель-
ных устройств, щитов управления. Несравненно более
сложная разработка типовых проектов подсистем. Сокра-
щение типов основного оборудования, применение блоч-
ных структур, унификация строительных и архитектур-
ных деталей облегчили эту задачу.
Теплоэлектропроектом были разработаны типовые
проекты ГРЭС 1200 МВт с агрегатами 150 и 200 МВт
(1956 г.); ГРЭС 2400 МВт с блоками 300 МВт (1960г.);
универсальный проект в нескольких модификациях,
позволяющий применить его для строительства КЭС и
ТЭЦ при различных видах топлива и мощности турбо-
агрегатов (1961 —1963 гг.); типовой проект ГРЭС с бло-
ками 200 и 300 МВт (1967—1968 гг.); унифицированный
15
проект атомного энергоблока 440 МВт с водо-водяным
реактором (1966 г.). Завершается работа по унификации
проектов ГРЭС с энергоблоками 500 и 800 МВт, созда-
ется унифицированный проект АЭС с реакторами типа
ВВЭР-1000.
Типовой проект разрабатывают для некоторых усе-
редненных исходных условий при широкой номенклатуре
элементов и узлов, что позволяет на его базе составить
проект для конкретной электростанции, проектируемой
для условий индивидуального технического задания. Ти-
повые проекты выполняют с особой тщательностью, так
как допущенные в них недостатки и погрешности много-
кратно размножаются и приносят большой ущерб.
6. Используют изделия и устройства заводского из-
готовления. Одной из современных тенденций является
курс на индустриализацию строительства. Преимущест-
ва последней очевидны: резко сокращаются объем мон-
тажных работ на строительной прощадке и, следователь-
но, сроки сооружения, повышается качество, объекта.
Индустриализация строительства достигается за счет
использования изделий и устройств заводского изготов-
ления. Это обстоятельство положительно сказывается и
на проектировании объектов. Заводы-изготовители пред-
ставляют проектным организациям техническую доку-
ментацию по своим изделиям и тем самым избавляют их
от необходимости детальной проработки соответствую-
щих частей проектируемого объекта. В результате сни-
жаются трудозатраты и время на проектирование и со-
кращается объем проектной документации.
При проектировании и строительстве электростанций
используют следующие виды изделий и устройств завод-
ского изготовления:
а) комплектные устройства — распределительные
устройства , распределительные щиты и сборки напряже-
нием ниже 1000 В, токопроводы, панели управления, за-
щиты и автоматики;
б) унифицированные строительные и архитектур-
ные детали — фундаментные блоки, колонны, стеновые
и кровельные панели и т. д.;
в) строительно-технологические секции для серийных
ТЭЦ повышенной заводской готовности.
В последнем случае достигается, естественно, макси-
мальный эффект. Главное здание серийной ТЭЦ состоит
из строительно-технологических секций основного обору-
16
дования, секции постоянного торца, секции временного
торца, средних ремонтных секций. Головными серийны-
ми ТЭЦ были Ростовская ТЭЦ-2 и Минская ТЭЦ-4.
7. Обеспечивают защиту окружающей среды. Разви-
тие техники, увеличение числа и мощности промышлен-
ных предприятий приводят ко все возрастающему их.
воздействию на окружающую среду. Поэтому при проек-
тировании каждого нового объекта обязателен учет тре-
бований по защите окружающей среды.
Электростанции относятся к категории промышлен-
ных предприятий, которые сильно воздействуют на ок-
ружающую среду. Особенно это относится к ТЭС. Доста-
точно сказать, что выбросы в атмосферу с дымовыми га-
зами токсических веществ (летучей золы, сернистого»
ангидрида, окислов азота и пр.) составляют у ТЭС 25%
вредных выбросов всех стационарных источников за-
грязнения по СССР. Сюда еще следует добавить вред-
ные выбросы технического водоснабжения, сбросы за-
грязненных сточных вод, золоотвалы. По мере роста»
мощностей ТЭС и увеличения доли ТЭС, сжигающих,
низкосортные твердые топлива, вредные выбросы будут
все увеличиваться, если не повышать эффективность,
мер по защите окружающей среды.
Атомные ЭС по сравнению с ТЭС значительно1 мень-
ше загрязняют окружающую среду, но зато возникает
новая сложная проблема — захоронения радиоактивных,
отходов производства.
Мощные электростанции требуют отчуждения боль-
ших площадей, а гидроэлектростанции — затопления»
значительных пространств под водохранилища. Чтобы*,
снизить ущерб для сельского хозяйства, мощные ТЭС иь
АЭС размещают на малоценных и неудобных для сель-
ского хозяйства землях, а там, где это не удается, сни-
мают и вывозят плодородный слой почвы (например, Бе-
резовская ГРЭС № 1).
Для уменьшения вредного влияния ТЭС на окру-
жающую среду практикуют следующие мероприятия..
Для очистки дымовых газов от золы сооружают специ-
альные золоулавливающие устройства — электрофильт-
ры, мокрые золоуловители с трубами Вентури и т. п.
Проблемы улавливания и удаления из дымовых газов»
сернистого ангидрида и окислов азота значительно-
сложнее. Борьбу с окислами азота пока ведут в основ-
ном путем соответствующей организации режима ежи—
2—1342 W
гания топлива — применения двухступенчатого сжига-
ния топлива, снижения избытка воздуха в топке и т. п.
Что касается сернистого ангидрида, то в мире пока еще
нет достаточно эффективных способов его улавливания.
Эту проблему в СССР будут исследовать на специаль-
ной опытно-промышленной установке.
Для рассеивания оставшейся летучей золы, серни-
стого ангидрида и окислов азота сооружают дымовые
трубы значительной высоты. Высота дымовых труб со-
временных ТЭС достигла 250, 320 м (Запорожская, Ря-
занская ГРЭС), а в перспективе намечено увеличить ее
до 400 м. При такой большой высоте трубы выброс про-
дуктов сгорания происходит в верхние слои атмосферы
и рассеивается на большой площади с малой удельной
концентрацией вредных веществ.
На золоотвалах предпринимают специальные меры
по предотвращению их пыления. Изыскивают средства
по утилизации сбросного тепла, что значительно сокра-
тит его отрицательное экологическое воздействие на
воздушный бассейн, реки и водохранилища. Прораба-
тывают задачу создания бессточных электростанций.
8. Осуществляют автоматизацию проектно-конструк-
торских работ. До настоящего времени проектирование
электростанций велось традиционным неавтоматизиро-
ванным способом. Однако этот способ при современных
масштабах строительства электростанций и сложности
проектируемых объектов уже не обеспечивает необхо-
димого качества и темпов проектных работ. Это обстоя-
тельство и заставило переходить от прежнего способа к
новому, более совершенному способу автоматизирован-
ного проектирования (см. гл. 9).
1. 4. Основные стадии проектирования
В процессе проектирования электростанции следует
выделить три основные стадии: задание на проектиро-
вание, технический проект, рабочий проект в чертежах.
Задание на проектирование электростан-
ции включает в себя внешнюю исходную информацию—
месторасположение, тип, назначение станции и ее ос-
новные исходные параметры; топливо и источник водо-
снабжения; режимы работы станции, ее нагрузки и ее
место в графике нагрузки энергосистемы; схему присо-
18
единения станции к энергосистеме, данные энергосисте-
мы. Кроме того, в задании указывают планируемые сро-
ки проектирования и сооружения, очередность соору-
жения.
Задание составляет заказчик проекта (министерство,
ведомство, промышленное предприятие и т. д.) на осно-
вании технико-экономического обоснования (ТЭО) це-
лесообразности планируемого строительства. Задание
должно быть согласовано с проектной организацией и
генеральным подрядчиком на строительные работы.
При проектировании мощных электростанций район-
ного типа все сведения, связанные с энергосистемой, по-
лучают из внестадийной проектной работы по развитию
энергосистемы, которую выполняет Энергосетьпроект.
Технический проект электростанции пред-
ставляет собой совокупность проектных документов,
отражающих основные проектные решения и, следова-
тельно, дающих описание проектируемой станции. В со-
став технического проекта электростанции входят: пас-
порт; технико-экономическое обоснование станции, сме-
та; проектные документы по технологической части
(подсистеме); проектные документы по электротехниче-
ской части (подсистеме); проектные документы по гид-
ротехнической части (техническое водоснабжение, внеш-
нее гидрозолоудаление для ТЭС, водопровод и канали-
зация); проектные документы по строительной части
(архитектурно-строительный раздел, отопление и венти-
ляция); генеральный план станции и транспорт; органи-
зация строительства станции, жилищно-гражданское
строительство.
Рабочий проект электростанции (подстан-
ции)— это совокупность пояснительной записки с рас-,
четами и рабочих чертежей, по которым осуществляют
монтажно-строительные работы. На уровне рабочего
проекта производят корректировку проектных решений
в соответствии с замечаниями утверждающих инстан-
ций; уточняют параметры элементов по условию их ком-
плектования, возможности изготовления и поставки;
вносят в проектные решения дополнительные разработ-
ки в направлении необходимой их детализации.
При неавтоматизированном проектировании удель-
ные трудозатраты, чел-дн/МВт, по составлению рабоче-
го проекта мощных ТЭС (по данным 1976 г.) составля-
ют: для пылеугольной К.ЭС — 35, для газомазутной
2* 19
КЭС—27, для пылеугольной ТЭЦ — 95, для газомазут-
дой ТЭЦ — 71.
В проекте указывают важнейшие расчетные техни-
ко-экономические показатели проектируемой электро-
станции, а именно: общий объем капиталовложений и
стоимость одного установленного киловатта, удельный
расход условного топлива на единицу отпущенной элек-
троэнергии и на единицу отпущенного тепла, удельный
вес (в процентах общего объема выработанной электро-
энергии) расхода на собственные нужды, удельную чис-
ленность персонала или штатный коэффициент, себе-
стоимость отпущенной электроэнергии, объемы важней-
ших видов строительно-монтажных работ, сборность,
строительных конструкций в процентах, площадь от-
чуждаемой территории. Эти показатели позволяют судить
об эффективности проектных решений.
1.5 . Содержание работ по проектированию
электротехнической части
Рассмотрим более подробно состав проектирования
электротехнической части (подсистемы) на уровне тех-
нического проекта.
1. Подготовка исходной информации. Для
проектирования электротехнической подсистемы нужны
внешняя и внутренняя исходные информации. Источни-
ком внешней информации служит задание на проекти-
рование. Внутренняя информация поступает в процессе
проектирования от секторов, проектирующих другие
подсистемы, в первую очередь технологическую.
Основные внутренние данные, необходимые для про-
ектирования электротехнической подсистемы:
мощности, число, типы и параметры основного энер-
гетического оборудования — котлов, реакторов, турбин
и т. п.;
характеристика технологической схемы (например,
для ТЭС — блочная или с поперечными связями) и па-
раметры вспомогательных рабочих машин (механизмов
собственных нужд);
очередность ввода агрегатов по годам.
2. Уточнение схемы присоединения электростанции
к энергосистеме, разработанной Энергосетьпроектом в
проекте развития энергосистемы.
20
3. Проектирование главной схемы соединений элек-
тротехнической подсистемы (части).
Главной схемой соединений электротехнической под-
системы (сокращенно главной электрической схемой)
будем называть схему электрических и трансформатор-
ных соединений между основными ее элементами, свя-
занными с производством, преобразованием и распреде-
лением электроэнергии. На чертеже все элементы схемы
изображают условными символами. Поскольку глав-
ная электрическая схема определяет основное электро-
оборудование и эксплуатационные свойства электро-
установки, то понятие «схема» переносят на саму элек-
троустановку.
Схему трансформаторных соединений между генера-
торами и распределительными устройствами (РУ) ос-
новных напряжений назовем структурной (прин-
ципиальной) электрической схемой. Она определяет
распределение генераторов между РУ различных напря-
жений и связи между этими РУ.
Проектирование главной схемы включает в себя вы-
бор генераторов и их систем возбуждения, выбор струк-
турной схемы, выбор средств по ограничению токов ко-
роткого замыкания (к. з.), выбор схемы электрических
соединений РУ, расчет токов к-, з. и выбор электриче-
ских аппаратов и проводников.
4 Проектирование электроустановки собственных
нужд (с. н.): выбор электродвигателей к рабочим ма-
шинам с. н., выбор трансформаторов с. н. и вспомога-
тельных источников питания, выбор схемы электроснаб-
жения с. н. (включая выбор электрических аппаратов),
расчет самозапуска электродвигателей с. н., проектиро-
вание кабельного хозяйства.
5. Разработка конструкции РУ; компоновка электро-
технических устройств; зашита от перенапряжений и
заземление.
6. Проектирование установки постоянного тока: вы-
бор аккумуляторных батарей, .зарядных и подзарядных
устройств, выбор схемы распределения оперативного
тока.
7. Проектирование устройств управления и контро-
ля, релейной защиты и автоматики.
8. Проектирование электроосвещения.
9. Проектирование вспомогательных устройств и со-
оружений: масляного, воздушного и водородного хо-
21
зяйств, электролаборатории, мастерских и пр.
Объем работ по проектированию подстанций значи-
тельно меньше, чем для электростанций. В пояснитель-
ную записку по электротехнической части подстанции
входят следующие вопросы:
паспорт подстанции;
присоединение подстанции к энергосистеме и расчет
электрических нагрузок;
главная схема соединений и схема собственных нужд;
расчет токов к. в. и выбор электрических аппаратов
и проводников;
организация эксплуатации, управление и контроль;
релейная защита и автоматика;
конструкция распределительных устройств, разводка
воздушных линий, защита от перенапряжений и зазем-
ление;
электроосвещение.
Г лава вторая
СООРУЖЕНИЯ И ИНЖЕНЕРНЫЕ КОММУНИКАЦИИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ
2.1. Выбор площадки строительства
Электрическая станция как комплексная техническая
система имеет в своем составе большое число зданий,
сооружений и инженерных коммуникаций — подземных,
наземных и надземных.
Для размещения сооружений и коммуникаций элек-
тростанции требуется значительная площадь: 0,04—
0,06 га/МВт для КЭС, 0,01—0,03 га/МВт для
ТЭЦ. При этом надо иметь в виду, что часть со-
оружений — склад топлива, железнодорожные при-
емные станции с разгрузочными устройствами, зо-
лошлакоотвалы и т. п. — выносят за пределы строитель-
ной площадки, т. е. для их размещения требуются до-
полнительные участки. Для золошлакоотвалов отводят
площади, которые должны обеспечить работу электро-
станции в течение не менее чем 25 лет.
Площадку строительства электростанции выбирают
в период составления задания на ее проектирование, по-
22
еле утверждения технико-экономического обоснования
необходимости ее сооружения.
Место (район) сооружения электростанции должно
быть увязано с планом развития энергосистемы и преж-
де всего соответствовать назначению и технологическим
особенностям электростанции. Радиус передачи носите-
лей тепловой энергии от ТЭЦ ограничен, так как горя-
чую воду транспортируют на расстояния до 35 км, а
пар — до 8—12 км. В связи с этим площадку для строи-
тельства ТЭЦ стремятся поместить в центр тепловых
нагрузок с учетом перспективного развития энергопотре-
бителей. Промышленные ТЭЦ размещают, как правило,
в составе предприятий с общими вспомогательными хо-
зяйствами и инженерными коммуникациями — системой
водоснабжения, складом топлива, масляным хозяйством,
химводоочисткой, ремонтными мастерскими, бытовыми
сооружениями и коммуникациями и т. п.
Конденсационные электростанции (КЭС) требуют
для своей работы огромного количества топлива и тех-
нической воды (в первую очередь для конденсации от-
работанного пара турбин). Так, например, расход воды
для конденсации пара на КЭС 2400 МВт составляет
84 м3/с. В результате затраты на техническое водоснаб-
жение мощных ТЭС составляют заметную долю полных
капиталовложений. Поэтому при выборе системы их во-
доснабжения стараются максимально использовать есте-
ственные водоемы (реку, озеро, море), а при их отсут-
ствии создают систему искусственного охлаждения с
прудом-охладителем или градирнями.
Природный газ и мазут можно легко транспортиро-
вать на большие расстояния, исчисляемые тысячами ки-
лометров. Поэтому при выборе места сооружения газо-
мазутной КЭС в первую очередь учитывают расположе-
ние естественных водоемов. Транспорт низкосортных
углей, обладающих большим балластом, по экономиче-
ским соображениям ограничен расстояниями до 150—
200 км. Целесообразность использования таких углей
определяется специальными технико-экономическими
расчетами, в которых учитывают все местные условия.
Соответственно, намечая район строительства пыле-
угольной КЭС, учитывают расположение как топливной
базы, так и источника водоснабжения.
Благодаря высокой теплотворной способности ядер-
ного топлива (1 кг урана U-235 дает столько же энер-
23
тии, сколько выделяется при сгорании 2900 т угля —
условного топлива) при выборе района сооружения
АЭС удаленность топливной базы не играет существен-
ной роли. В настоящее время отечественные АЭС раз-
мещают в европейской части СССР, где запасы органи-
ческого топлива весьма ограничены, а потребность
в электроэнергии очень велика. Поскольку на европей-
скую часть страны приходится только около 20% сум-
марного стока рек, то водоснабжение обычно оказы-
вает решающее влияние на выбор места строительства
АЭС.
Месторасположение ГЭС определяется благоприят-
ными характеристиками створа реки и требованиями
комплексного использования водотока для целей оро-
шения, судоходства, рыбного хозяйства, водоснабжения,
лесосплава и т. п. Большую роль здесь играет разме-
щение водохранилища ГЭС, которое часто требует за-
топления значительных площадей и отчуждения годных
для сельского хозяйства угодий.
Под строительные площадки электростанций отво-
дят, как правило, земли, непригодные или малопригод-
ные для сельскохозяйственных угодий. Нежелательно
расположение строительной площадки в районе залега-
ния полезных ископаемых. Грунты площадки должны
позволять строительство зданий и сооружений без .до-
полнительных дорогостоящих мероприятий. Они долж-
ны допускать удельные нагрузки 0,2—0,25 МПа, при
которых возможны сооружение зданий и установка вра-
щающихся агрегатов без устройства сложных и дорогих
фундаментов.
Согласно Строительным нормам и правилам [46]
уровень грунтовых вод должен находиться ниже глуби-
ны заложения подвалов и подземных коммуникаций не
менее чем на 3—4 м. Не допускается строительные пло-
щадки располагать в районах тяжелых оползней, на за-
болоченных и переувлажненных грунтах. Необходимо
также учитывать опасность катастрофических стихий-
ных воздействий: селевых потоков, снежных лавин, силь-
ных сейсмических потрясений (выше 8 баллов) и т. д.
Рельеф местности желателен относительно ровный,
и небольшим уклоном (до 0,5—1%), обеспечивающим
удобный отвод поверхностных вод.
Как было указано выше, площадку КЭС и АЭС ста-
раются располагать у естественных водоемов, на при-
24
брежных не затапливаемых паводковыми водами тер-
риториях.
Площадки ТЭС должны быть удалены от границ
жилых районов в соответствии с размерами нормиро-
ванных санитарно-защитных зон (табл. 2.1). Размеры
зоны зависят от зольности топлива, степени очистки от
золы дымовых газов и удельного расхода топлива.
Таблица 2. 1. Нормы санитарно-защитных зон, м
Зольность топлива, % рабочей массы При улавливании 70% золы При улавливании 90% золы
Расход условного топлива, т/ч
50—100 100—200 50—100 100—200 200—300
До 15 500 500 300 500 500
15—20 500 1000 300 500 1000
20—25 1000 1000 300 500 10С0
25—30 1000 1000 500 1000 1000
30—45 1000 По согласованию с Гос- санинспекцией 500 1000 1000
Для определения возможности строительства тепло-
вых и атомных электростанций в намеченном районе и
сравнения вариантов размещения площадок строитель-
ства предварительно проводят инженерные изыскания:
инженерно-геологические (определение рельефа местно-
сти, состава коренных и четвертичных отложений на
глубине до 50—100 м, характеристик водоносных слоев,
исследование физико-геологических процессов и явле-
ний), топографо-геодезические (составление карт пред-
полагаемого участка строительства станции), гидроло-
гические (оценка водных ресурсов, определение харак-
теристик возможного источника технического водоснаб-
жения), метеорологические (определение климатических
данных и сейсмичности). На базе проведенных изыска-
тельских работ составляют исходные данные, необходи-
мые для проектирования строительной части электро-
станций, а именно: инженерно-геологические разрезы по
площадке, глубину залегания грунтовых вод, норматив-
ные значения давлений на грунт и глубины его промер-
зания, рельеф местности, сейсмичность района, состоя-
ние окружающей атмосферы, климатические характери-
стики — среднегодовое количество осадков, среднегодо-
вую продолжительность безморозного периода, наиболь-
25
шую высоту снежного покрова и его массу на 1 м2 го-
ризонтальной поверхности земли, расчетные температу-
ры наружного воздуха — летнюю для расчета вентиля-
ции и зимнюю для расчета отопления и пр.
Выбор площадки сооружений гидроузла ГЭС ввиду
комплексного характера использования водотока имеет
свои особенности. Сюда входят: выбор створа подпор-
ных сооружений, выбор трасс судоходных и водопропу-
скных сооружений, выбор станционной площадки и, на-
конец, определение зоны водохранилища. При этом при-
ходится учитывать целую совокупность факторов. Из
них назовем лишь основные, специфичные для ГЭС,
а именно: топографические условия створа, строитель-
ных площадок и подходов, инженерно-геологические
данные, условия размещения судоходных и лесопропуск-
ных сооружений, размеры затопления в верхнем бьефе
и возможности уменьшения связанного с этим ущерба
для народного хозяйства, водно-санитарные условия.
Выбор самой площадки строительства согласно Нор-
мам производят на основе технико-экономического со-
поставления наиболее целесообразных (в природных
условиях намеченного района) вариантов.
2.2. Здания, сооружения и коммуникации
На. площадке электростанции размещают многочис-
ленные здания, сооружения и прокладывают инженер-
ные коммуникации (сети).
В состав инженерных коммуникаций вхо-
дят: технологические связи (трубопроводы, водоводы,
каналы, лотки, транспортеры топлива и т. п.), электри-
ческие евязи (токопроводы, кабели и т. д.), транспорт-
ные пути — автомобильные и железнодорожные, комму-
никации общего назначения — водопровод и канализа-
ция, отопительная сеть, сети электроосвещения, связи,
сигнализации. Инженерные сети (кроме водопровода и
канализации) выполняют, как правило, наземными или
надземными. Подземные инженерные сети как более
дорогие требуют технико-экономического обоснования.
Наземные коммуникации прокладывают по поверхности
земли, а надземные крепят на эстакадах или на низких
бетонных фундаментах — опорах шпального типа.
Различают здания и сооружения основного
производственного назначения и вспомогательные. Зда-
26
ния и сооружения основного производственного назна-
чения— это главный корпус, в котором размещают ос-
новное и вспомогательное оборудование; распредели-
тельные устройства (РУ) генераторного и повышенных
(35 кВ и выше) напряжений, РУ собственных нужд; со-
оружения циркуляционной воды — насосная, градирни,
брызгальный бассейн; сооружения топливного хозяйст-
ва — приемные и размораживающие устройства, угле-
дробилка, пылезавод, спецсооружения для удаления и
дезактивации радиоактивных отходов на АЭС.
Производственный процесс на электростанции тре-
бует, кроме того, подсобные службы и хозяйства, ко-
торые занимают соответствующие вспомогательные зда-
ния и сооружения, как-то: компрессорную, электроли-
зерную, устройства водоподготовки, масляное хозяйство,
азотно-кислородную станцию, лаборатории, мастерские,
склады, административно-бытовое здание. В целях сни-
жения капитальных затрат, сокращения площадки и
внутренних коммуникаций ряд зданий и сооружений
объединяют в общие корпуса и группы. Так, например,
для ТЭС и АЭС предусматривают возведение объеди-
ненного вспомогательного корпуса, который вмещает в
себя устройства водоподготовки, электролизерную, ла-
боратории, мастерские, часть складов и, наконец, адми-
нистративные и бытовые помещения.
Скоростной метод строительства становится основ-
ным методом сооружения современных электростанций
и в первую очередь ТЭС. Его осуществление требует:
а) унификации строительных изделий для всего набора
зданий и сооружений; б) применения строительных из-
делий полной заводской готовности, не требующих до-
полнительных отделочных работ; в) применения круп-
ноблочных конструкций, обеспечивающих полную сбор-
ность зданий и сооружений.
Все возрастающий объем капитального строитель-
ства в народном хозяйстве и интенсивное развитие ма-
шиностроения значительно повысили спрос на металл.
Появилась необходимость его экономии, замены его
другими материалами. В настоящее время стальные
каркасы зданий и сооружений электростанции, где воз-
можно, заменены унифицированными железобетонными
конструкциями. Для наружных стен зданий применяют
крупноразмерные панели полной заводской готовности,
исключающие производство отделочных работ на ме-
27
сте. Разработан набор железобетонных и архитектур-
но-строительных деталей, и создан их каталог. Все про-
цессы изготовления строительных элементов полностью
перенесены на специализированные заводы.
Использование унифицированных строительных эле-
ментов обусловило введение модульной системы проле-
тов и шагов конструкций. Это означает, что размеры
здания во всех трех пространственных измерениях
должны быть кратными определенным числам, называе-
мым модулями. Так, например, размеры пролетов глав-
ного корпуса и многоэтажных зданий приняты кратным
3 м (модуль равен 3 м), а для одноэтажных зданий и
сооружений модуль равняется 6 м. Шаг колонн для
главного корпуса составляет 12 м, а для остальных зда-
ний— 6 или 12 м. Высотный модуль многоэтажных про-
изводственных зданий принят равным 0,6 м.
Поскольку сооружение электростанции ведут очере-
дями, то торцевые стены главного здания проектируют
передвижными. В конструкции временной торцевой сте-
ны котельного отделения ТЭС предусматривают мон-
тажный закрывающийся проем, а торцевую стену бун-
керно-деаэраторного отделения выполняют сборно-раз-
борной. По всей длине главного здания (котельного от-
деления на ТЭС) прокладывают железнодорожный путь
и двусторонний сквозной проезд для автотранспорта,
электрокаров и тягачей. С обоих торцов главного зда-
ния — постоянного и временного — выполняют железно-
дорожные въезды. Ворота снабжают воздушными или
воздушно-тепловыми завесами.
С обоих торцов главного здания ТЭС и АЭС, а так-
же в промежутках между блоками (через каждые два
блока) оставляют место для монтажных площа-
док. Их размеры определяются эксплуатационными ус-
ловиями проведения ремонта основного оборудования.
На ГЭС монтажную площадку располагают со стороны
временного торца машинного зала и ее размеры рассчи-
тывают на ремонт одного гидроагрегата и одного глав-
ного повышающего трансформатора с учетом очередно-
сти производства работ.
Отопление и вентиляцию производственных
помещений проектируют, руководствуясь установленны-
ми нормами на температуру и относительную влажность
в рабочей зоне. Для большинства обслуживаемых про-
изводственных помещений нормированный диапазон
28
температур воздуха колеблется от 10 до 33° С, а относи-
тельная влажность воздуха должна находиться в пре-
делах 60—20%. В помещениях, не имеющих постоянных
рабочих мест, температура воздуха должна быть не ни-
же 5—10 и не выше 33—40° С.
Тип отопления и вентиляции зависит от теплового
режима установленного оборудования и наличия вред-
ных выделений в окружающий воздух. На электростан-
циях применяются следующие системы отопления: водя-
ное, паровое, электрическое и воздушное. В складских
помещениях, где хранятся материалы или вещества, не-
чувствительные к изменению температуры, отопление не-
предусматривают. Для целей отопления и вентиляции-
здания ГЭС рекомендуется использовать тепловыделе-
ние от гидрогенераторов и электрооборудования, а там,
где этого недостаточно, применять электрическое или
водяное отопление. При этом учитывают наличие в рай-
оне расположения ГЭС источников централизованного-
теплоснабжения.
Для вентиляции помещений электростанций исполь-
зуют следующие ее виды: естественную, аварийную вы-
тяжную, приточно-вытяжную с естественным побужде-
нием, приточно-вытяжную с механическим побуждением.
Наиболее эффективную приточно-вытяжную вентиляцию
с механическим побуждением устанавливают в помеще-
ниях, содержащих особо вредные выделения, например
в помещениях аккумуляторной батареи, ртутной комна-
те, мазутонасосной и т. и.
При проектировании зданий и сооружений электро-
станций должны быть предусмотрены производственно-
противопожарный и хозяйственно-питьевой водопроводы
и канализация.
Освещение помещений с постоянным пребыванием
персонала осуществляют газоразрядными лампами, а на-
ружное освещение главных дорог площадки — газораз-
рядными и ксеноновыми лампами. Осветительную сеть
в зданиях и сооружениях выполняют четырехпроводной’
напряжением 380/220 В с заземленной нейтралью. Для.
освещения кабельных и теплофикационных туннелей
предусматривают сеть напряжением не выше 42 В, а
светильники устанавливают на высоте не менее 2,5 м.
В последнее время для повышения индустриализации
монтажных работ при сооружении электростанций до-
ставку на площадку строительных, технологических и
29-
электротехнических конструкций осуществляют укруп-
ненными монтажными блоками-контейнерами полной за-
водской готовности. На месте остается только провести
работы по монтажу и стыковке этих блоков. Так, напри-
мер, блок-контейнер электротехнического устройства
представляет собой легкий стальной каркас с несущей
нижней рамой, на которой крепится электрическое
оборудование (шкафы КРУ, релейные панели и т. п.).
На период транспортировки с завода или специальной
производственно-комплектовочной базы блок-контейнеры
закрывают съемными щитами. Таким образом, каркас
со щитами служит одновременно опорной конструкцией
и тарой для транспортировки установленного в нем обо-
рудования.
2.3. Общие принципы компоновки
Под компоновкой электростанции (подстанции)
понимается взаимное размещение основных и вспомо-
гательных сооружений на ее площадке. План площадки,
на котором показано расположение основных и вспомо-
гательных сооружений и коммуникаций, называют гене-
ральным планом электростанции (подстанции).
Компоновка электростанций — это один из наиболее
сложных вопросов проектирования, которым занимаются
высококвалифицированные и опытные инженеры разных
специальностей: технологи, электротехники, строители,
архитекторы, путейцы и др. Сложность задачи объясня-
ется тем, что при разработке компоновки приходится
учитывать очень большое количество различных факто-
ров как внутреннего, так и внешнего порядка. В резуль-
тате имеют место подчас противоречивые требования с
позиций размещения различных частей объекта. Неудач-
ная компоновка может привести к значительному пере-
расходу капиталовложений или в дальнейшем, при экс-
плуатации электростанции, вызвать определенные неу-
добства и трудности.
Наибольшую сложность при компоновке электростан-
ций составляет рациональное размещение многочислен-
ных технологических сооружений — наземных и подзем-
ных. В этом отношении компоновка подстанций, где та-
30
кие сооружения отсутствуют, представляет собой значи-
тельно более простую задачу.
Рассмотрим основные внешние факторы, которые
подлежат учету при компоновке электростанций. Преж-
де всего здесь следует назвать природные условия, в
которых будет сооружаться и работать проектируемая
электростанция, а именно: климат, рельеф местности,
расположение естественных водоемов, розу ветров. Для
компоновки сооружений, естественно, наиболее благо-
приятна ровная площадка. При уклоне рельефа более
0,03 применяют террасную планировку, т. е. размещение
сооружений ступенями. Протяженные здания и соору-
жения, а также железнодорожные пути располагают
параллельно горизонталям природного рельефа.
В случае размещения электростанции вблизи круп-
ных водоемов отметку ее территории назначают не менее
чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод
(за расчетный горизонт принимают уровень воды с ве-
роятностью превышения 1 раз в 100 лет).
Правильная ориентация сооружений относительно
розы ветров необходима для защиты от дымовых уносов
как сооружений самой станции (в первую очередь от-
крытых распределительных устройств и электрооборудо-
вания наружной установки), так и близлежащих насе-
ленных пунктов и окружающей природы. Поэтому на
чертеже генплана должна быть обязательно показана
роза ветров — графическое изображение относительного
распределения средних или максимальных скоростей
ветра по разным направлениям. Опасен также нанос вет-
ром паров и мелких капелек воды от градирен и брыз-
гальных бассейнов на здания, электрооборудование и то-
коведущие части, поскольку это может привести к ухуд-
шению конструкции зданий и изоляции оборудования, а
в зимнее время — к обледенению. Обычно в зависимости
от силы господствующих ветров и их направления все
основные сооружения удаляют от градирен на 20—40 м,
а РУ открытого типа (ОРУ) —на 40—60 м (табл. 2.2).
Для брызгальных бассейнов эти расстояния увеличива-
ют соответственно до 60—100 и 60—120 м.
При размещении корпусов зданий приходится также
считаться с их ориентацией относительно сторон света,
поскольку солнечный свет может оказывать неблагопри-
ятное воздействие на некоторые технологические и слу-
жебные помещения. К числу важных внешних факторов
31
Таблица 2. 2. Минимально допуёкаемЫё расстояния, м, мёжДу зданиями и сооружениями f'дС
№
§
О.
Ж
следует отнести подвод внешних коммуникаций — элек-
трических, технологических и транспортных, а также
охрану окружающей среды и защиту населения (для
АЭС — защиту от радиоактивной опасности).
Внутренние факторы, влияющие на компоновку
электростанции, вытекают из особенностей и параметров
самой проектируемой станции. Такими внутренними
факторами являются количество и площади основных и
вспомогательных сооружений, технологические и элек-
трические связи между ними, внутренняя транспортная
сеть, требования пожарной безопасности и гражданской
обороны.
Разнообразие внешних и внутренних факторов не
позволяет осуществлять компоновку по заранее разра-
ботанным типовым решениям (это положение в первую
очередь относится к ГЭС). Поэтому для каждой проек-
тируемой станции намечают несколько конкурентоспо-
собных вариантов компоновок и на основании технико-
экономического сопоставления выбирают наилучший.
Критерием служат наименьшие приведенные затраты,
удобство эксплуатации и надежность работы.
При составлении вариантов компоновок электро-
станций руководствуются следующими общими принци-
пами:
1. Оптимальная ориентация относительно естествен-
ных водоемов (для ТЭС и АЭС), при которой достига-
ется экономия в строительстве гидротехнических соору-
жений и каналов.
2. Удобство внешних инженерных коммуникаций —
подъездных дорог, линий электропередачи, тепловых се-
тей, шлакозолопроводов.
Площадка электростанции должна быть обеспечена
железнодорожными и автомобильными подъездными пу-
тями, примыкающими к соответствующим путям общего
пользования. Подъездную автодорогу, связывающую
площадку станции с внешней сетью автомобильных до-
рог и жилым поселком, надлежит проектировать на две
полосы движения и располагать со стороны торцов глав-
ного здания. Склады топлива, расположенные вне пре-
делов основной площадки станции, должны быть соеди-
нены с последней специальной автодорогой.
Воздушные линии электропередачи на подходах к
станции должны иметь минимальное число пересечений
и углов поворота.
32
3—1342
33
При выборе трасс внешних инженерных коммуника-
ций (например, тепловых сетей, шлакозолопроводов)
должны учитываться генеральные планы соседних пред-
приятий и населенных пунктов. Протяженность этих
трасс, а следовательно, и полос отводимых земель долж-
на быть минимальна. Желательно, чтобы длина путей,
связывающих станцию с магистральной железной доро-
гой и автострадой, не превышала 10 км.
3. Удобство внутренних инженерных коммуника-
ций— транспортной сети и подъемно-транспортного обо-
рудования, технологических (транспортеров, трубопро-
водов, водоводов и т. п.) и электрических (токопроводов
разных конструкций) связей.
Подземные технологические коммуникации должны
требовать по возможности меньшего объема земляных
работ. Для достижения этой цели необходимо учитывать
технологическую зависимость вспомогательных устройств
по отношению к основным сооружениям с соблюдением
необходимых противопожарных и санитарных разрывов
(см. табл. 2.2).
4. Размещение зданий вспомогательных хозяйств
(ремонтных служб и мастерских, масляного и воздуш-
ного хозяйств, пожарного депо, гаража и т. д.) в соот-
ветствии с их назначением. Это дает возможность осу-
ществить более короткие технологические и транспорт-
ные связи с цехами, которые эти вспомогательные хо-
зяйства обслуживают.
5. Наименьшие размеры площадки, занимаемой про-
ектируемой электростанцией. Основным показателем ис-
пользования территории площадки является коэффи-
циент застройки, равный отношению площади, занятой
зданиями и сооружениями, к общей площади в ограде
станции. Обычно он равен: для мощных пылеугольных
ТЭС 0,4—0,5, для газомазутных ТЭС 0,6—0,7.
6. Возможность дальнейшего расширения станции до
конечной мощности при минимально необходимом от-
чуждении земель. Для этой цели все внешние коммуни-
кации стараются выполнить с одного торца корпусов и
площадки, оставляя противоположные торцы свободны-
ми для расширения.
Между отдельными зданиями, сооружениями и уста-
новками предусматривают необходимые пожарные раз-
рывы и проезды. Вокруг площадки станции сооружают
сетчатое стальное или железобетонное ограждение вы-
34
сотой 2 м. С внутренней стороны ограждения оставляют
свободную от застройки зону шириной 5 м. В этой зоне
располагают устройства автоматической охранной сиг-
нализации.
2.4. Компоновка ТЭЦ
Тепловые электростанции имеют большое количество
технологических сооружений, внешних и внутренних тех-
нологических коммуникаций. Для ТЭЦ характерно: на-
личие РУ генераторного напряжения закрытого типа
(ЗРУ), от которого отходит большое количество кабель-
ных линий; применение оборотного водоснабжения с ис-
кусственными охладителями (обычно в виде градирен);
вывод теплопроводов к местным потребителям. В качест-
ве примера рассмотрим компоновку ТЭЦ с поперечными
связями.
К числу основных технологических сооружений пыле-
угольной ТЭЦ относятся (рис. 2.1): главный корпус 1,
где устанавливают турбоагрегаты 2, котлы 3 и их вспо-
могательное оборудование; градирни 4 и водоводы 5
циркуляционной воды; склад топлива 6\ топливоподача,
включающая в себя разгрузочное устройство 7, галерею
конвейеров 8, дробильный корпус 9; дымовые трубы 10.
Размещение основных технологических сооружений со-
ответствует последовательности технологического про-
цесса.
В непосредственной близости от основных технологи-
ческих сооружений размещают их вспомогательные со-
оружения: химводоочистку 11, мазутное хозяйство 12,
механическую мастерскую 13, материальный склад 14,
размещенные между складом топлива и главным корпу-
сом; трансформаторную мастерскую 15— возле желез-
нодорожной ветки, проложенной вдоль ряда трансфор-
маторов связи с системой 16. Масляное хозяйство 17
ввиду его пожароопасности относят в сторону от основ-
ных сооружений. Корпус управления 18 (или иначе ин-
женерно-бытовой корпус), в состав которого входят
службы, не имеющие технологических связей с основным
и вспомогательным оборудованием ТЭЦ, расположен со
стороны постоянного торца главного здания, по другую
сторону от главного въезда на территорию станции.
Компоновка электротехнического оборудования и со-
оружений соответствует структурной электрической схе-
3* 35
ме, изображенной вверху рис. 2.1: генераторы 2, распре-
делительное устройство генераторного напряжения
(ГРУ) 19, электрические связи 25 между генераторами
и ГРУ, трансформаторы связи 16, РУ повышенного на-
пряжения 20, воздушные линии электропередачи 21.
Рис. 2.1. Генеральный план ТЭЦ с поперечными связями.
Главный щит управления 22 (ГЩУ) пристроен к ГРУ со
стороны его постоянного торца. Между ГРУ и главным
корпусом предусматривают расстояние в 20—30 м, не-
обходимое для размещения подземных и наземных тех-
нологических коммуникаций. Распределительные устрой-
36
ства собственных нужд (с. н.) размещают внутри глав-
ного корпуса.
Трансформаторы связи 16 и трансформаторы собст-
венных нужд 23 устанавливают по обе стороны от ГРУ.
Для ремонта трансформаторов используют монтажную
площадку 24 главного корпуса. Мощные трансформато-
ры (трансформаторы связи) транспортируют на монтаж-
ную площадку по железнодорожному пути на собствен-
ных тележках. Трансформаторы небольшой мощности
доставляют с помощью автомашин.
Площадка ТЭЦ покрыта целой сеткой внутренних
железнодорожных путей и автодорог. Железнодорожные
ветки проложены вдоль рядов размещения наиболее тя-
желого оборудования, а по выходе с территории ТЭЦ
вливаются в магистраль общего пользования.
2.5. Компоновка КЭС
Конденсационные электростанции, являясь мощными
электростанциями районного
шие площади. Наибольших
топлива, открытые РУ
(ОРУ) повышенных напря-
жений, водоводы, главный
корпус.
Особенно большую роль
в компоновке сооружений
играет взаимное расположе-
ние главного корпуса, РУ и
внешнего водохранилища
(реки, брызгального бассей-
на и т. п.). Распределитель-
типа, занимают очень боль-
площадок требуют: склад
ТСН ТСН. ТСН ТСН‘
ные устройства имеют внут- Рис. 2.2. Структурная схема
ренние электрические связи КЭС с двумя повышенными на-
с блочными трансформато- пряжениями.
рами, которые всегда уста-
навливают у стены главного
здания, со стороны машинного зала. Кроме того, от РУ
отходит большое количество воздушных линий, вывод
которых с площадки КЭС приходится согласовывать с
размещением водохранилища. Водохранилище в свою
счередь должно быть связано гидротехническими ком-
муникациями (внешним водоподводящим каналом и
внутренними водоводами) с главным корпусом.
37
Применительно к структурной схеме КЭС (рис. 2.2)
на рис. 2.3 показаны следующие четыре характерные
компоновки КЭС: размещение РУ перед фасадом глав-
ного корпуса (рис. 2.3,а); размещение РУ за водопод-
водящим каналом (рис. 2.3,6); размещение РУ за дымо-
выми трубами и угольным складом (рис. 2.3,в); разме-
щение РУ со стороны постоянного торца главного кор-
пуса (рис. 2.3,г).
Прежде всего надо отметить, что ни одна из пред-
ставленных компоновок не свободна от недостатков.
Самые простые, короткие и дешевые внутренние элек-
трические связи 10 — между трансформаторами 8 бло-
ков и РУ (2 и 3) — получаются при расположении РУ
непосредственно перед фасадом главного корпуса 1
(рис. 2.3,а). Но зато удлиняются и соответственно удо-
рожаются внутренние водоводы и возникают затрудне-
ния с выводом воздушных линий (ВЛ) электропередачи:
приходится сооружать высокие опоры и перебрасывать
ВЛ через водохранилище 4 или разводить ВЛ вдоль
берега водохранилища. В последнем случае протяжен-
ность внутренних водоводов еще более увеличивается.
Если завести водоподводящий канал 14 между глав-
ным корпусом и РУ (рис. 2.3,6), то длина внутренних
электрических связей повышенных напряжений возра-
стает, но упрощаются выводы ВЛ.
Максимальное приближение главного корпуса к во-
дохранилищу (рис. 2.3,в) позволяет получить самые
короткие и дешевые гидротехнические коммуникации
с наименьшими годовыми расходами на прокачку охлаж-
дающей воды. Однако РУ при этом приходится разме-
щать за дымовыми трубами 6 и складом топлива 7.
Вывод ВЛ получается простым и удобным, но связи
между трансформаторами блоков и РУ приходится пе-
ребрасывать через главный корпус и угольный склад.
Эти связи могут осуществляться с использованием про-
межуточных опор, установленных на крыше главного
корпуса, и подвешиваются на дымовых трубах.
При размещении РУ со стороны постоянного торца
главного корпуса (рис. 2.3,г) связи между РУ и блоч-
ными трансформаторами получаются также протяжен-
ными и дорогими. Для их крепления требуется большое
количество дорогих угловых опор. Расширение РУ воз-
можно осуществлять только в одну сторону. В данном
случае это приводит к затруднению расширения РУ
38
Рис. 2.3. Варианты компоновки сооружений КЭС, схема которой
представлена па рис. 2.2.
1 — главный корпус; 2 — РУ высшего напряжения; 3 — РУ среднего напряже-
ния; 4 — водохранилище; 5 —насосная станция; 6 — дымовая труба; 7 —склад
топлива; 8 — трансформатор энергоблока; 9 — автотрансформатор связи; 10 —>
электрическая связь между трансформатором блока и РУ; 11 — воздушные ли-
нии электропередачи; /2 — блочные щиты управления; 13 — железнодорожный
путь; 14 — водоподводящий канал.
39
среднего напряжения (СН). Преимущество такой ком-
поновки состоит в свободном выводе ВЛ и удобном под-
воде гидротехнических коммуникаций.
Более детальное размещение основных и вспомога-
тельных сооружений на площадке КЭС (генеральный
план) показано на рис. 2.4. В качестве примера приве-
дена КЭС с блоками по 500 МВт на экибастузском угле
Рис. 2.4. Генеральный плац пылеугольной КЭС с блоками по
500 МВт.
1 — главный корпус; 2 — водохранилище; 3— радиальный склад угля; 4 — га-
лерея ленточных транспортеров; 5 — дробильный корпус; 6 — эстакада топли-
воподачи; 7— дымовая труба; 8— багерная насосная; 9— распределительные
устройства; 10— пусковая котельная; И — компрессорная и азотно-кнслород-
ная станция; 12 — химводоочнстка; 13 — склад; 14 — вагоноопрокндыватель;
15— мазутное и масляное хозяйства; 16— насосная станция; 17— отводящий
канал; 18— ресиверы водорода и кислорода.
с размещением РУ со стороны постоянного торца глав-
ного корпуса.
Порядок размещения технологических сооружений,
как и на ТЭЦ, в основном соответствует технологиче-
скому процессу на электростанции. На рассматриваемой
КЭС применены радиальные склады топлива 3, которые
обслуживаются машинами непрерывного действия
(стаккерами). Распределительные устройства 6 кВ соб-
ственных нужд расположены в главном корпусе.
2.6. Компоновка АЭС
Отличительная черта АЭС — радиоактивность тепло-
носителя и как следствие образование радиоактивных
газообразных, жидких и твердых отходов. Для удаления
последних АЭС снабжают дополнительными вспомога-
40
тельными устройствами и сооружениями: специальной
технологической вентиляцией, спецканализацией, систе-
мой дезактивации и захоронения радиоактивных от-
ходов.
Воздух из системы вентиляции очищается фильтра-
ми и через вытяжную вентиляционную трубу
выбрасывается в верхние слои атмосферы. Вентиля-
ционную трубу размещают с учетом гооподствующего
направления ветра, т. е. с подветренной стороны по от-
ношению к «чистым» зданиям на площадке станции и
к населенным пунктам.
Для отвода жидких радиоактивных отходов соору-
жают внутреннюю сеть спецканализации, Через
эту сеть жидкие отходы поступают в очистные сооруже-
ния. После дезактивации эти воды частично могут
быть использованы повторно в производственном цикле.
Для той части отходов, использование которой невоз-
можно по замкнутому оборотному циклу, предусматри-
вают хранилища концентратов (отходы предварительно
проходят через выпарные устройства). Для транспорти-
ровки радиоактивных стоков с территории АЭС (к
внешним хранилищам) прокладывают наружные сети
спецканализации. Вокруг внешнего пункта подземного
хранения жидких радиоактивных отходов устанавли-
вают индивидуальную санитарно-защитную зону. В пре-
делах этой зоны запрещается использовать поверхност-
ные и подземные воды для хозяйственно-питьевого и
сельскохозяйственного водоснабжения.
Для захоронения твердых радиоактивных отходов, а
также пульпы и концентрированных растворов из очи-
стных сооружений предусматривают специальные храни-
лища, или иначе могильники.
Комплекс сооружений хранилищ твердых отходов
включает в себя: помещение для сбора, временного хра-
нения и преобразования воспламеняющихся и взрыво-
опасных радиоактивных отходов в неопасное состояние;
помещение дезактивации опецавтотранспорта, контей-
неров и оборудования; склад для хранения оборотных
контейнеров; гараж для спецмашин; емкости для захо-
ронения отходов по группам загрязненности.
Площадку для строительства АЭС выбирают с та*
ким расчетом, чтобы вокруг АЭС можно было органи-
зовать санитарно-защитную зону (рис. 2.5), Са-
нитарная зона представляет собой круг 1 с центром в
41
-месте размещения вентиляционной трубы 2. Радиус са-
нитарной зоны устанавливают в каждом конкретном
случае в зависимости от параметров реакторов и мест-
> ных климатических, метеорологических и топографиче-
Рис. 2.5. Ситуационный план АЭС.
I — санитарная зона; 2 — вентиляционная труба; 3 — производственная пло-
щадка; 4 — главный корпус; 5 — распределительное устройство; 6 — насосная
Станция; 7 — железнодорожная станция; 8 — подъездная автодорога; 9 — воз-
душные липни электропередачи; 10 — населенный пункт,
ских условий. В санитарной зоне запрещается сооружать
населенные пункты, но разрешается размещать такие
здания и сооружения подсобного назначения, как слу-
жебные корпуса, столовые, мастерские, пожарные депо,
гаражи, склады и т. п.
На рис. 2.6 приведен пример компоновки сооружений
АЭС на производственной площадке /. Главный корпус
2, состоящий из реакторного-отделения и машинного за-
ла, ориентирован относительно береговой линии водо-
хранилища 3. Циркуляционная вода подается в машин-
ный зал посредством береговой насосной 4. Параллель-
но машинному залу проходит сбросной трубопровод 5,
переходящий в сбросной канал 6.
42
В непосредственной близости от главного корпуса
расположены все спецсооружения, предназначенные для
удаления, дезактивации и хранения радиоактив-
ных отходов: корпус спецводоочистки 7, хранилища 8
Рис. 2.6. Компоновка сооружений АЭС на производственной пло-
щадке.
радиоактивных отходов (расположены под зданием
спецводоочистки), вентиляционная труба 9. Рядом с кор-
пусом спецводоочистки находится дизель-генераторная
10, где смонтированы источники надежного питания —.
дизель-генераторы.
Несколько дальше расположены вспомогательные
производственные здания и сооружения: химводоочист-
43
ка 11, вспомогательная котельная 12, объединенный
вспомогательный корпус и мастерские 13, склад 14, по-
жарная охрана 15, гараж 16. Маслохозяйство 17 и азот-
но-.кислородная станция 18 в целях пожаробезопасности
удалены на периферию промышленной площадки.
Трансформаторы блоков 19 установлены вдоль на-
ружной стены машинного зала. Прямыми гибкими про-
водами они присоединяются к РУ СН 20 и РУ ВН 21.
С помощью переходных мостиков главный корпус сое-
динен с инженерно-бытовым 22 и административно-слу-
жебным 23 корпусами.
Согласно последним проектным решениям системы
спецводоочистки и подавления активности газов внесе-
ны в главный корпус, а вентиляционная труба разме-
щена непосредственно на главном корпусе. Эти меро-
приятия уменьшили внутренние коммуникации и сдела-
ли компоновку более компактной.
2.7. Компоновка ГЭС
На компоновку ГЭС особенно сильное влияние ока-
зывают местные природные условия (рельеф и геоло-
гическое строение поймы реки, зона затопления) и при-
нятая система использования водотока, которая опре-
деляет тип и состав гидротехнических сооружений. Влия-
ние этих факторов столь значительно, что компоновка
каждой ГЭС представляет собой оригинальное решение.
Наибольшее значение при компоновке станционного
узла имеет взаимное расположение здания ГЭС, откры-
тых РУ повышенных напряжений и корпуса вспомога-
тельных устройств со щитом управления. Распредели-
тельные устройства повышенных напряжений стараются
расположить таким образом, чтобы расстояние до ма-
шинного зала было возможно меньшим. С этой целью
ОРУ часто располагают непосредственно у берега реки
или канала со стороны нижнего бьефа. Распредели-
тельные устройства генераторного напряжения закрыто-
го типа в большинстве случаев помещают в здании
ГЭС со стороны нижнего бьефа (русловые ГЭС) или со
стороны верхнего бьефа (приплотинные ГЭС с напор-
ными трубопроводами).
Вспомогательные электротехнические устройства (ак-
кумуляторная батарея с подзарядным и зарядным уст-
ройствами, электролаборатория, узел связи) и щит уп-
44
равления занимают обычно специальный (вспомогатель-
ный) корпус. Последний выполняют в виде пристройки
к машинному залу со стороны расположения ОРУ.
Здание 1 русловой ГЭС (рис. 2.7) занимает
часть напорного фронта гидротехнических сооружений
и наравне с плотиной 2 воспринимает давление воды
Рис. 2.7. План (а), поперечный раз-
рез (б) и структурная схема (е) ру-
словой ГЭС.
РУ вн
Мэ ®Т® »
верхнего бьефа (ВБ). Трансформаторы 3 блоков раз-
мещают на площадке со стороны верхнего бьефа (как
показано на рис. 2.7) или со стороны нижнего бьефа
(НБ). Распределительное устройство генераторного на-
пряжения 4 располагают в здании ГЭС под трансфор-
маторами 3. Соединение генераторов с РУ генераторно-
го напряжения (или при единичных блоках с трансфор-
маторами) выполняют в зависимости от мощности гене-
ратора открытыми ШИННЫМИ мостами (при РНом,г до
100 МВт) или закрытыми экранированными токопрово-
дами (при Рном.г более 100 МВт). Распределительные
устройства повышенных напряжений 5 (открытого типа)
размещают на берегу со стороны нижнего бьефа. Пло-
щадку для их сооружения выбирают в соответствии с
рельефом прибрежной полосы. При неблагоприятных
топографических условиях, когда трудно найти или соз-
45
дать ровную площадку требуемых размеров, приходится
прибегать к ступенчатому расположению оборудования
РУ (террасами).
Присоединение трансформаторов к РУ повышенного
напряжения осуществляют гибкими проводами 6. Про-
вода подвешивают с помощью натяжных гирлянд изо-
ляторов 7 между стеной здания ГЭС (или опорами,
установленными на здании ГЭС) и опорами, установ-
ленными на берегу, где размещено РУ.
На приплотинной ГЭС (рис. 2.8) здание 1 со-
оружают за глухой плотиной 2, поэтому оно не воспри-
нимает напора воды. Вода подается к турбинам по на-
Рис. 2.8. План (а) и поперечный разрез (б) приплотинной ГЭС.
порным трубопроводам 3. Между зданием ГЭС и пло-
тиной над напорными трубопроводами образуется так
называемая «пазуха» 4. Последнюю удобно использо-
вать для установки трансформаторов 5 блоков и разме-
щения РУ генераторного напряжения 6. Последнее
можно также пристроить к зданию ГЭС (показано на
рис. 2.8,6 пунктиром). Распределительные устройства
повышенного напряжения 7, как и на русловой ГЭС,
размещают на берегу и соединяют с трансформаторами
гибкими проводами 8.
, Кроме указанных выше основных сооружений, в со-
став станционного узла плотинньос ГЭС входят: корпус
управления, здания (или помещения) вспомогательных,
ремонтных и хозяйственных служб. Здание вспомога-
тельных устройств и щита управления обычно пристраи-
вают к зданию ГЭС со стороны берега, где расположено
РУ повышенного напряжения. Помимо этого, могут иметь
46
место внешние гидротехнические сооружения, как-то:
судоходный шлюз или судоподъемник, водозаборные со-
оружения (для самой ГЭС, близлежащих промышлен-
ных предприятий и населенных пунктов, для орошения
сельскохозяйственных угодий), водосбросные, лесосплав-
ные и рыбопропускные сооружения.
Компоновка деривационной ГЭС (рис. 2.9)
имеет свои особенности. Кроме станционного узла 1
у створа Б, где размещены основные сооружения стан-
Рис. 2.9. План деривационной ГЭС.
ции, имеется еще и головной узел 2 у створа А. Голов-
ной и станционный узлы связаны между собой дерива-
ционным каналом 3.
В состав сооружений станционного узла входят на-
порный бассейн 4 и бассейн 5 суточного регулирования,
турбинные напорные трубопроводы 6, здание ГЭС 7,
аварийный водосброс 8, отводной канал 9, а также зда-
ния вспомогательных и ремонтных служб (на рис. 2.9
не показаны).
Трансформаторы 10 устанавливают над турбинными
трубопроводами у стены здания ГЭС. Распределитель-
ное устройство генераторного напряжения 11 встраи-
вают или пристраивают к фронтальной стене здания
ГЭС, а РУ повышенного напряжения 12 размещают в
стороне от гидротехнических сооружений, выбирая бла-
гоприятную для этой цели ровную площадку. Соедине-
ние трансформаторов и РУ повышенного напряжения
47
здесь, как и в предыдущих случаях, осуществляют гиб-
кими подвесными проводами.
Головной узел объединяет сооружения, предназна-
ченные для создания подпора в реке и отвода потока в
деривацию, очистки воды от сора и наносов. Сюда вхо-
дят плотина 13, водосбросные устройства 14, водопри-
емник 15, отстойник, промывные устройства.
2.8. Компоновка подстанций
Состав оборудования и сооружений подстанций за-
висит от ее параметров и принятой схемы электрических
соединений. В общем случае на площадке подстанции
подлежат размещению: распределительные устройства,
трансформаторы, реакторы, синхронные компенсаторы,
общеподстанционный пост управления (ОПУ).
В настоящее время стремятся максимально упростить
и удешевить подстанции, широко использовать укруп-
ненные узлы конструкций заводского изготовления, ог-
раничиться минимальным количеством зданий и соору-
жений на площадке подстанции. Здания вспомогатель-
ного назначения (гараж, ремонтные мастерские, склад-
ские помещения и др.) сооружают только на крупных
базовых подстанциях. Общеподстанционный пост уп-
равления предусматривают лишь па тех подстанциях,
где планируется постоянное дежурство персонала или
устанавливается аккумуляторная батарея или, наконец,
сооружается ЗРУ. Трансформаторные башни, оборудо-
ванные мостовыми кранами, проектируют только для
подстанций с трансформаторами, у которых {7вп^500кВ
или t7BH = 330 кВ при 5ном^э200 МВ-А. В остальных слу-
чаях ремонт трансформаторов осуществляют на месте
их установки при помощи передвижных автокранов или
приспособлений, укрепленных на портале, совмещаю-
щем функции крепления ошиновки трансформатора и
крепления устройств съема кожуха или выемки сердеч-
ника трансформатора.
Электрооборудование подстанций монтируют пре-
имущественно на открытом воздухе. Поэтому рекомен-
дуется использовать реакторы для наружной установки
и комплектные распределительные устройства наруж-
ной установки (КРУН). Синхронные компенсаторы,
если они имеют водородное охлаждение, также уста-
навливают на открытом воздухе, И лишь синхронные
48
компенсаторы с воздушным незамкнутым охлаждением
требуют сооружения здания.
Железнодорожные пути к подстанции и на ее тер-
ритории в большинстве случаев не предусматривают,
ограничиваясь прокладкой автомобильных дорог. Авто-
дороги прокладывают с таким расчетом, чтобы обеспе-
чивались возможность производства строительно-мон-
тажных работ и ремонта оборудования с применением
передвижных кранов и необходимых механизмов, до-
ставка и вывоз трансформаторов и другого оборудова-
ния и производство испытаний передвижными лабора-
ториями.
Общеподстанционный пост управления выполняют в
виде одноэтажного отдельно стоящего здания или сов-
мещают его в одном здании с ЗРУ 6-10 кВ. Для эко-
номии контрольно-измерительных кабелей ОПУ разме-
щают по возможности центрально по отношению к РУ.
Поскольку РУ являются основными сооружениями
подстанции, то их число и взаимное расположение и
определяют главным образом компоновку подстанции.
Наиболее просто решается компоновка подстанций с
двумя напряжениями. На рис. 2.10 показана компонов-
ка сооружений подстанции с двумя напряжениями и
реакторами Р1 и Р2 на вводах в РУ НН. Как видно из
сопоставления компоновки (рис. 2.10,а) и поясняющей
структурной схемы (рис. 2.10,6), размещение электро-
оборудования и РУ на площадке подстанции соответ-
ствует положению этих элементов в структурной схеме.
При этом электрические связи получаются прямыми и
короткими. Автодорога проходит вдоль трансформато-
ров и вдоль ряда выключателей на площадке ОРУ ВН.
При наличии на подстанции трех напряжений (см.
поясняющую структурную схему на рис. 2.11,а) компо-
новка усложняется. Взаимное расположение РУ высше-
го и среднего напряжений определяется направлением
выводов воздушных линий электропередачи. На
рис. 2.11,6 показана компоновка подстанции с выводом
воздушных линий в противоположные стороны, на
на рис. 2.11,в — с выводом линий в одну сторону и на
рис. 2.11,г — с выводом линий под углом в 90°. Трехоб-
моточные трансформаторы (автотрансформаторы) рас-
полагают таким образом, чтобы электрические связи с
РУ были возможно проще и короче. Пунктиром показа-
ны стороны расширения РУ.
4—1342
49
Рис. 2.10. Компоновка сооружений подстанции с двумя напри*
жениями.
Рис. 2.11. Структурная схема (а) и варианты компоновки со-
оружений (б, в, г) подстанции с тремя напряжениями.
50
, На рис. 2.12 представлен генеральный план подстан-
ции 330/110/10 кВ с двумя автотрансформаторами мощ-
ностью по 250 МВ-А.
Автотрансформаторы 1 находятся примерно в центре
площадки подстанции, чем обеспечивается наименьшая
протяженность их связей с РУ 330, ПО и 10 кВ. Совме-
Рис. 2.12. Генеральный план подстанции 300/110/10 кВ.
щенный портал 2 служит для крепления ошиновки авто-
трансформатора и его ревизии. Усиленная траверса пор-
тала рассчитана на подъем кожуха.
Распределительные устройства 330 кВ 3 и НО кВ 4
расположены по обе стороны от автотрансформаторов,
а воздушные линии электропередачи (5 и 6 соответст-
венно) этих напряжений выведены в противоположные
стороны; РУ 10 кВ выполнено из шкафов КРУН 7
4* 51
серии К-37 (однорядное с коридором для обслуживания).
Общеподстанционный пост управления 8 размещен,
как и автотрансформаторы, примерно в центре площад-
ки подстанции. В этом же здании находится районный
диспетчерский пункт; поэтому здание получается более
протяженным. В помещении ОПУ смонтированы панели
управления и релейной защиты, щиты собственных
нужд, устройства связи. Предусмотрена мастерская для
ремонтных бригад, служебная комната и прочие вспо-
могательные помещения. С левого торца здания ОПУ
сооружена компрессорная 9, предназначенная для по-
дачи сжатого воздуха в воздушные выключатели 330 кВ
и систему управления масляными выключателями ПО кВ.
Здание маслохозяйства 10 имеет комплекс оборудо-
вания для приема, транспортирования очистки, сушки,
дегазации масла, а также для вакуумирования авто-
трансформаторов. Здание маслохозяйства связано масло-
проводами с открытым складом масла 11. Последний со-
стоит из трех металлических горизонтальных баков. Для
слива масла предусмотрен подземный маслоприемник 12.
На площадке подстанции находятся, кроме того, на-
сосная пожаротушения 13, водоем 14 и проходная буд-
ка 15. Вдоль рядов выключателей РУ 330 и ПО кВ, а
также вдоль линии расположения автотрансформаторов
и вспомогательных сооружений проходят три широкие
автодороги 16. Силовые, контрольные кабели и возду-
хопроводы прокладываются в наземных каналах 17 ти-
па лотков.
Территория подстанции имеет внешнее ограждение 18
высотой 2 м. Вдоль него установлены молниеотводы 19
(кроме молниеотводов, смонтированных на площадке
РУ), снабженные прожекторными площадками.
2.9. Выполнение внутренних электрических связей
Электрические машины на станции устанавливают
•или в помещениях (генераторы, электродвигатели собст-
венных нужд, сухие трансформаторы) или на открытом
воздухе (масляные трансформаторы). Для их присоеди-
нения к РУ необходимы электрические связи, которые,
как было показано выше, в зависимости от компоновки
могут иметь разную протяженность и разные условия
прокладки.
52
I
К На станциях и подстанциях применяют электриче-
ские связи разных видов конструктивного исполнения:
г гибкие открытые токопроводы («гибкие связи»), откры-
тые шинные мосты, комплектные экранированные то-
" копроводы, кабели и гибкие провода.
Гибкие открытые токопроводы используют
в качестве подвесных протяженных электрических свя-
В зей на напряжение 6—10 кВ. Такая конструкция связи
В применяется, например, для присоединения генераторов
В ТЭЦ к ГРУ (элемент 25 на рис. 2.1). Гибкие токопро-
воды поднимают на высоту, обеспечивающую безопас-
ное размещение под ними проездных путей и техноло-
Й гических коммуникаций (рис. 2.13,а).
। Гибкий токопровод (рис. 2.13,6) состоит из пучка
алюминиевых проводов 1, закрепленных с помощью
Рис .2.13. Общий вид (а) и поперечный разрез (б) гибкого токопро-
вода 6—10 кВ.
53
стальных скоб 2 по окружности колец-обойм 3. Кольца
с алюминиевыми проводами подвешивают на натяжных
гирляндах изоляторов к стене здания (машинного зала
или ГРУ 6—10 кВ) и к опорам. Механическую нагруз-
ку воспринимают сталеалюминиевые провода 4. Коль-
ца-обоймы устанавливают с шагом 1 м; расстояние меж-
ду фазами гибкого токопровода 3 м. Связи получаются
простыми, надежными и относительно дешевыми.
Открытый шинный мост применяют для при-
соединения трансформаторов к РУ 6—10 кВ в тех слу-
чаях, когда трансформаторы стоят непосредственно
у стены здания РУ. Примером может служить присоеди-
нение понижающих трансформаторов к РУ НН на под-
станциях (см. рис. 2.11,6 и в) или присоединение транс-
форматоров связи и трансформаторов с. н. к ГРУ на
ТЭЦ (см. рис. 2.1).
Жесткие алюминиевые шины 1 (рис. 2.14) крепят на
штыревых изоляторах 2. Изоляторы устанавливают на
железобетонных или металлических несущих конструк-
циях 3. Расстояние между фазами принимают обычно
0,6—0,8 м, а шаг между опорными изоляторами 1 — 1,5 м.
Комплектными пофазно-экранированны-
ми токопроводами выполняют соединения мощных
генераторов (150 МВт и более) с блочными трансформа-
торами (рис. 2.15,а) и ответвления от них к трансфор-
54
маторам собственных нужд. Поскольку по токопрово-
дам мощных генераторов протекают очень боль-
шие рабочие токи, которые создают сильные магнитные
поля, то применение экранированных токопроводов
здесь технически необходимо, хотя они и имеют высо-
кую стоимость. Для генераторов меньшей мощности (60
и 100 МВт) комплектные токопроводы рекомендуют
применять в пределах
главного здания. Если же
схема блочная и трансфор-
матор установлен вблизи
стены главного здания (не
далее, чем на 15 м),
то комплектные токопрово-
ды прокладывают и вне
здания до выводов транс-
форматора.
Конструкция экраниро-
ванных токопроводов рас-
смотрена в [55]. Отечествен-
ные заводы выпускают по-
фазно-экранированные токо-
проводы с электрически не-
300 МВ $ Комплектный экранированный токопровод
генератора
55
прерывными алюминиевыми кожухами на следующие па-
раметры: [7Ном=20-г-24 кВ, /Ном=6,5ч-24 кА, расстояние
между фазами 1 —1,5 м, шаг между изоляторами 2,5—
8 м, предельная длина монтажного блока 8—12 м.
Указанный диапазон параметров обеспечивает комплект-
ными токопроводами генераторы с РЯОм от 60 до
800 МВт. На рис. 2.15,6 показан комплектный токопро-
вод для генератора мощностью 300 МВт.
Комплектные токопроводы применяют также для сое-
динения трансформаторов с КРУ 6—10 кВ (например,
трансформаторов с. н. и КРУ 6 кВ на станциях). Фаз-
ные проводники размещены горизонтально или по сто-
ронам равностороннего треугольника в общем кожухе
прямоугольной или цилиндрической формы. Кожух мо-
жет быть снабжен междуфазными разделительными пе-
регородками или выполнен без них. Кожухи изготав-
ливают из стали или из алюминия. Отечественные заво-
ды выпускают комплектные токопроводы 6—10 кВ на
номинальные токи от 630 до 3200 А.
Использование комплектных токолроводов, как и ис-
пользование КРУ, повышает надежность и сокращает
сроки монтажа.
Кабели как электрические связи более дороги и
менее надежны по сравнению с другими ранее рассмот-
ренными видами проводников. К кабельным связям при-
бегают в тех случаях, когда соединение отдельных эле-
ментов прямыми наземными коммуникациями невоз-
можно. Такая необходимость возникает в системе соб-
ственных нужд электростанций, поскольку элементы этой
системы рассеяны по всей территории станции и зани-
мают по отношению к РУ положение, исключающее воз-
можность применения наземных электрических связей.
Поэтому присоединение электродвигателей с. н. к РУ
6 кВ осуществляют всегда трехжильными кабелями с
бумажной пропитанной изоляцией. Иногда по условиям
компоновки необходимость кабельных связей появляет-
ся и на повышенных напряжениях, и тогда прибегают к
маслонаполненным кабелям. Наша промышленность
изготовляет такие кабели на НО, 220 и 500 кВ.
Для основных кабельных потоков предусматривают
сооружения и помещения (этажи, туннели, шахты и др.),
изолированные от технологического оборудования и ис-.
ключающие доступ к кабелям посторонних лиц. В на-
стоящее время широкое применение получила наземная
56
прокладка кабелей в блочных кабельных коробах, ко-
торая вытеснила более дорогую подземную прокладку.
Ошиновку РУ 35—750 кВ выполняют гибкими прово-
дами, закрепляемыми на опорах с помощью натяжных
гирлянд изоляторов. Для этих целей обычно используют
сталеалюминиевые провода тех же марок, что и для
линий электропередачи.
Глава третья
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
3.1. Общие положения
Поскольку электротехническая часть электростанции
не является изолированной подсистемой (см. гл. 1) и
имеет функциональные связи с технологической частью,
то необходимо дать хотя бы общие сведения о проекти-
ровании технологической подсистемы. В первую оче-
редь это касается тех проектных процедур, выходные ре-
шения которых используются при проектировании элек-
тротехнической подсистемы.
Если электротехнические подсистемы электростан-
ций разных типов имеют большое количество типовых
элементов и много общих или сходных проектных ре-
шений, то технологические подсистемы разнотипных
станций (ТЭС, АЭС, ГЭС) различаются весьма суще-
ственно. Это чрезвычайно затрудняет обобщенное из-
ложение вопросов проектирования технологической части.
Поэтому основное внимание в данной главе будет уде-
лено проектированию технологической части одной оп-
ределенной категории электростанций, а именно ТЭС,
методика проектирования которых в настоящее время
хорошо отработана.
Выбор типа станции и предварительную оценку ее
мощности осуществляют на стадии составления задания
на проектирование. Для ТЭС, кроме того, в задании ука-
зывается марка топлива. Так как изолированные элек-
тростанции в отечественной энергетике встречаются все
реже, то при изложении материала будем полагать, что
проектируемая станция входит в энергосистему.
В общем случае при проектировании технологической
части ТЭС и АЭС решаются следующие задачи: выбор
57
структурной технологической схемы (схемы связей меж-
ду основными агрегатами); выбор основного оборудова-
ния; проектирование тепловой схемы; выбор вспомога-
тельного технологического оборудования; проектирова-
ние вспомогательных хозяйств. Последние можно
рассматривать как самостоятельные (автономные) под-
системы более низкого уровня. Применительно к ТЭС
это — топливное и транспортное хозяйства, система тех-
нического водоснабжения, водоподготовительная уста-
новка, система золо- и шлакоудаления, тепловые сети
(ТЭЦ) и пр. На АЭС появляются еще такие специфич-
ные подсистемы, как вентиляционные установки, обеспе-
чивающие нормальные и безопасные условия работы
персонала в помещениях зоны свободного режима (на-
пример, в машинном зале двух- и трехконтурной АЭС)
и в зоне строгого режима, и дезактивационные уста-
новки, предназначенные для ограничения радиоактив-
ности отдельных элементов оборудования до безопас-
ного уровня и для обезвреживания жидких и газообраз-
ных радиоактивных отходов.
Проектирование технологической части ГЭС вклю-
чает в себя следующие вопросы [24]: обоснование ство-
ра гидротехнических сооружений; выбор схемы исполь-
зования энергии водотока; экономическое обоснование
отметки нормального подпорного уровня (НПУ) и значе-
ния установленной мощности ГЭС; выбор основного обо-
рудования; проектирование гидротехнических сооруже-
ний— подпорных, водосбросных, водоотводящих и пр.;
разработка конструкции здания ГЭС; проектирование
вспомогательных гидротехнических сооружений и вспо-
могательных хозяйств (технического водоснабжения,
масляного, пневматического и т. д.); выбор вспомога-
тельного гидросилового и механического оборудования
(затворов, сороудерживающих решеток, подъемно-транс-
портных механизмов и т. п.).
3.2. Выбор структурной технологической схемы
Структурную схему ТЭС выбирают в зависимости от
ее энергетического типа — конденсационного или тепло-
фикационного [26]. Поскольку на КЭС внешние тепло-
вые потребители отсутствуют и используется промежу-
точный перегрев пара, то для них характерно блочное
соединение между котлом и турбиной. Блоки, как пра-
58
вило, комплектуют по моноблочной схеме (рис. 3.1,а)
с установкой одного однокорпусного котла на турбину.
Пар, поступивший из котла 1 в часть высокого давления
(ч. в. д.) конденсационной турбины 2, направляется
в промежуточный перегреватель пара 3, представляющий
собой часть котла. Вторично перегретый пар возвраща-
Рис. 3.1. Структурные технологические схемы ТЭС.
а —моноблока; б — дубль-блока; в — ТЭЦ смешанного вида с турбинами ти-
пов ПТ, Р н Т; / — котел; 2 —паровая турбина; 3 — промежуточный перегре-
ватель пара; 4 — конденсатор; 5 — генератор; 6 — переключательная паровая
магистраль; 7— производственный пар; 8— горячая вода; 9 — пиковый котел;
10 — редукционно-охладительная установка; 11 — сетевой перегреватель; 12 —
пнковый водогрейный котел; 13 — сетевой насос.
ется в часть низкого давления (ч. н. д.) турбины, в ко-
торой расширяется до давления в конденсаторе 4. Уста-
новка дубль-блоков (два котла по 50% производитель-
ности каждый и одна турбина, рис. 3.1,6) допускается
при сжигании низкосортных видов топлива (торф, слан-
цы), для которых по условиям их сжигания максималь-
ная производительность котла ограничена (в настоящее
59
время до 500 т/ч). Кроме того, при соответствующем
обосновании установка дубль-блоков может оказаться
оправданной в небольших энергосистемах, где единич-
ная мощность блока превышает 4% установленной ге-
нерирующей мощности системы.
На ТЭЦ с мощными агрегатами (250 МВт и более
при любом виде топлива, 100 МВт и более — при газо-
мазутном), где используется промежуточный перегрев
пара, также применяют блочные схемы. Структуру бло-
ка выбирают в зависимости от характера теплового
потребления: если преобладает промышленная паровая
нагрузка, то применяют дубль-блоки, а если отопитель-
ная нагрузка, то отдают предпочтение моноблокам [26].
Для ТЭЦ без промежуточного перегрева пара предус-
матривают, как правило, поперечные связи по пару
между агрегатами. Такое решение характерно, в част-
ности, для промышленных ТЭЦ, где обычно выбирают
агрегаты с начальными параметрами пара 13 МПа и
555°С без промежуточного перегрева.
На рис. 3.1,s приведена структурная схема ТЭЦ сме-
шанного вида с поперечными связями между котлами по
пару (магистраль 6), между турбинами по производст-
венному пару (магистраль 7) и по горячей воде (ма-
гистраль 8). На рисунке показаны схемы включения
теплофикационных турбин различного типа: с отбором
пара и конденсацией — типа Т с регулируемым отбором
пара для получения горячей воды и типа ПТ с регули-
руемыми отборами пара для промышленных целей и для
подогрева воды; с противодавлением типа Р, у которой
весь пар отводится к потребителям при давлении выше
атмосферного.
Выбор структурной схемы АЭС (числа контуров)
зависит от типа реактора (корпусный или канальный),
вида теплоносителя и замедлителя и ряда других фак-
торов. Схема может быть одноконтурной (рис. 3.2,а),
двухконтурной (рис. 3.2,6), не полностью двухконтурной
(рис. 3.2,s) и трехконтурной (рис. 3.2,г). В одно- и
двухконтурных схемах в качестве теплоносителя могут
быть использованы вода или какая-либо органическая
жидкость или газ. Газовый теплоноситель прокачивает-
ся через реактор и парогенератор газодувкой, играющей
ту же роль, что и главный циркуляционный насос. Од-
ноконтурная схема проще и экономичнее двухконтур-
ной, поскольку в ней отсутствует парогенератор и упро-
60
щается оборудование главного циркуляционного конту-
ра. Однако при этом все оборудование работает
в радиационно-активных условиях. Кроме того, все ре-
генеративные подогреватели одноконтурной схемы при-
ходится выполнять из дорогих аустенитных нержавею-
щих сталей, в результате чего стоимости установленного
киловатта одно- и двухконтурных схем оказываются
примерно равными. Трехконтурные схемы применяют
Рис. 3.2. Структурные технологические схемы АЭС.
а — одноконтурная; б — двухконтурная; в — не полностью двухконтурная; г —
трехконтурная; / — энергетический реактор: 2 — паровая турбина; 3 — конден-
сатор; 4 — питательный насос; 5 — парогенератор; 6 — главный циркуляцион-
ный насос; 7— компенсатор объема; 8 — генератор; 9 — барабан-сепаратор;
10 — промежуточный теплообменник; 11 — жидкомегаллический насос.
для реакторов с натриевым теплоносителем, поскольку
жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным
паром.
При проектировании отечественных АЭС используют
схемы различных видов, но все же наибольшее распро-
странение в настоящее время получили двухконтурные
схемы с водяным теплоносителем и одноконтурные
схемы с реакторами кипящего типа.
Структурная технологическая схема ГЭС определя-
61
ется выбором схемы использования энергии водотока.
По способу создания напора ГЭС делятся на плотинные
,(напор создается плотиной, а в некоторых случаях и
зданием ГЭС), деривационные (напор создается плоти-
ной и деривацией). Выбор наиболее целесообразного
проектного решения должен производиться на основе
сопоставления возможных вариантов схемы гидроузла
по экономическим, строительным и эксплуатационным
показателям [24]. Варианты , намечают в соответствии
с природными условиями используемого участка реки и
народнохозяйственными комплексными задачами, кото-
рые должны быть решены в результате строительства
ГЭС.
3.3. Выбор основного оборудования
Основное оборудование всегда стремятся выбрать
однотипным, так как при этом обеспечивается возмож-
ность максимальной индустриализации строительства, а
кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремон-
та и сокращается количество обслуживающего персона-
ла. К основному энергетическому оборудованию ТЭС и
АЭС относятся турбины, котлы на ТЭС, парогенераторы
и реакторы на АЭС, гидротурбины на ГЭС.
Выбор турбин. На ТЭС [26] одновременно с выбо-
ром числа и мощности паровых турбин решается вопрос
о начальных параметрах пара. Объясняется это тем, что
мощности паровых турбин, изготовляемых отечествен-
ными заводами, уже привязаны к определенным на-
чальным параметрам пара.
Единичную мощность турбогенераторов КЭС, проек-
тируемых для работы в объединенных энергосистемах,
выбирают возможно более крупной (для данного вида
топлива) с учетом перспективного развития объединен-
-ной системы. Единичную мощность турбоагрегатов
КЭС, входящих в изолированные системы, определяют
на основе технико-экономических расчетов с учетом
аварийного резерва. Для надежности и устойчивости
работы системы единичная мощность агрегатов не долж-
на превышать аварийного резерва системы, который мо-
жет составлять от 4 до 10% мощности системы. Тип
турбины — конденсационный, например К-500-240 (500 —
номинальная мощность, МВт; 240 — давление острого
пара, кгс/см2 или Ю'1 МПа).
62
Единичные мощности теплофикационных турбоагре-
гатов выбирают также возможно более крупными. При
этом учитывают динамику роста тепловых нагрузок рай-
она на срок не менее 5—10 лет. Это важно как для
правильного определения сроков ввода первого агрега-
та, так и для оценки последующего развития ТЭЦ. При
выборе типа турбины для ТЭЦ определяющими являют-
ся давления и расходы отборов пара для промышленных
и коммунально-бытовых потребителей.
Для городских ТЭЦ без промышленных потребите-
лей выбирают теплофикационные турбины типа Т, на-
пример Т-50-130, Т-100-130 или Т-250/300-240. В послед-
нем случае турбина имеет двойное значение номинальной
мощности — 250 и 300 МВт. Номинальную мощность
ТЭЦ оценивают по второму, максимальному значению
мощности турбины. В зимний период использование мак-
симальной электрической мощности в проекте не учи-
тывается, так как получение этой мощности требует
значительного снижения отбора пара и, следовательно,
уменьшает экономичную комбинированную выработку
на ТЭЦ. В зимнее время теплофикационная турбина
должна покрыть из отборов 50—65% максимума тепло-
вой нагрузки по отоплению, вентиляции и горячему во-
доснабжению, а остальную часть тепловой нагрузки
обеспечивают пиковые водогрейные котлы.
На промышленных ТЭЦ устанавливают турбины ти-
па ПТ (например, ПТ-60/75-130) с двумя теплофика-
ционными отборами — промышленным и отопительным.
Для покрытия постоянной тепловой нагрузки возможно
применение турбин типа Р (например, Р-100-130)
с противодавлением. Для ТЭЦ, проектируемых для рай-
онов с развитым промышленным и коммунально-быто-
вым тепловым потреблением, может оказаться целесо-
образной установка турбин трех типов — Т, ПТ и Р
(ТЭЦ смешанного типа, структурная тепловая схема по-
казана на рис. 3.1,в). Турбины с производственным от-
бором пара выбирают в предположении использования
этого отбора в течение всего года. Турбины с противо-
давлением рассчитывают на работу в базовой части гра-
фика производственной паровой нагрузки, и их не уста-
навливают на ТЭЦ первыми.
Тип турбины на АЭС выбирают в зависимости от
типа реактора и структурной технологической схемы:
при высокотемпературных реакторах с газовым и жид-
63
кометаллическим теплоносителями устанавливают тур-
бины с перегретым паром высокого давления; для
реакторов с теплоносителями в виде жидкого металла,
газа и органической жидкости — турбины с перегретым
паром среднего давления, а для реакторов с водяным
теплоносителем — турбины с насыщенным паром сред-
него давления.
Мощность гидроагрегата на ГЭС выбирают путем
технико-экономического сопоставления вариантов с раз-
личным числом агрегатов [24]. При сопоставлении ва-
риантов учитывают режим работы ГЭС, принятый тип
здания ГЭС, а также соображения по унификации обору-
дования. Из равноэкономических вариантов отдают
предпочтение варианту с наиболее крупными агрегата-
ми. Тип гидротурбины зависит от максимального напора
на ГЭС. Рекомендуются следующие проектные решения:
при напоре до 150 м — поворотно-лопастные и пропел-
лерные турбины (до 20 м — осевые горизонтальные, до
•80 м — осевые вертикальные, от 40 до 150 м—диаго-
нальные) , при напоре от 45 до 600 м — радиально-осе-
вые и, наконец, при напоре от 500 м и выше — ковшо-
вые турбины. Если окажется, что для расчетного напора
пригодны турбины нескольких типов, то необходимо
провести соответствующие технико-экономические вари-
антные расчеты. Основные параметры гидротурбины —
диаметр рабочего колеса, частоту вращения и др. — оп-
ределяют для принятого типа рабочего колеса в зависи-
мости от мощности агрегата и расчетных напоров
(максимального, расчетного по мощности и средневзве-
шенного по выработке электроэнергии).
Выбор котлов [26]. Параметры пара и количество
котлов на ТЭС определяются сделанным ранее выбором
структурной технологической схемы и паровых турбин.
Паропроизводительность котла выбирают на основе
максимального расхода острого пара через турбину. При
блочной схеме резервные котлы, естественно, не преду-
сматривают, и производительность котла каждого блока
определяется максимальной Потребностью в паре блоч-
ной турбины с учетом собственных нужд и с запасом
до 3 %. Необходимость запаса обусловлена возможным
в эксплуатации ухудшением вакуума, снижением пара-
метров пара (в допустимых пределах), потерями пара
на пути от котла к турбине. На ТЭЦ с теплофикацион-
ными блоками при отказе одного из них оставшиеся
64
в работе блоки (с учетом всех пиковых водогрейных
котлов) должны обеспечить средний за наиболее холод-
ный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение.
На неблочной ТЭЦ все котлы работают на общую
паровую магистраль и при аварийном отключении одно-
го из них оставшиеся, включая пиковые, должны обес-
печить максимальный длительный отпуск производст-
венного пара и средний за наиболее холодный месяц
отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водо-
снабжение. Котлы целесообразно выбирать одинаковы-
ми, так как это позволяет унифицировать турбины по
расходу на них пара.
Для выбора типа котла, помимо его производитель-
ности и параметров пара, надо еще учитывать род и
марку сжигаемого топлива. В номенклатуре оборудова-
ния, изготовляемого отечественными заводами, имеются
котлы, предназначенные для работы на газе, на газе и
мазуте, на твердом топливе: барабанные с естественной
циркуляцией — без промежуточного перегрева пара
марки Е (например, Е-420-140, где 420 — паропроизво-
дительность, т/ч, 140 — давление острого пара, кгс/см2
или 10-1 МПа) и с промежуточным перегревом марки Еп
(например, Еп-640-140); прямоточные с промежуточным
перегревом пара марки П„ (например, Пп-950-255).
Крупные котлы (паропроизводительностью выше 400 т/ч)
выполняют, как правило, с газоплотными панелями, га-
зомазутные— преимущественно под наддувом, пыле-
угольные—-преимущественно под разрежением (с урав-
новешенной тягой с дымососами). Барабанные котлы
более гибки и менее чувствительны к качеству питатель-
ной воды, но зато они, как более металлоемкие, дороже
прямоточных котлов на аналогичные параметры пара
и производительность.
При сверхкритических параметрах пара (давление
выше 17 МПа) использование барабанных котлов по
условию циркуляции исключено и возможна установка
только прямоточных котлов. В области средних давле-
ний пара (8,8 и 12,7 МПа) могут быть выбраны как
барабанные, так и прямоточные котлы. На промышлен-
ных ТЭЦ с большим производственным потреблением
пара имеют место значительные потери конденсата пара
от промышленного потребителя,.восполняемые добавкой
химически очищенной, воды. Поэтому меньшая требова-
5—134? 55
тельность барабанных котлов к качеству питательной
воды здесь играет решающую роль (особенно при пло-
хом качестве исходной сырой воды), и им отдается
предпочтение. По этой же причине барабанные котлы
применяют на КЭС, работающих на морской воде.
На двух- и трехконтурных АЭС парогенераторы
являются обязательными элементами. Их конструкция
зависит от вида теплоносителя. Для АЭС . с водо-водя-
ными реакторами типа ВВЭР изготовляют парогенера-
торы горизонтальной и вертикальной конструкций. По-
верхность нагрева парогенератора представляет собой
систему змеевиков малого диаметра, по которым цирку-
лирует теплоноситель. Количество парогенераторов дол-
жно соответствовать числу циркуляционных петель
реакторной установки, а производительность каждого
парогенератора — тепловой мощности петли. Число цир-
куляционных петель выбирают исходя из условий пол-
ного съема тепла с активной зоны с учетом номенклату-
ры выпускаемых парогенераторов и главных циркуля-
ционных насосов.
Выбор реакторов. Поскольку атомная энергетика
находится еще в периоде своего становления, то при
выборе типа реактора на АЭС руководствуются не толь-
ко соображениями надежного и экономичного энерго-
снабжения потребителей, но и исследовательскими
целями по изучению новых перспективных видов конст-
рукции реакторов.
В настоящее время у нас освоены корпусные водо-
водяные реакторы с водой под давлением типа ВВЭР,
канальные уран-графитовые реакторы с водяным
теплоносителем типа РБМК, реакторы на быст-
рых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН.
Технико-экономические показатели реакторов улучша-
ются с повышением их мощности. Поэтому при проекти-
ровании АЭС стремятся устанавливать реакторы пре-
дельной мощности. Значение последней может быть
ограничено конструктивными размерами активной зоны
или предельными по условиям транспортировки габа-
ритами корпуса.
3.4. Проектирование тепловой схемы
Тепловая схема ТЭС (АЭС) определяет связи меж-
ду агрегатами, аппаратами и устройствами, участвую-
щими в технологическом процессе выработки тепловой
it электрической энергии. Она включает в себя основной
й вспомогательное технологическое оборудование. Теп-
ловая схема блочных ТЭС должна обеспечивать воз-
можность пуска блока из любого температурного
состояния котла, турбины и трубопроводов. Для обеспе-
чения пусковых нужд предусматривают пусковую ко-
тельную или другие аналогичного назначения устрой-
ства.
Тепловую схему ТЭЦ рассчитывают по максимальным
тепловым и электрическим нагрузкам. Кроме того, она
должна обеспечивать надежную работу оборудования
при малых нагрузках. При этом особенно существенно
обеспечить надежную работу деаэраторов, системы реге-
неративного подогрева и установки для внешнего тепло-
снабжения. На промышленных ТЭЦ для резервирования
производственных отборов пара турбины предусматри-
вают редукционно-охладительные установки (РОУ).
Обычно на каждую турбину с промышленным отбором
пара или турбину с противодавлением устанавливают
свою РОУ соответствующей производительности и пара-
метров. Для резервирования отопительных отборов на
городских ТЭЦ РОУ не применяют, так как роль резер-
ва там выполняют пиковые водогрейные котлы: при
выходе из работы одной из теплофикационных турбин
остальные турбины вместе с пиковыми котлами должны
обеспечивать среднюю тепловую нагрузку отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения при средней тем-
пературе наиболее холодного месяца.
Тепловая схема ТЭС, проектируемых на стандартных
турбинах и котлах, базируется на типовых заводских
решениях, т. е. заводом задаются: число отборов турби-
ны, число регенеративных подогревателей для основного
конденсата, место включения деаэратора в схеме и ряд
других деталей схемы. Регенеративные подогреватели
и деаэратор поставляются вместе с турбиной, причем
число и производительность регенеративных подогрева-
телей определяются числом имеющихся у турбины для
этих целей отборов пара. Задачи утилизации тепловых
отходов и вторичных энергоресурсов, выбор способа
восполнения потерь конденсата, а также вида, парамет-
ров и схемы отпуска тепловой энергии (для ТЭЦ) ре-
шаются в каждом проекте индивидуально в зависимости
от конкретных исходных данных (местных условий, ин-
дивидуальных требований тепловых потребителей и т. п.).
5* 67
При проектировании тепловой схемы турбины нового
типа выполняют полный комплекс проектных операций
по выбору тепловой схемы и всех ее элементов. При
этом обычно приходится рассматривать большое число
проектных вариантов. Эту задачу обычно решают с ис-
пользованием цифровой ЭВМ.
В результате расчета тепловой схемы определяются
параметры, расходы и направления потоков рабочего
тела в агрегатах и узлах, а также общий расход пара,
электрическая мощность и ряд технико-экономических
показателей станции. Расчет тепловой схемы можно ве-
сти методом составления и решения балансовых уравне-
ний и методом последовательных приближений. Во
втором случае производят предварительную оценку
расхода пара на турбину, а затем в процессе расчета
осуществляют его уточнение. В настоящее время второй
метод нашел преимущественное распространение, так
как он более удобен для реализации на цифровой ЭВМ.
3.5. Выбор вспомогательного оборудования
Все вспомогательное тепломеханическое оборудова-
ние ТЭС можно условно разделить на две группы: обо-
рудование паро-водяного цикла и оборудование тракта
топлива и продуктов его сгорания. Оборудование первой
группы выбирают при расчете тепловой схемы ТЭС, а
оборудование второй группы — на основе теплового и
аэродинамического расчетов котла и системы пылепри-
готовления (пылеугольные ТЭС). Вспомогательное обо-
рудование первой группы в своем большинстве опреде-
ляется типом турбоагрегата (турбина — генератор) и
комплектуется заводами вместе с ним. Сюда входят:
конденсаторы, конденсатные насосы, сливные насосы,
регенеративные подогреватели, эжекторы, маслонасосы
системы регулирования и смазки турбины, охладители
масла, газоохладители систем.ы охлаждения генератора
и др. В результате расчета тепловой схемы устанавли-
вают пригодность выбранного заводом вспомогательно-
го оборудования для проектных условий и получают
исходные данные для выбора остального оборудования
этой группы: деаэраторов, РОУ, питательных и цирку-
ляционных насосов, сетевых подогревателей, насосов
системы теплоснабжения и т. п.
68
11ри выборе вспомогательного оборудования ру№
водствуются следующими общими положениями:
производительность вспомогательного оборудования
должна быть выбрана таким образом, чтобы обеспечи-
валась возможность длительной работы основного обо-
рудования с номинальной мощностью. В тех случаях,
когда исходные данные для выбора вспомогательного
оборудования не могут быть определены достаточно
точно или эти данные могут в процессе эксплуатации
значительно изменяться, при определении соответствую-
щих параметров вводят коэффициенты запаса;
отказы вспомогательного оборудования не должны
приводить к повреждению основного оборудования;
отказы вспомогательного оборудования, как правило,
не должны вызывать вынужденный останов основного
оборудования, что достигается резервированием вспомо-
гательного оборудования (например, на паровую турби-
ну предусматривают обычно три конденсатных насоса
с подачей по 50% каждый) или дроблением его без ре-
зервирования (например, на блоках 800 МВт в ряде
случаев устанавливают два турбопитательных насоса
с подачей по 50% каждый);
при выборе вспомогательного оборудования следует
стремиться к его укрупнению?
Рассмотрим методику выбора насосов и тягодутье-
вых машин как основных и наиболее ответственных ра-
бочих машин собственных нужд.
Тягодутьевые машины обеспечивают режим котла по
тяге и дутью, и поэтому их состав и мощность зависят
от принятого режима работы котла. На котлах, работа-
ющих с разрежением, устанавливают дымососы (для
отсоса дымовых газов) и дутьевые вентиляторы (для
вдувания пыли и подачи необходимого для ее горения
воздуха). Для котлов паропроизводительностью 500 т/ч
и менее, а также для каждого котла дубль-блока пре-
дусматривают обычно один дымосос и один вентилятор.
Для более мощных котлов устанавливают два дымососа
и два вентилятора с подачей (объемный расход или про-
изводительность) по 50% каждый. Для котлов на угле
марки АШ и тощем угле в случае работы одного дымо-
соса или одного вентилятора должна быть обеспечена
нагрузка котла не менее 70%.
Мощность, потребляемая тягодутьевой машиной
(мощность по валу), определяется ее подачей и напо-
69
ром: •;
’ (3.1)
где Р — потребляемая мощность, кВт; Q — подача тяго-
дутьевой машиной (вентилятором, дымососом) рабочего
тела (воздуха, газа), выбирают с запасом в 10% против
расчетного значения, м3/с; Н — напор, выбирают с за-
пасом в 15% против расчетного значения, кПа; г] —
КПД установки (машины и передачи) в расчетном ре-
жиме (при номинальной нагрузке котла вентиляторы и
дымососы должны работать с КПД не ниже 90% макси-
мального значения).
На котлах, работающих под наддувом, необходи-
мость в дымососах отпадает, но зато значительно уве-
личивается мощность дутьевых вентиляторе® (воздухо-
дувок) .
Напоры, создаваемые тягодутьевыми машинами, ле-
жат обычно в следующих пределах, кПа: дымососов
3—5, дутьевых вентиляторов 4—7, воздуходувок 10—13.
Питательные насосы, подающие воду в котел, явля-
ются самыми мощными и очень ответственными вспомо-
гательными рабочими машинами ТЭС. Количество, тип
и подача питательных насосов зависят от структурной
тепловой схемы ТЭС и параметров пара. Для блочных
ТЭС подача питательных насосов определяется макси-
мальными расходами питательной воды на котел энерго-
блока с запасом не менее 5%. Для блока с давлением
пара 13 МПа предусматривают один питательный элек-
тронасос с подачей 100% (на складе, кроме того, нахо-
дится один резервный насос для всей ТЭС), а для блока
с закритическим давлением пара — один турбонасос
с подачей 100% или два турбонасоса с подачей по 50%!
каждый.
Переход на турбопривод при сверхкритичеоких пара-
метрах пара объясняется следующими причинами. Пи-
тательный насос на сверхкритическое давление выпол-
няют на повышенную частоту вращения (4500—
6000 об/мин), что позволяет сократить число ступеней
насоса и получить приемлемый диаметр рабочего коле-
са (300—400 мм) при сравнительно высоком КПД
(0,75—0,85). Применение электропривода (3000 об/мин)
потребовало бы установки редуктора, что снизило бы
надежность работы агрегата, увеличило его общие га-
70
бариты и потребовало бы дополнительных капиталовло-
жений. Дополнительное преимущество турбопривода
возможность регулирования подачи путем изменения;
частоты вращения.
Для ТЭС с поперечными связями по пару выбирают-
общие питательные насосы. Их суммарная подача
должна быть такова, чтобы в случае останова любого
из насосов оставшиеся обеспечили работу всех котлов
с номинальной производительностью. Задача выбора ти-
па привода должна решаться путем сравнения различ-
ных вариантов привода по значениям приведенных
затрат.
Циркуляционные и конденсатные насосы выбирают
из условия максимального расхода рабочей жидкости
(охлаждающей воды, конденсата), имеющего место при
работе турбин с полной нагрузкой в летнее время. При
этом учитывают дополнительные (побочные) расходы:
расходы циркуляционной воды на охлаждение генера-
торов и возбудителей, расходы конденсата на приводы
гидравлических сервомоторов системы регулирования
турбины. Циркуляционные насосы выбирают обычно без
резерва (резервные циркуляционные насосы устанавли-
вают лишь при морском водоснабжении): один насос
с 100%-ной подачей для каждой турбины или два насо-
са с 50%-ной подачей каждый. Конденсатные насосы
выбирают, как 'правило, с резервом: при одном конден-
саторе на турбину предусматривают два конденсатных
насоса с подачей 100% каждый, при двух-трех конден-
саторах на турбину — три конденсатных насоса с пода-
чей 50% каждый (два рабочих и один резервный).
Мощность на валу центробежного насоса, кВт, равна:
р = ® Рв) 10*8
где Q —подача насоса, м3/с; рп, ръ — давление в нагне-
тательном и всасывающем патрубках соответственно,
Па; т] —КПД насоса и передачи в расчетном режиме.
Чтобы осуществить перекачку жидкости из одного
резервуара в другой, насос должен преодолеть сопротив-
ление соответствующего столба жидкости, разность дав-
лений в резервуарах и сопротивление трактов магистра-
ли. Соответственно создаваемой насосом напор, Па,
71
(3-2)
равный разности давлений на входе и выходе насоса,
складывается из следующих трех составляющих (ско-
ростными напорами жидкости пренебрегаем):
H=ps—pB=pgh+(p2—Pi)+pg&h, (3.3)
где р — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g==
=9,81 м/с2 — ускорение свободного падения; h — геоде-
зический напор, равный разности высот нагнетания и
всасывания, м; pit р2 — давления .в резервуарах, откуда
и куда перекачивается жидкость, Па; Д/г — потеря напо-
ра в магистрали (зависит от сечения труб, качества их
обработки, кривизны участков трубопровода и т. д.), м.
Для получения напора питательного насоса в (3.3)
надо подставить:
а) для одноступенчатого (одноподъемного) насоса
барабанного котла с естественной циркуляцией:
h—ha—hB — высоту подъема воды из деаэратора
в барабан котла, м;
Р2=Рб,м — наибольшее допустимое давление в бара-
бане котла с учетом работы предохранительных клапа-
нов, Па;
Р1=РЯ — давление в деаэраторе, Па;
pg\h=pc — суммарное сопротивление напорного и
входного трактов питательной воды, Па;
б) для насоса прямоточного котла:
h—высоту подъема воды из деаэратора до верхней
точки трубной системы котла, м;
Р2=Ро+Лро — давление пара на выходе из котла,
равное сумме давления пара ро перед турбиной и потери
давления Ар0 в паропроводе между котлом и турби-
ной, Па;
Р1=Рд — давление в деаэраторе, Па;
pgAh~pc — сумма сопротивлений напорного и вход-
ного трактов и гидравлического сопротивления кот-
ла, Па.
При определении по (3.3) напора конденсатного на-
соса используют следующие значения:
/i==/iK— высоту подъема х конденсата от уровня его
в сборнике конденсатора до уровня в деаэраторном ба-
ке, м;
Р2=Рд — давление в деаэраторе, Па;
Р1=Рк — давление в конденсаторе турбины, Па;
pg\h~pC'K — общее гидравлическое сопротивление
тракта конденсата, Па,
72
' Определив напор согласий выражений (3.3), нахоДйТ
по (3.2) значение мощности на валу насоса, которое за-
тем используют при выборе мощности приводного дви-
гателя.
Глава четвертая
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ПРИНИМАЕМЫХ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕШЕНИИ
4.1. Общие положения
Законом социалистического производства является!
«высокая эффективность капиталовложений как в отдель-
ные предприятия, так и в целые отрасли народного хо-
зяйства. Современные электрические станции — это>
сложные технические предприятия, стоящие сотни мил-
лионов рублей; поэтому обеспечение эффективности ка-
питаловложений в их сооружение весьма существенно
для народного социалистического хозяйства.
Эффективность капиталовложений в электростанцию
закладывается на стадии ее проектирования и обеспечи-
вается тем, что каждое проектное техническое решение
должно иметь технико-экономическое обоснование. По-
следнее означает, что принимаемое решение должно вы-
текать из сравнительной оценки экономической эффек-
тивности капиталовложений, т. е. из технико-экономиче-
ского сопоставления ряда вариантов, отвечающих со-
временному уровню развития техники, с целью выбора
оптимального.
Оптимальное решение — это решение, удовле-
творяющее требованиям к качествам проектируемого
объекта при минимально возможных затратах матери-
альных, финансовых и трудовых ресурсов. Оно должно
быть получено при комплексном рассмотрении объекта
в целом с учетом взаимосвязей между его частями..
Однако эта задача очень сложная. Если взаимосвязи'
между отдельными частями объекта относительно сла-
бые, то возможна локальная оптимизация, т. е. поиж
оптимального решения отдельно для каждой части объ-
екта (подробнее см. § 9.3). Кроме того, локальная опти-
мизация позволяет лучше выявить разницу в количест-
7S
венных ‘ГюказаТёлях сопоставляемых вариантов проекФ-
ных решений.
Электростанция состоит из нескольких частей (под-
систем)— технологической, тепловых сетей (для ТЭЦ),
электротехнической, строительной, гидротехнической,
транспортной и вспомогательных сооружений. Каждая
из этих подсистем имеет ярко выраженную специфику и
относительно слабые связи с другими подсистемами.
Поэтому принципиально для электростанции возможна
локальная оптимизация, причем связи между подсисте-
мами следует задавать в исходных условиях и ограниче-
ниях при оптимизации данной подсистемы.
Каждая подсистема в свою очередь состоит из ряда
подсистем второго порядка (низшего уровня). Так, на-
пример, в. электротехническую часть электростанции
входят: основное электрооборудование и главная элек-
трическая схема (включая распределительные устройст-
ва); электроустановка собственных нужд; устройства
•управления, сигнализации и автоматики; кабельное хо-
зяйство,; вспомогательные электротехнические сооруже-
ния (электролаборатория, маслохозяйство и пр.); сред-
ства диспетчерской, технологической связи и телемеха-
ники. В случае относительно слабых связей между
отдельными подсистемами здесь также можно применить
принцип локальной оптимизации. Только автоматизиро-
:ванное проектирование позволяет на основании рассмот-
рения широкого круга вариантов и совокупности связей
:между подсистемами найти корректное оптимальное ре-
шение. Неавтоматизированное проектирование сильно
юграничивает рассмотрение значительного числа вари-
антов.
В данной главе будут изложены основные положения
технико-экономических вариантных расчетов примени-
тельно к проектированию электростанций и подстанций.
Рассмотрим сначала качества, которыми должна обла-
дать проектируемая электроустановка, и возможность
их количественной оценки. х
1. Экономичность. Оценивается совокупностью
стоимостных показателей: капиталовложений, стои-
мостью годовых потерь энергии, годовых издержек на
ремонт и обслуживание.
2. Надежность — свойство проектируемого объек-
та выполнять заданные функции в заданном объеме при
определенных условиях функционирования. Для электро-
74
стацций такой функцией является выработка заданного
количества электрической и тепловой (для ТЭЦ) энер-
гии нормированного качества, для подстанций — снабже-
ние потребителей электроэнергией нормированного ка-
чества.
Количественная оценка надежности электроустано-
вок— задача весьма сложная. Ей уделяется очень боль-
шое внимание. Однако до сих пор общепризнанных нор-
мативных показателей надежности еще не существует.
Наибольшее распространение получили следующие по-
казатели надежности: частота и среднегодовая длитель-
ность потери генерирующей мощности на станции, ча-
стота и среднегодовая длительность нарушения электро-
снабжения потребителей, математическое ожидание
(м. о.) недоотпуска электроэнергии в систему и местным
потребителям за год, м. о. ущерба. Ущерб как стои-
мостный показатель снижения национального дохода от
ненадежности проектируемого объекта представляет
собой результирующий показатель надежности.
Ремонтопригодность — свойство объекта, за-
ключающееся в его приспособленности к проведению ре-
монтов' и технического обслуживания. Ремонтопригод-
ность входит как одна из составляющих в качество на-
дежности, так как направлена на устранение последствий
повреждений путем проведения восстановительных ре-
монтов. Это свойство частично отражают значениями
частоты и длительности ремонтных состояний проекти-
руемой электроустановки.
Экономичность и надежность — основные качества,
которые должны быть присущи проектируемой электро-
установке. Эти качества иногда находятся в диалекти-
ческом противоречии, так как повышение надежности
часто требует дополнительных капиталовложений.
Кроме этих основных качеств, электроустановке еще
должны быть свойственны:
3. Безопасность обслуживания.
4. Удобство эксплуатации, в том числе-минимальный
объем переключений, связанных с изменением режима
электроустановки (количество операций коммутацион-
ными аппаратами за расчетный период).
5. Удобство размещения (компоновки) электрообору-
дования.
6. Возможность дальнейшего расширения и т. д.
Из рассмотрения перечисленных выше качеств, кото-
75
рыми должна обладать проектируемая электроустанов-
ка, видно, что многие из них не имеют количественных
(натуральных) показателей. Это безусловно затрудняет
решение задачи оптимизации.
Если оценку необходимых качеств проектируемого
объекта можно произвести по одному критерию эффек-
тивности— экстремальному значению одной целевой'
функции, значит, имеем дело с однокритериальной опти-
мизацией. Если же для отыскания оптимального реше-
ния необходимо ввести несколько критериев эффектив-
ности, то возникает несравненно более сложная пробле-
ма многокритериальной оптимизации. Получение стро-
гого оптимального решения при проектировании элек-
троустановки требует введения нескольких критериев,
т. е. относится к разряду ^адач многокритериальной
оптимизации. Однако отсутствие математического выра-
жения для ряда критериев эффективности, а также
сложность решения самой задачи многокритериальной
оптимизации обусловили то, что при проектировании
энергетических объектов используют метод однокрите-
риальной оптимизации.
Целевая функция при однокритериальной опти-
мизации должна, во-первых, количественно отражать
наиболее весомые качества проектируемого объекта и,
во-вторых, содержать математическую альтернативу,
т. е. иметь экстремальное значение.
В настоящее время расчет ведут по минимуму при-
веденных затрат 3, руб/год, которые включают в себя
три важных показателя проектируемого объекта: капи-
таловложения К, руб, годовые издержки И, руб/год, и
м. о. ущерба М(У), руб/год:
3=раК+И+М(У), (4.1)
где рв — нормативный коэффициент эффективности,
1/год; для расчетов в энергетике рн=0,12 (соответст-
вует нормативному сроку окупаемости Тн—8 лет).
Нормативный коэффициент эффективности позволяет
объединить в одной функции^капиталовложения и годо-
вые издержки. Так, при сопоставлении вариантов 1 и 2
с капиталовложениями Ki и и годовыми издержками
И\ и И2 можно записать условие экономической эффек-
тивности первого варианта:
(4'2>
76
или
РнК.1~{-И1^:РнК2-\-И2.
В совокупности (рнЛЧ~Я) дают количественную
оценку экономичности, а ущерб — надежности (м. о. до-
полнительных затрат из-за ненадежности проектируе-
мого объекта).
Годовые издержки производства (годовые эксплуата-
ционные расходы) складываются из трех составляющих:
И=Иа-^-И0-\-Ит1оч, (4.3)
где Иа=аК—амортизационные отчисления (отчисления
на реновацию и капитальный ремонт); а — норма амор-
тизационных отчислений, 1/год; И0=ЪК—издержки на
обслуживание электроустановки (на текущий, ремонт и
зарплату персонала); b — норма отчислений на обслу-
* живание, 1/год; Ипот=ЗД1!7пот — издержки, обусловлен-
ные потерями энергии в варианте проектируемой уста-
новки; р — удельные затраты на возмещение потерь,
руб/(кВт-ч); ДГпот — годовые потери энергии,
кВт-ч/год.
Для силового электротехнического оборудования и
распределительных устройств установлены следующие
нормы отчислений: а=6,4%; 6=3% при VBoM до 150 кВ
и 6=2% при t/ном^1 220 кВ.
Ущерб в общем виде может быть представлен про-
изведением удельного ущерба у0, руб/(кВт-ч), и м. о.
недоотпуска электроэнергии из-за ненадежности элек-
троустановки M(AW), кВт-ч/год. Здесь необходимо сде-
лать одну важную оговорку. Приведенные затраты, вы-
численные по (4.1), можно использовать в качестве кри-
терия эффективности только в тех случаях, когда
значения удельного ущерба для оценки последствий
различных аварийных ситуаций суть величины одного
порядка.
Подставив в (4.1) выражения для отдельных состав-
ляющих приведенных затрат, получим:
3=PnK-\-ClK.-{-bK.-{-fiAWnoT:-{-yoM (АИД =
= (Pn-\-d-{-b) 7’k-j-pAlH,noT~|-i/o^4 (ДПД. (4.4)
Из (4.4) следует, что в целевую функцию с соответ-
ствующими весовыми коэффициентами вошли капитало-
вложения, годовые потери энергии и м. о. годового не-
77
доотпуска электроэнергии из-за ненадежности электро-
установки.
Поскольку целевая функция не отражает всех ка-
честв проектируемого объекта, то решение, полученное
по критерию минимума приведенных затрат, нельзя
считать строго оптимальным. Рекомендуется следующий
порядок выбора наилучшего проектного решения:
намечают ряд вариантов решений, удовлетворяющих
техническим требованиям современного уровня развития
энергосистем;
для каждого (Варианта вычисляют целевую функ-
цию— приведенные затраты;
отбирают варианты, входящие в зону наименьших
затрат (конкурентоспособные варианты, у которых 3
отличаются от 3mtn не более чем на 5%);
проводят дополнительное сопоставление конкуренто-
способных вариантов по другим качествам; не отобра-
женным в целевой функции.
Таким образом, выбор наилучшего проектного реше-
ния выполняют в две ступени, применяя метод однокри-
териальной оптимизации на первой ступени и качествен-
ный анализ (упрощенный метод экспертных оценок) —
на второй.
Здесь уместно обратить внимание на то, что совмест-
ная оптимизация технологической и электротехнической
подсистем не позволила бы выявить экономически
эффективные решения в электротехнической части.
Объясняется это тем, что удельный вес капиталовложе-
ний, годовых издержек и среднегодового ущерба элек-
тротехнической части очень мал. Так, например, про-
должительность вынужденных остановов энергоблоков
КЭС из-за отказов в РУ повышенных напряжений на
три порядка меньше длительности вынужденных оста-
новов из-за отказов в технологической части. В резуль-
тате при совместной оптимизации технологической и
электротехнической подсистем приведенное затраты ва-
риантов проектных решений в электротехнической части
отличались бы долями процента, хт. е. все варианты вхо-
дили бы в зону равноэкономичных решений. Поэтому
при сопоставлении вариантов главной электрической
схемы в целевую функцию не следует включать показа-
тели технологического оборудования (котлов, турбоагре-
гатов и т. п.), принимая, что они одинаковы для всех
вариантов.
78
4.2. Определение издержек на потери энергий
Согласно методу замыкающих оценок стоимости
электроэнергии потери энергии в проектируемой элек-
троустановке рассматривают как дополнительный потре-
битель электроэнергии в системе. В покрытии этой до-
полнительной нагрузки участвуют как базовые, так и
пиковые электростанции. Затраты на возмещение потерь
энергии в проектируемом объекте включают в состав
ежегодных издержек и определяют как
^пот=Р1 АЦ/потл-фраАН^пот.а, (4-5)
где PiAlFnoT.i — стоимость 1 кВт-ч и годовые потери
энергии, зависящие от нагрузки (переменные);
— то же, но не зависящие от нагрузки (по-
стоянные).
k Стоимость 1 кВт-ч потерянной электроэнергии рас-
считывают как удельные затраты на базовых и пиковых
электростанциях данной энергосистемы на возмещение
потерь энергии:
? = (збазубазТбаз -|- зпикупикТп„к)<
где атах — коэффициент попадания в максимум энерго-
системы (для электростанций amax==l); т — время мак-
симальных потерь; здаз, зпик — затраты на 1 кВт-ч, отпу-
Рис. 4.1. Рис. 4.2.
Рис. 4.1. Удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии.
/ —Д.1Я снроцсЛекой части СССР; 2 —для восточной части СССР (кроме Си-
бири); ;1 — для Сибири.
Рис. 4.2. Кривая зависимости времени максимальных потерь от про-
должительности использования максимальной нагрузки.
79
щенный соответственно на базовой и пиковой электро-
станциях; убаз, ?пик — удельные участия (по мощности)
базовых и пиковых станций в возмещении потерь; Т&аз,
Тпак — число часов использования установленной мощ-
ности на базовых и пиковых электростанциях.
Для условий объединенных энергосистем значения (3
вычислены и представлены в виде кривых ₽=/('/)
(рис. 4.1). При определении Pi принимают 7)=т/а,,т».
при определении 02 принимают 7=8760 ч. Время мак-
симальных потерь х находят в зависимости от продол-
жительнобти использования максимальной нагрузки
Ттах (рис. 4.2) того элемента, для которого определяют
потери энергии.
Годовые потери энергии в двухобмоточном трансфор-
маторе, работающем по многоступенчатому графику,
определяют следующим образом:
Д Ц7П0Т=:Р х -24 (A/g-J-A/ji) Ч-
Л ^JTl
+V Уч д^+ р^л V ч, (4.6)
\Shom/
Z=1 /=1
где Рх, Рк— потери холостого хода и короткого замы-
кания трансформатора, кВт; N3, Nn — число рабочих
суток в зимнем и летнем сезонах года; St, Sj — нагрузка
i-й и /-й ступеней соответственно зимнего и летнего гра-
фиков нагрузки, кВт; Д&, Д/}- — длительности ступеней,
ч; п, « — количество ступеней в зимнем и летнем гра-
фиках.
Для трехобмоточных трансформаторов строят харак-
терные суточные графики нагрузок для каждой обмот-
ки и по ним рассчитывают потери отдельно для каждой
обмотки:
Д^пОТ=Рх24(М, + Ял)+Рк в
80
т
+"-Б ч <4-7>
/=1 J
где Sb, Sc, Sh — нагрузки обмоток высшего, среднего и
низшего напряжений, кВт; Рк,в, Рк,с, Рк,н. — потери к. з.
в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений,
кВт:
/^,8=0,5 (Рк,в-а+А(,в-н—Л<,с-н);
Рк,с=0,5 (Рк.с-н+^к.в-б—Рк.в-н);
Рк,н=0,5 (Рк,в-н+Рк,с—н—Рк.в-с), (4.8)
где Рк,в-с, Рк,в-н, Рк,с~н — потери в обмотках трехобмо-
точного трансформатора, полученные из опытов к. з.
с попарным участием обмоток высшего (В), .среднего
(С) и низшего (Н) напряжений.
। Если у трехобмоточного автотрансформатора коэф-
фициенты мощности на всех трех сторонах напряжения
равны между собой, то для расчета потерь энергии мож-
но воспользоваться формулами трехобмоточного транс-
форматора (4.7) и (4.8). В последнем выражении поте-
ри Рк,в-н и Рк,с-н должны быть приведены к номиналь-
ной мощности автотрансформатора следующим образом:
Рк,в-н=Р' к,в—н/а2^2пш, /3к,с-н=/3/к,с-н/и2А2тип,
(4-9)
где Р'к,в-н и Р'к,с~н — потери к. з., отнесенные к номи-
нальной мощности третичной обмотки Sh.hom (задаются
заводом); а=5н,ном/5тип; &гип==5тип/Shom — коэффициент
типовой мощности.
Если коэффициенты мощности нагрузок сторон авто-
трансформатора заметно отличаются один от другого, то
расчет переменных потерь необходимо вести отдельно
для последовательной, общей и третичной обмоток.
На стадии проектирования подробные характеристи-
ки потребителей обычно отсутствуют, и в исходных дан-
ных приводят только максимальные нагрузки Smax и
число часов их использования Ттах. Тогда расчет потерь
энергии ведут приближенно через время максимальных
потерь х (см. рис. 4.2):
Д«7пОТ = Л(8760-Т’р):+Рк('^Уг, (4.10)
где Тр — длительность простоя трансформатора из-за
планового ремонта, ч/год.
6-1342 81
4.3. Определение показателей надежности
Электрических установок
Электроустановка состоит из элементов (генераторов,
трансформаторов, линий электропередачи, коммутацион-
ных аппаратов, сборных шин), соединенных между со-
бой по определенной схеме. Отказы (повреждения) эле-
ментов и последствия этих отказов рассматривают как
случайные события, к которым применима теория веро-
ятностей. Согласно этой теории количественная оценка
случайных величин производится с помощью понятия
математического ожидания (м. о.) или среднего значе-
ния случайной величины.
Отказ элемента установки может частично или пол-
ностью помешать ей выполнять свои функции, т. е.
влияет на надежность электроустановки. .Последствия
отказа будут зависеть от схемы соединения элементов и
от состояния схемы в момент отказа. Различают два
основных состояния схемы: нормальное (все элементы
установки находятся в рабочем состоянии) и ремонтное
(один из элементов схемы выведен в ремонт). Для ма-
невренных электростанций следует еще учитывать «ре-
зервное» состояние схемы, когда один и более элементов
схемы по режимным соображениям отключены (напри-
мер, блок отключен генераторным выключателем и на-
ходится в резерве).
Таким образом, расчет надежности должен учиты-
вать: показатели надежности элементов, схему соедине-
ний элементов и возможные состояния схемы электро-
установки.
Показатели надежности элементов. Элементы элек-
троустановок относятся к категории восстанавливаемых
(ремонтируемых) изделий. Основными показателями на-
дежности такого рода элементов являются: частота от-
казов и среднее время восстановления.
Частота отказов со, 1/год, оценивается средним чис-
лом отказов на единицу изделия в единицу времени
(принимается равной 1 году). Среднее время восстанов-
ления Тв, ч/1,— это среднее время, необходимое для
восстановления работоспособности элемента.
Показатели надежности элементов определяют на
основании обработки статистических данных о много-
82
летней работе оборудования в условиях эксплуатации:
(4.11)
пТ ’ ' '
(4.12)
где пг— число отказов за Т лет наблюдений; п — число
наблюдаемых единиц оборудования данного вида; ti —
время, затраченное на восстановление работоспособно-
сти элемента после его z-ro отказа.
Для оценки ремонтных состояний схемы необходимо
знать показатели плановых ремонтов ее элементов.
Такими показателями являются частота плановых ре-
монтов ц, 1/год, и средняя продолжительность плано-
вого ремонта Тр, ч/1.
Остановимся отдельно на показателях надеж-
ности выключателей. Выключатель является
связующим звеном или между присоединением и сбор-
ными шинами, или между двумя присоединениями, или,
наконец, между двумя системами сборных шин. Поэтому
повреждение выключателя вызывает отключение присо-
единений: с одной его стороны, если повреждение вы-
ключателя сопровождается коротким замыканием (к. з.)
по одну его сторону, или с двух сторон, если поврежде-
ние выключателя сопровождается к. з. по обе его сто-
роны. Поэтому последствия отказов выключателей
в общем случае тяжелей, чем последствия отказов при-
соединений.
В настоящее время в справочных материалах [15]
приводят только некоторые усредненные значения часто-
ты отказов (сов), включающие в себя все виды отказов
выключателей данного типа, данного напряжения неза-
висимо от места их установки. Между тем от места рас-
положения выключателя в электрической схеме зависят
вероятность его различных эксплуатационных состояний
и количество производимых им операций за год. Это не
может не сказаться на частоте отказов выключателя,
поэтому необходима дифференцированная оценка со для
каждого выключателя. Справедливость такого рода под-
хода подтверждается тем, что, по данным статистиче-
ских наблюдений, частота отказов выключателей воз-
душных линий в среднем в 2 раза больше частоты от-
казов выключателей других присоединений [44]. Объяс-
няется это тем, что частота отказов воздушных линий и
частота вывода их в плановый ремонт заметно больше,
6* 83
чем у других присоединений (за исключением маневрен-
ных генераторов).
Повреждение выключателя может произойти в стати-
ческом состоянии, при оперативных переключениях и
при автоматическом отключении поврежденного присо-
единения или сборных шин. Отказ при автоматическом
отключении сопровождается развитием аварии, т. е.
утяжелением последствий повреждения присоединения
или сборных шин.
Повреждения в статическом состоянии й при опера-
тивных переключениях составляют собственные повреж-
дения выключателя с частотой отказов:
(Ов,Соб=®В, Ст4"®В,0П—(Йв.етЧ-Яв.ОпЛ^ОП, (4.13)
где сов.ет — частота отказов выключателя в статическом
состоянии, 1/год; (Ов.оп — частота отказов при оператив-
ных переключениях, 1/год; ав,оп — относительная часто-
та отказов при операциях, равная отношению числа от-
казов при оперативных переключениях к общему числу
операций выключателем; Nou— число операций выклю-
чателем в год.
Выражение (4.13) учитывает, что с уменьшением чис-
ла операций выключателем частота его отказов снижа-
ется. Зависимость эта не линейна, так как относитель-
ная частота отказов при операциях ав,оп для выключа-
телей, выполняющих частые коммутации (маневренных
выключателей), заметно отличается от значения ав,оп
для остальных выключателей.
Отказы выключателей при автоматических отключе-
ниях характеризуют относительной частотой отказов
«в,авт: отношением числа отказов при автоматических
отключениях к общему числу автоматических отключе-
ний за год Л^авт. При рассмотрении выключателя в кон-
кретной схеме Л^авт равняется частоте отказов присоеди-
ненного через данный выключатель элемента (линии,
трансформатора, генератора, блока, сборных шин с ча-
стотой отказов со), а произведение ав,авт(1)— частоте его
неуспешных автоматических отключений.
Таким образом, суммарная" частота отказов выклю-
чателя будет равна:
(1)в=(1)в,соб_)_^в,авт6)=®в,стТ-^в,опЛ^оп_)-®в,авт4).
Значения ав,оп и ав,авт должны определяться стати-
стическими данными наблюдений за работой множества
выключателей данного типа. Для неманевренных вы-
84
Таблица 4.1. Относительная частота отказов выключателей
Тип выключателя ^НОМ* кВ шв» ст “в %,оп'10’3 а .10"’ в. авт
без АПв| с АПВ
Масляные малообъемные 6—20 0,1 0,6 2,0
Масляные многообъемные ПО 0,1- 1,0 3,0 4,0
. 220 0,1 2,0 1,1 9,0 11,0
Воздушные 10—20 0,2 5,0 —
110 0,2 1,3 6,0 7,0
220—330 0,2 1,5 7,5 9,0
500 '0,2 2,5 8,0 9,0
ключателей они приведены в табл. 4.1. Там же дана до-
ля частоты отказов выключателей в стационарном со-
стоянии от суммарного (среднего) значения частоты их
Отказов при всех состояниях, т. е. отношение (ов,ст/®в.
В число операций, определяющих значение частоты
отказов (Ов.оп выключателя в данной схеме, должны
войти операции (отключение —
включение), обусловленные выво-
дом присоединенного элемента в
плановый ремонт, отключением при-
соединений из режимных соображе-
ний и успешным автоматическим
отключением присоединенного эле-
мента. Соответственно выражение
для определения количества опера-
ций выключателем за год имеет
следующий вид:
А^оп—ц ([Л-рЦреж) Н"
+ (АГц-1 ) й)'( 1 -йв.авт) , (4.14)
где р— частота плановых ремонтов
присоединенного элемента; |лреж —
частота его режимных отключений;
со (1—ар,авт) —частота успешных ав-
томатических отключений; — чи-
сло операций цикла (равно числу
операций выключателем, необходи-
мых для отключения и последую-
щего включения обслуживаемого
элемента); (Д/ц—1)—число опера-
85
ций укороченного цикла (без операции автоматического
отключения).
В схеме с коммутацией присоединений через один
выключатель Уц=2, а в схемах с коммутацией присо-
единений через два выключателя (схема 3/2, много-
угольник и т. п.) N^—4. Так, например, в полуторной
схеме (рис. 4.3) для отключения линии Л в ремонт необ-
ходимо отключить выключатели В1 и В2, отключить
линейный разъединитель Рл и снова включить В1 и В2
с тем, чтобы не снижать надежность присоединения бло-
ка к РУ. Затем для включения линии после окончания
ремонта надо отключить выключатели В1 и В2, вклю-
чить Ря и вновь включить выключатели В1 и В2. Таким
образом, на каждый из выключателей узла линейного
присоединения приходится по четыре операции.
Если выключатель принадлежит энергоблоку (вы-
ключатели В2 и ВЗ на рис. 4.3), то к перечисленным
выше операциям добавляются еще операции, вызванные
отказами в технологической части блока (с частотой
шв, тех)- Если условно принять, что все отказы в элек-
трической части блока (с частотой шБ э;|) сопровожда-
ются к. з., то выражение для определения количества
операций блочными выключатедяхМи примет вид:
Non — Nq “б, тех) “Ь 1) “б, эл (1 ав. авт)-
(4.15)
При расчетах можно принять, что частота отказов
в технологической части составляет 0,9 суммарной ча-
стоты отказов блока а>Б, а в электрической части — со-
ответственно 0,1 соБ.
Наличие генераторного выключателя ВГ заметно
снижает число операций выключателями со стороны по-
вышенного напряжения, так как все режимные отклю-
чения и автоматические отключения при отказах в тех-
нологической части блока осуществляются с помощью
генераторного выключателя. Тогда для выключателей
блока со стороны повышенного напряжения получим:
- «в, авт)- (4-16)
Учитывая, что значения относительной частоты отка-
зов при автоматических отключениях ав,авт на три по-
86
рядка мейыйе единицы (см. табл. 4.1), в формулам
(4.14) — (4.16) этой величиной можно пренебречь.
Следует обратить внимание на известную условность
изложенного дифференцированного определения частоты
отказов выключателей и приближенность исходных дан-
ных — значений относительных частот отказов выключа-
телей, приведенных в табл. 4.1. Однако, поскольку
у сравниваемых вариантов проектных решений прини-
мают одинаковые исходные данные выключателей, то
указанные недостатки не существенны, так как не ме-
шают правильно решить задачу оптимизации. Попутно
надо отметить, что показатели надежности выключате-
лей не являются стабильными и по мере совершенство-
вания их Конструкции и повышения культуры эксплуа-
тации имеют тенденцию изменяться в сторону улуч-.
шения.
Показатели надежности электроустановок
Существующие методы расчета надежности позво-
ляют определить частоту аварийных отключений и сум-
марную (за год) длительность вынужденного простоя
любого присоединения электроустановки (генератора,
трансформатора, линии), частоту и продолжительность
аварийных ситуаций различного вида. Расчет этих по-
казателей требует рассмотрения ряда отказов элементов
в схеме при разных ее состояниях. Однако при принятом
принципе минимизации приведенных затрат нет необхо-
димости вычислять показатели надежности всех присо-
единений и рассматривать все возможные аварийные
ситуации в схеме. Достаточно определить лишь те по-
казатели надежности, которые через ущерб входят в це-
левую функцию,— приведенные затраты. Это означает,
что следует рассмотреть те аварийные ситуации, при ко-
торых нарушаются основные функции проектируемой
установки.
При разработке электрической схемы электростан-
ции рассчитывают ущерб от недоотпуока электроэнергии
в систему. Следовательно, для каждого варианта схемы
надо рассмотреть те отказы, которые приводят к потере
генерирующей мощности, и рассчитать частоту аварий-
ных отключений генераторов и среднюю длительность
их простоя. При проектировании электрической схемы
87
подстанции надо Определить ущерб от нарушения (tips'
кращения или ограничения) электроснабжения потреби-
телей. Соответственно для каждого варианта схемы
определяют частоту и среднюю длительность нарушения
электроснабжения потребителей.
Методы расчета, которые применяют в настоящее
время для оценки надежности технических объектов,
весьма разнообразны. Все они базируются на теории
вероятностей, причем каждый метод рассматривает от-
каз как случайное событие или случайный процесс.
Ниже перечисляются наиболее распространенные мето-
ды расчета надежности электроэнергетических установок
и-систем:
1) логико-вероятностные методы (Э. А. Лосев,
И. А. Рябинин и др.);
2) логико-аналитические методы (Ю. Б. Гук,
Э. А. Лосев, А. В. Мясников и др;) [8];
3) таблично-логические методы (Л. И. Двоскин,
Э. А. Лосев, М. Н. Розанов и др.) [10, 33];
4) метод расчетных групп (Ф. И. Синьчугов,
В. Г. Китушин, В. С. Жданов) [12, 41];
5) метод блок-схем (П. Г. Грудинский, В. И. Эдель-
ман и др.) [7];
6) метод минимальных путей и минимальных сече-
ний (Ю. А. Фокин, Чан-Динь Лонг и др.).
Каждый метод имеет свои достоинства и недостатки.
Общепринятого метода расчета надежности электро-
установок и электрических сетей в настоящее время нет.
Разные авторы и организации используют различные
методы расчета. Так, например, таблично-логический
метод широко применяется в Теплоэлектропроекте;
в Московском энергетическом институте используют ме-
тод расчетных групп, таблично-логический метод, метод
минимальных путей и сечений и т. д.
Для расчета, надежности схем электрических соеди-
нений РУ удобно использовать таблично-логический ме-
тод. Табличная форма записи требует от проектировщи-
ка анализа работы электрической схемы в разных
аварийных ситуациях и, следовательно, глубокого про-
никновения в свойства данной схемы. Показатели на-
дежности хорошо увязываются со структурой схемы.
Для учебных целей эти методологические преимущества
таблично-логического метода очень важны. Поэтому ни-
же излагается именно этот метод.
88
Таблично-логический метод
Метод предполагает поочередное целенаправленное
(только для расчетных аварийных ситуаций) рассмот-
рение отказов элементов электроустановки с выявлением
их последствий в нормальном и ремонтных состояниях.
Расчет ведут в табличной форме (см. табл. 4.5), причем
по вертикали фиксируется ряд учитываемых элементов
(i-й ряд), а по горизонтали — ряд расчетных режимов
(/-й ряд).
Ниже кратко излагаются исходные предпосылки рас-
сматриваемого метода.
Элементами установки являются: присоединения (ге-
нераторы, трансформаторы, линии), выключатели, сбор-
ные шины.
За расчетные элементы, для которых определяют по-
казатели надежности, принимают: а) генерирующие
присоединения (генераторы или трансформаторы энер-
гоблоков и связей); б) линии, если их аварийное отклю-
чение вызывает ограничение выдачи электроэнергии
в систему или местному потребителю.
Исходными данными служат частота отказов, сред-
нее время восстановления, частота и длительность пла-
новых ремонтов элементов электроустановки.
С помощью таблицы расчетных связей фиксируют
последствия отказов варьируемых элементов, а затем
определяют частоту и среднюю длительность расчетных
аварийных ситуаций за год: для электростанции — ава-
рийных снижений генерирующей мощности, для подстан-
ций— аварийных перерывов в электроснабжении потре-
бителей.
Проектирование схемы электрических соединений ве-
дут в два этапа: сцачала разрабатывают структурную
схему, а затем выбирают электрические схемы РУ раз-
ных напряжений (см. гл. 5). Рассмотрим порядок опре-
деления показателей надежности схемы на этих этапах.
Расчет показателей надежности структурных схем.
При проектировании структурной схемы варьируемыми
элементами являются только трансформаторы (авто-
трансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому
рассматривают отказы этих' элементов и их расчетные
последствия. На этом этапе принимают, что схемы РУ
во всех вариантах одинаковы. Поскольку число элемен-
тов структурной схемы относительно невелико, то таб-
лицу расчетных связей можно здесь не составлять.
89
Отказ трансформатора блока приводит к аварийной
потере мощности генератора на время восстановитель-
ного ремонта трансформатора. Такие последствия будут
иметь место при всех состояниях структурной схемы, за
исключением ремонтного состояния данного блока.
Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии в систему из-за отказов трансформатора единичного
блока (без генераторного выключателя) определяют
следующим образом:
Ж^номЛ (1 -:<7р,б)Л.Т, (4.17)
'где множитель Туст/8760 учитывает график работы ге-
нератора (ТуСТ — число часов использования установ-
ленной мощности генератора); сот, ТВ:Т— частота отка-
зов и среднее время восстановления трансформатора
(автотрансформатора); <7р Б—вероятность ремонтного
состояния блока, определяемая следующим выражением:
___ Ш7В + р-Т’р
? 8760
(4.18)
где со, Тв, ц, Тр — показатели ремонтируемого элемента
(в данном случае энергоблока).
Если известны характерные графики нагрузки гене-
ратора в зимние и летние сутки, то число часов исполь-
зования установленной мощности, ч/год, определяют по
формуле
т
* уст
Ч^сут, зАз Ч^суТ, .’Ал
* ном, г
(4-19)
где U70yT;3, 1ЕСут,л — электроэнергия, вырабатываемая ге-
нератором за зимние и летние сутки, кВт-ч; N3, 1\'л —
число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.
Если генератор включен в блок с повышающим авто-
трансформатором (АТБ), то между АТБ и генератором
всегда предусматривают выключатель (генераторный
ВГ). Поэтому (4.17) примет вид:
Д^г = Рном. г (“тЛ. т + ^в, в) (1 - Яр, Б)> (4.20)
где сов и Тв,в— частота отказов и среднее, время восста'
новления генераторного выключателя,
99
При отказе г-го элемента блока (АТБ или ЁГ) 4ё*
ряется не только мощность генератора, но и транзитная
мощность, передаваемая через АТБ. Если потеря этой
мощности в некотором /-м состоянии структурной схемы
(с вероятностью <?/) вызывает аварийное снижение гене-
рирующей мощности других энергоблоков ДРГ, то опре-
деляют дополнительный недоотпуск электроэнергии
в систему:
Т JL
(4.21)
г=1
где Tij — средняя длительность аварий.
В некоторых режимах структурной схемы отказ АТБ
или ВТ может нарушить нормальное электроснабжение
потребителей сети CIT, и тогда определяют недоотпуск
электроэнергии потребителям.
• Связь между РУ ВН и РУ СН может быть осущест-
влена через отдельный автотрансформатор связи (АТС).
Методика определения недоотпуска электроэнергии от
его отказа аналогична методике расчета недоотпуска
электроэнергии от нарушения транзитной связи в схеме
с блочным повышающим автотрансформатором.
При выборе структурной схемы полезно оценить це-
лесообразность установки резервных трансформаторов.
Их установка требует дополнительных капиталовложе-
ний, но зато повышает надежность схемы, так как время
аварийного простоя блока из-за отказа его трансформа-
тора сокращается. Оно будет складываться из времени,
необходимого для отсоединения поврежденного транс-
форматора (2—4 ч), времени перекатки и присоедине-
ния резервного трансформатора (3—10 ч) и времени
последующего пуска блока (1—6 ч). Таким образом,
время замены Т3 находится в диапазоне 6—20 ч. Соот-
ветственно при расчете A1VT из-за отказа блочного
трансформатора или автотрансформатора надо вместо
среднего времени восстановления 7\т использовать вре-
мя замены Т3, полагая, что после окончания восстано-
вительного ремонта ранее поврежденный трансформатор
примет на себя функции резервного.
Расчет показателей надежности электрических схем
распределительных устройств. При выборе электриче-
ской схемы РУ варьируемыми элементами являются вы-
ключатели и сборные шины. На этом этапе, где число
91
Элементов обычно велико, составление таблицы расчёт-
ных связей при ручном счете необходимо. Учитывая,
что во всех вариантах схем РУ повышающие трансфор-
маторы и автотрансформаторы, а также генераторы
остаются неизменными, эти элементы в таблицы расчет-
ных связей не вводят.
Принимается следующая модель выключателя:
собственные отказы выключателей учитывают сум-
марной частотой отказов в статическом состоянии и при
оперативных переключениях, а отказы в автоматических
отключениях — относительной частотой отказов ав,лвт.
Для упрощения вариантных расчетов принимают услов-
но, что все повреждения выключателей приводят к поте-
ре обоих элементов, которые связывает данный выклю-
чатель;
частоту отказов выключателей определяют дифферен-
цированно в зависимости от места его расположения
в схеме;
последовательные отказы двух выключателей не рас-
сматривают ввиду малой вероятности наложения этих
двух событий;
отказы при автоматических отключениях выключате-
лей учитывают только при повреждениях на линиях
в нормальном состоянии схемы. В остальных ситуациях
отказы при автоматических отключениях не рассматри-
вают ввиду малой вероятности таких аварийных ситуа-
ций. Исключение составляет схема с двумя системами
сборных шин, с одним выключателем на присоединение.
В нормальном состоянии работают обе системы шин,
а при ремонте одной из них все присоединения оказыва-
ются подключенными к одним шинам, и тогда отказ
любого выключателя в автоматическом отключении вы-
зывает погашение всего РУ, т. е. очень тяжелые послед-
ствия.
Порядок определения показателей надежности при-
менительно к РУ электростанции следующий:
1. Составляют ряд учитываемых элементов схемы
(вертикальный ряд таблицы расчетных связей, см.
табл. 4.5) и определяют частоту отказов — для вы-
ключателей по формулам (4.13), для линий как произве-
дение удельной частоты отказов (на 100 км длины ли-
нии) на длину. При определении числа операций для
выключателя по (4.14) — (4.16) частотой отказов транс-
форматоров и сборных шин можно пренебречь.
Учитываемые элементы — это те элементы, отказ ко-
торых в нормальном или ремонтном состоянии схемы
вызывает аварийное отключение расчетных элементов.
Сами расчетные элементы нет необходимости включать
в вертикальный ряд, поскольку их отказ, как правило,
не связан с надежностью выбираемой схемы РУ. Таким
образом, в вертикальный ряд включают: выключатели,
линии и сборные шины. Автотрансформаторы связи вви-
ду их надежности в число учитываемых элементов мож-
но не включать.
2. Составляют ряд ремонтных (плановых и восстано-
вительных) состояний (горизонтальный ряд таблицы) и
вычисляют согласно (4.18) их вероятность (относитель-
ную длительность) в течение года.
Для маневренных электростанций в ряд состояний
следует включать, помимо ремонтов, еще и режимные
отключения элементов. В режимный ряд вносят лишь те
элементы, отключение которых в плановый ремонт или
по режимным соображениям заметно понижает надеж-
ность расчетных элементов. Так, например, в схемах
с коммутацией присоединений через один выключатель
г, режимный ряд вносят выключатели и сборные шины,
а в схемах с коммутацией присоединений через два вы-
ключателя'— только выключатели.
3. Определяют вероятность нормального состояния
схемы
<7о=1—2^- (4.22)
4. Производят анализ отказов элементов при нор-
мальном и ремонтных состояниях схемы. Фиксируют
в таблице аварийные ситуации, приводящие к снижению
генерирующей мощности: записывают в соответствующей
графе таблицы теряемую генерирующую мощность ДРГ
и среднюю длительность аварии (среднее время вос-
становления нормальной работы генератора после
аварии).
Расчеты показали, что при заполнении таблицы мож-
но рассматривать только те аварийные ситуации, кото-
рые ведут к заметному недоотпуску электроэнергии в си-
стему (потребителям), а именно: отказы выключателей
расчетных присоединений при всех состояниях схемы;
отказы учитываемых элементов в тех ремонтных режи-
мах схемы, когда расчетные присоединения длительно
отключаются от РУ; устойчивые короткие замыкания на
воздушных линиях (в том числе с развитием аварии);
93
йбарий с отключением двух и более расчетных элё-
ментов.
Среднюю частоту аварии, вызванной отказом г-го
элемента при /-м состоянии схемы, определяют перемно-
жением соответствующих показателей горизонтального
о>г и вертикального q$ рядов:
co/j—(01^7 j’ (^*23)
Ситуация с развитием аварии (к. з. на линии с отка-
зом выключателя в автоматическом отключении при нор-
мальном состоянии схемы) отражается в таблице в гра-
фе, соответствующей вертикальному стобцу qQ и горизон-
тальной строке поврежденной линии. Средняя частота
такой аварийной ситуации равна:
(Ог</О^в,авт- (4.24)
Значение Tij оценивают в зависимости от характера
аварийной ситуации:
а) генератор нельзя ввести в работу, пока не будет
произведен восстановительный ремонт отказавшего эле-
мента:
7\j=7’B;
б) отказавший элемент (выключатель) можно отде-
лить разъединителями и восстановить работу генератора
соответствующими операциями. Время вынужденного
простоя генератора будет складываться из времени опе-
ративных переключений 71ОП=0,5 ч и времени пуска энер-
гоблока из горячего состояния (для ТЭС) Тп—0,5 ч: *
7',3=7’ОП + 7’п=0,5+0,5=1,0 ч;
в) отказ выключателя произошел в период ремонта
смежного выключателя узла, к которому присоединен
генератор. Восстановить работу генератора возможно
только после того, как будет отремонтирован один из
двух выключателей. Согласно теории вероятностей,
учитывая, что для выключателей среднее время восста-
новления Тв всегда меньше среднего времени планового
ремонта Тр, получаем:
Т2
— (4.25)
р. /
где TB,i — среднее время восстановления отказавшего
i-ro выключателя; Tp,j— средняя длительность планового
ремонта /-го выключателя.
94
5. Используя данные таблицы, определяют суммар-
ную длительность каждой из расчетных аварийных ситуа-
ций за год ScoijT’jj-
6. Вычисляют среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии в систему
ДЦ7г = ^2ДРЛ.Тг/. (4.26)
На электростанции с местной нагрузкой или на под-
станции авария в РУ может вызвать нарушение элек-
троснабжения потребителей. Тогда среднегодовой недо-
отпуск электроэнергии потребителям составит:
= (4-27)
где Ртах — максимальная мощность потребителя, кВт;
Ттах — число часов использования максимальной на-
грузки, ч/год.
7. Используя полученные значения показателей на-
дежности, определяют ущерб (методика расчета приве-
дена в § 4.4).
4. 4. Определение ущерба от ненадежности
проектируемой электроустановки
Отказы в электроустановке нарушают ее нормальное
функционирование и тем самым причиняют ущерб на-
родному хозяйству. Последний как величина случайная
оценивается математическим ожиданием ущерба А4(У)
за год от ненадежности электроустановки или среднего-
довым значением ущерба. В дальнейшем для простоты
будем его обозначать ^ерез У.
Отдельные районные энергосистемы, связанные меж-
ду собой линиями — межсистемными связями, образуют
объединенную энергосистему. Аварийный резерв мощ-
ности объединенной системы достаточно велик и теоре-
тически может восполнить потерю генерирующей мощ-
ности при любой аварийной ситуации на станции. Огра-
ничивающим фактором здесь оказывается пропускная
способность межсистемной связи, которая обычно огра-
ничена (слабая связь). При значительном аварийном
снижении генерирующей мощности на станции недостаю-
щая для потребителей данной системы мощность будет
поступать по линиям, связывающим эту энергосистему
ОД
с объединенной. Перегрузка слабых связей может сопро-
вождаться нарушением устойчивости работы. При этом
приходят в действие специальные автоматические устрой-
ства, которые отключают перегруженные линии связи.
Энергосистема становится изолированной, а мобилизуе-
мый резерв мощности ограничен только аварийным ре-
зервом Ррез данной системы. Последний лежит в диапа-
зоне 6—10% суммарной мощности генераторов данной
системы1. Если аварийная потеря генерирующей мощ-
ности ДРГ превышает Ррез, то частота в отделившейся
системе понижается и возможно действие устройств
автоматической частотной разгрузки АЧР. Таким обра-
зом, можно условно принять, что для электростанции
значение ущерба будет зависеть от аварийного резерва
мощности, которым располагает данная энергосистема,
а также от уставок АЧР на подстанциях этой си-
стемы.
В настоящее время есть много предложений в части
метода определения ущерба от недоотпуска электроэнер-
гии в энергосистему, причем результаты расчетов (при
одинаковых показателях надежности электроустановки)
различаются весьма значительно. Это в ряде случаев
приводит к разным техническим решениям. Поскольку
в настоящее время еще нет общепринятого метода расче-
та ущерба, то нами предложен некоторый условный со-
бирательный метод, который довольно полно отражает
процессы, происходящие в отделившейся энергосистеме
при аварийном снижении генерирующей мощности на
электростанции.
Рассмотрим сначала ущерб от недоотпуска электро-
энергии в систему электростанций районного типа, не
имеющих местной нагрузки. Ущерб складывается из
трех составляющих: ущерба в энергосистеме Ус, ущерба
у потребителей системы из-за снижения частоты У},
ущерба у потребителей из-за внезапных нарушений
(ограничений) электроснабжения УПОТр:
У—Ус + У/ + Употр- (4.28)
Системный ущерб обусловлен тремя основными при-
чинами: а) необходимостью проведения внепланового
восстановительного ремонта поврежденного электрообо-
рудования (прямой ущерб); б) изменением режима ра-
1 Резерв системы должен быть не менее мощности самого круп-
ного блока системы.
боты энергосистемы после отключения отказавшего обо-
рудования — включением менее экономичных резервных
агрегатов, увеличением потерь энергии в сети из-за менее
экономичного распределения в них потоков мощности
(дополнительный ущерб); в) неиспользованием отказав-
шего оборудования и обслуживающего его персонала по
прямому назначению, что ведет к недоиспользованию
основных и оборотных фондов энергосистемы (косвен-
ный ущерб).
Значение ущерба в энергосистеме зависит от харак-
теристик этой системы и в первую очередь от структуры
ее генерирующих мощностей. Для каждой системы
должна быть известна зависимость ущерба от глубины и
длительности аварийного снижения генерирующей мощ-
ности. Ввиду того, что такие характеристики для. систем
в настоящее время отсутствуют, предлагается воспользо-
ваться упрощенным методом расчета системного ущерба
с пемощью удельного его значения у0,с- Для некоторой
усредненной энергосистемы значение удельного систем-
ного ущерба можно принять равным 0,15 руб/(кВт-ч)
[30]. В ряде источников [10, 33, 41 и др.] предлагается
использовать значительно более низкие значения г/0,с-
Итак, ущерб энергосистеме, руб/год, рассчитываем как
произведение удельного ущерба z/OjC, руб/(кВт-ч), и сум-
марного недоотпуска электроэнергии в систему ДИ?,
кВт-ч/год, из-за всех отказов с потерей генерирующей
мощности в проектируемой электроустановке:
k
У’= у0 СДГ , — у0 с У? ДРГ (4.29)
С W, С Г, i C'Oj С 1} IJ IJ1 ' /
1
где APr.o — снижение генерирующей мощности при i/’-й
аварийной ситуации (отказ i-ro элемента при /-м состоя-
нии схемы), кВт; Иг,-— средняя частота за год i/’-й ава-
ри, 1/год;. — средняя длительность ij-й аварии, ч/1.
При вычислении системного ущерба учитывают все
аварийные ситуации, которые приводят к снижению гене-
рирующей мощности независимо от соотношения этой
величины с аварийным резервом системы.
Рассмотрим теперь последствия тех аварийных ситуа-
ций, при которых снижение генерирующей мощности
ДРГ превысит аварийный резерв в системе Ррез. В этих
7—1342 97
ситуациях в системе образуется дефицит мощности
Г’деф—АРГ Ррез- (4.30)
Этому дефициту соответствует следующее понижение
частоты в системе:
. (номРдеф 50Рдеф
-------2Р---’ (4-31)
Р-р-* max max
где |ном—50 Гц — номинальная частота; &р= 1,7-*-2,5_—
коэффициент регулирующего эффекта нагрузки (среднее
значение 2,0); Ртах— максимальная нагрузка системы.
Частота в системе снизится до уровня
f=fHOM-А/.
Если частота останется выше уставки АЧР, то при-
нимаем, что снижение частоты в рассматриваемой ава-
рийной ситуации (длительностью Т;,) будет иметь место
только в часы прохождения суточного максимума на-
грузки в системе. Снижение частоты в системе приведет
к снижению производительности механизмов у потре-
бителей и как следствие к сокращению объема продук-
ции во время работы предприятий с пониженной часто-
той, т. е. причинит ущерб У/.
Во время работы системы с пониженной частотой ее
потребители будут получать электроэнергию ненормиро-
ванного качества. Среднегодовое значение этой элек-
троэнергии вычислим следующим образом:
ДГГ , = Ртах У 4т , (4.32)
1» I max / j I] I] п । э \ /
1
где Ттах — число часов использования максимальной на-
грузки в системе, ч/год; т — число аварийных ситуаций
в проектируемой установке, при которых АРг>Ррез,
а />/'АЧР; А/ — длительность суточного максимума на-
грузки в системе (1—2 ч).
Значение ущерба У/ вычисляют через удельный
ущерб г/од от снижения частоты в системе:
т
У(-=Ртах^Уо.^Ти^- (4-33)
1
93
Значение удельного ущерба зависит от глубины сни-
жения частоты в системе. Эта зависимость, приведенная
в [23] для энергосистемы с усредненными параметрами,
дана на рис. 4.4 (расчетные точки обозначены звездоч-
ками).
В особо тяжелых, но достаточно редких аварийных
ситуациях может произойти столь глубокое понижение
частоты в системе, что приходят в действие устройства
АЧР. Согласно (4.31) уставке первой очереди fA4P со-
ответствует дефицит мощности в системе
_ fHQM —(ачр р k
'деф, АЧР — fn0M
Устройства АЧР, для того чтобы обеспечить восста-
новление частоты в системе, отключают некоторую часть
потребителей системы. В результате имеет место ущерб
у потребителей из-за нарушения электроснабжения
Л^Отр. Этот ущерб в общем случае обусловлен расстрой-
ством технологического процесса, повреждением обору-
дования и поломкой инструментов, браком и порчей
сырья и продукции, простоем рабочей силы предприятия.
Ущерб Удотр рассчитывают через удельный ущерб от пе-
рерывов в электроснабжении потребителей уо.потр, отклю-
чаемых АЧР, и м. о. недоотпуска электроэнергии потре-
бителям ДЦТпотр:
п
^потр Уо, потрА^потр^^Уо, потр 37(50 ^>деф<0(7^'1/’ (4.34)
1
где п — число аварийных ситуаций, сопровождающихся
понижением частоты до или ниже уровня уставки АЧР
(f^fA4p).
Удельные ущербы от внезапных перерывов электро-
снабжения (длительностью до 3 ч) лежат в широком
диапазоне от 0,22 до 25,7 руб/(кВт-ч) [23]. Поскольку
устройствами АЧР в первую очередь отключаются потре-
бители, 'имеющие при перерыве электроснабжения наи-
меньший народнохозяйственный ущерб, принимаем зна-
чение удельного ущерба по нижней границе: г/о,потР=
=0,22 руб/ (кВт-ч).
При работе устройств АЧР частота быстро поднима-
ется до уровня уставки АЧР. Таким образом, во время
действия АЧР и какое-то время после его действия ча-
7* 99
стота остается ниже номинального уровня. Однако по
сравнению с ущербом Употр ущербом У/ в этих аварий-
ных ситуациях можно пренебречь.
Отказы в электроустановках подстанций могут вы-
Рис. 4.4. Кривая зависимо-
сти удельного ущерба от ча-
стоты в системе.
звать внезапные перерывы в
электроснабжении ее потре-
бителей. Соответственно нена-
дежность электрических схем
подстанций оценивают значе-
нием ущерба Употр. Удельный
ущерб г/о,иотр принимают со-
гласно [23] для конкретной
отрасли народного хозяйства,
к которой относится данная
подстанция:
Употр=Уо,потрД^потр, (4.35)
где среднегодовой недоотпуск
электроэнергии ДИ7ПОтР потре-
бителям определяется по
(4.27).
Если в каких-либо ава-
рийных ситуациях на электро-
станциях происходит наруше-
ние нормального электроснабжения района местной на-
грузки на среднем напряжении, то соответствующий
ущерб определяется следующим выражением:
V _________,. У д о m Т
” потр £/о,потр 8760 потр-if1 ij»
(4.36)
где ДРпотр — аварийное снижение мощности потреб-
ления.
Для большого района промышленной нагрузки мож-
£0 принять обобщенное значение удельного ущерба, рав-
ное 0,7 руб/(кВт-ч).
Пример 4.1. Задание. Рассчитать показатели надежности
трех вариантов структурной схемы КЭС 4X500 МВт, представлен-
ных на рис. 4.5.
Исходные данные. Энергоблоки: Рном,г=500 МВт;
ТУст=7000 ч/год; мощность собственных нужд равна 6% РНом,г-
Местный промышленный район на напряжении 220 кВ: Ртах==
=300 МВт; oos <р=0,85.
Располагаемый энергосистемой резерв: Ррвз=700 МВт.
Номинальные мощности трансформаторов и автотрансформато-
ров указаны на рис. 4.5, остальные необходимые для расчета дан-
ные — в табл. 4.2 и 4.3.
100
ВариантЗ ^сн
I i |
Рис. 4.5. Варианты структурной схемы КЭС с четырьмя блоками
мощностью но 500 МВт.
а — С Двумя АТС и одним блоком на СН; б —с двумя АТС; в —с двумя АТБ.
Решение. 1. Определяем состав учитываемых элементов
В вариантах структурной схемы: трансформаторы (Т) и автотранс-
форматоры блоков (АТБ), автотрансформаторы связи (АТС) меж-
ду РУ 500 и 220 кВ, генераторные выключатели (ВГ). Их показа-
тели надежности приведены в табл. 4.3.
2. Определяем по (4.18) вероятность ремонтных режимов эле-
ментов:
энергоблока
11-120+ 1-600
“Ур, Б = 8760 = 0,219.
где (£>=11 1 /год, Тв=120 ч/1, р.=1 1/год, Тр=600 ч/1 (см.
табл. 4.3) ;
Таблица 4.2. Максимальные перетоки мощности между
РУ 220 v 500 кВ, МВ А
Номера вариантов Нормальное состояние схемы Блок РУ 220 кВ находится в ремонте
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3. 260 (из РУ 220 кВ в РУ 500 кВ) 225 (из РУ 500 кВ в РУ 220 кВ) 812 (из РУ 220 кВ в РУ 500 кВ) 255 (из РУ 500 кВ в РУ 220 кВ) 260 (из РУ 220 кВ в РУ 500 кВ)
Таблица 4.3. Показатели надежности элементов
Элементы <о, 1/год гв, 4/1 р., 1/год Гр.ч/1
Энергоблоки 500 МВт 11 120 1 600
Трансформаторы с Сбн=500 кВ 0,04 200 1 70
Трансформаторы с (7вн=220 кВ 0,02 150 1 50
Воздушные выключатели 20 кВ 0,04 20 0,33 60-
Примечание. Показатели надежности энергоблоков 500 МВт но мере их
освоения будут улучшаться,
автотрансформатора связи АТС (трехфазного) или блока АТБ
(группа однофазных АТ) с £/вн=500 кВ
0,04-260+70
‘Ур, АТС = L8760 =0,0089,
где ш=0,04 1/год, Тв=200 ч/1, Ц=1 1/год, Тр=70 ч/1 (см.
табл. 4.3);
q атб = 3.0,0089 = 0,0267.
102
3. Вычисляем по (4.17) среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии в систему из-за отказов трансформаторов блоков:
для блока, присоединенного к РУ 500 кВ,
ДГГ = 500-103 ^0,04 (1—0,219) 200 = 2,50-106 кВт-ч/год;
для блока, присоединенного к РУ 220 кВ,
Д1УГ =- 500- 10э ^^0,02(1 — 0,219) 150 = 0,936- 10е кВт-ч/год.
4. Определяем по (4.20) среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии генератора в систему из-за отказов в .группе из однофазных
АТБ и ВГ (вариант 3)
ДГГ = 500 103 (3-0,04• 200 + 0,04-20) (1 — 0,219) =
= 7,74-106 кВт-ч/год.
5. Оценим возможные последствия отказов АТС в варианте 1.
Аварийная нагрузочная способность АТС равна:
1,4SHom=1,4-250=350 МВ-А.
Это больше, чем максимальные значения перетоков мощности
между РУ 500 и 220 кВ в расчетных состояниях схемы (см.
табл. 4.2)—нормальном (260 MB-А) и при ремонте блока 4
(255 МВ-А).
Отказ одного АТС в период ремонта второго АТС можно не
учитывать, так как средняя длительность таких аварийных ситуа-
ций чрезвычайно мала:
2(Oi<7J7’ij=2wT<7p,ATc0,57’p,AT=2• 0,04-0,0089-0,5-70=0,025 ч/год,
где Tij=0,5Tp,AT.
6. Оценим возможные последствия отказов АТС в варианте 2.
Аварийная нагрузочная способность АТС равна 1,4-320=
=448 МВ-А. Максимальная нагрузка сети 220 кВ составляет
255 МВ-А. Таким образом, при отказе одного из двух параллельно
включенных АТС недоотпуска электроэнергии потребителям не будет.
Отказ одного АТС в“период ремонта другого АТС здесь, как и
в варианте 1, можно не учитывать.
7. Оценим последствия потери транзитной мощности из-за ава-
рийных отключений АТБ в варианте 3.
Из рассмотрения данных табл. 4.2 следует, что наибольший пе-
реток мощности из РУ 220 кВ в РУ 500 кВ имеет место при нор-
мальном состоянии схемы и составляет 812 МВ-А. При аварийном
отключении одного АТБ (отказ самого АТБ или ВГ) оставшийся
в работе АТБ сможет передать всю транзитную мощность, так как
, ___ 500-0,06-500
1,4$ИОМ—3НИ= 1,4-ЮОО------------------—=967 МВ-А>[812 МВ-А.
Рассчитаем среднюю длительность наиболее тяжелой аварийной
ситуации в этом варианте схемы, когда отказ АТБ (или ВГ) про-
ЮЗ
исходит во время ремонта другого АТБ:
^tqiTii = 2 (<оАТБ г/Р1 Ат'О.бТ’р, Ат + Юа<7р, АТ^'оп) =
= 2 (0,04-0,0267.0,5-70 4-0,04-0,0267-1,0) =0,226 ч/год.
При расчете время оперативных переключений Г'Оп принято не
0,5, а 1,0 ч, так как, помимо операций разъединителем, в цепи ВГ
необходимо проводить операции по восстановлению связи между
РУ 500 и 220 кВ.
При нарушении связи между РУ 500 и 220 кВ один генератор
(ГЗ или Г4) придется отключать, и тогда недоотпуск мощности
в систему 500 кВ составит:
ДРт—Рном.г( 1—0,06)+-$перет ока COS ф==
=500(1—0,06)+260-0,85=691 МВт.
Тогда согласно (4.21) среднегодовой недоотпуск электроэнергии
7000
ДЦ7Г= 691 д?бо 0,226=0,125-10е кВт-ч/год.
8. Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии в систему по вариантам:
вариант 1 ДИ7г=3-2,50-Ю6+1 -0,936- 1О’=8,44-10® кВт-ч/год;
вариант 2 ЛWr=4-2,50 106==10,00- 10е кВт-ч/год;
вариант 3 Д1Гг=2-7,74-10в+2-0,936-10в+0,125-10>=17,47Х
X 106 кВт-.ч/год.
Недоотпуск электроэнергии потребителям энергосистемы отсут-
ствует, поскольку аварийное снижение' генерирующей мощности во
всех случаях не превышает Ррез=700 МВт. Энергоснабжение потре-
бителей местного района нагрузки на 220 кВ во всех трех вариантах
очень надежно, так что м. о. недоотцуска электроэнергии местной
нагрузке можно пренебречь.
9. Определим среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнер-
гии в систему.
Поскольку Д1Гпотр=0, то имеет место только системный
ущерб Ус- Вычислим значения Ус по (4.29), приняв удельный ущерб
0,15 руб/(кВт-ч):
вариант 1 Ус=0,15-10-3-8,44- 10в=1260 тыс. руб/год;
вариант 2 Ус=0,15• 10~3 • 10,0 • 106= 1500 тыс. руб/год;
вариант 3 Ус=0,15-10~3-17,47-106=2620 тыс. руб/год.
Остальные составляющие приведенных затрат и самих затрат
определены в примере 5.1, а результаты расчета по вариантам при-
ведены в табл. 5.5. Из сопоставления этих результатов следует, что
без учета надежности минимальные затраты оказались бы у вариан-
та 3, а -с учетом надежности — у варианта 1.
Оценим, как скажется на надежности трех рассматриваемых ва-
риантов структурной схемы установка резервных трансформаторов:
трехфазного трансформатора 630 МВ-А, Пвн=500 кВ для трех
блоков (Г1—ГЗ) в варианте 1 и четырех блоков (П—Г4) в ва-
рианте 2, резервной фазы 333 MB-А, Пвн=500 кВ для. двух групп
однофазных автотрансформаторов (АТБ1, АТБ2) в варианте 3.
Учитывая, что во всех вариантах используются мощные круп-
ногабаритные трансформаторы и автотрансформаторы, принимаем
время их замены резервным Та по верхнему прадеду — 20 ч (см
104
§ 4.3). Среднегодовой недоотпуск электроэнергий в систему от от-
казов резервируемых трансформаторов и автотрансформаторов
уменьшится соответственно в Гв,т/7'3=200/20=10 раз. В результате
получим:
вариант 1
2 50
ДЙ7Г = 3 ’0- 10» + 1.0,936-10»= 1,686-10» кВт-ч/год;
ус = 0,15-10-3-1,686-10’ — 253 тыс. руб/год;
вариант 2
2 50
ДЙ7Г = 4 -~ 0 10» = 1,0-10» кВт-ч/год;
Уо = 0,15-10”’-1,0-10’ = 150 тыс. руб/год;
вариант 3
7000
Д«7г = 500.10» (3-0,04-20+ 0,04-20) (1—0,219) +
+ 2-0,936-10» + 0,125-10» = 4,0-10» кВт-ч/год;
Ус — 0,15-10-3-4,0-10’ — 600 тыс. руб/год.
Остальные составляющие приведенных затрат рассчитаны в при-
мере 5.1 и приведены в табл. 5.4, из которой следует, что при при-
нятом значении удельного ущерба 0,15 руб/(кВт-ч) установка
резервных трансформаторов (автотрансформатора) во всех трех
вариантах структурных схем себя экономически оправдывает. Наи-
лучшее проектное решение — вариант 1 с установкой резервного
трансформатора для трех блоков, подключенных к РУ 500 кВ.
При удельном ущербе, равном 0,015 руб/(кВт-ч), резервные
трансформаторы экономически целесообразны только в варианте 3
(резервная фаза для двух групп однофазных блочных автотранс-
форматоров), а наиболее экономичными решениями при этом ока-
зываются варианты 1а и 36.
Пример 4.2. Задание. Определить показатели надежности
для шести вариантов схемы электрических соединений РУ 500 кВ,
представленных на рис. 4.6. Оценить, какое влияние оказывают на
надежность генераторные выключатели.
Исходные дан ни е. Проектируемое РУ 500 кВ принадле-
жит КЭС с энергоблоками 500 МВт (Тус.^7000 ч/год). К РУ
500 кВ должны быть присоединены (см. вариант 1 структурной схе-
мы КЭС на рис. 4.5): три энергоблока мощностью по 500 МВт, два
автотрансформатора связи с РУ 220 кВ мощностью по 250 МВ-А
и три параллельные линии электропередачи длиной по 400 км, при-
соединяющие КЭС к энергосистеме.
Энергосистема: максимальная нагрузка 8750 МВт, Ттах=
—6000 ч/год, аварийный резерв 700 МВт, уставка АЧР 48,0 Гц.
Выключатели 500 кВ: воздушные, ав Оп=2,5-10~3 ав авт=
—8-10 » без АПВ и а„.а»т=9-10-3 с АПВ.
Показатели надежности элементов приведены в табл. 4.4. При
отключении одной (двух) линий 500 кВ оставшиеся в работе линии
(с небольшим ограничением) смогут передать .всю мощность КЭС
в систему. Отключение одного АТС не влечет за собой аварийного
105
Рис. 4.6. Варианты схемы электрических соединений РУ напряже-
нием 500 кВ.
а — полуторная схема; б — схема шины — трансформатор; в —схема 4/3; г—•
два связанных четырехугольника; д — полуторная секционированная схема;
е — генератор — трансформатор—линия с уравнительно-обходным многоуголь-
ником.
106
Таблица 4.4. Показатели надежности элементов
Элементы ш, 1/год Тв . ч/1 Ь1/год гр . **/1
Энергоблоки 500 МВт 11 120 1 600
Линии 500 кВ 0,25 на 1С0 км 20 10 10,0
Трансформаторы сС7вн= =500 кВ 0,04 200 1,0 70
Выключатели воздушные 500 кВ Выключатели воздушные 20 кВ 0,14 160 0,33 450
0,04 20 0,33 60
Сборные шины 500 кВ на доно присоединение 0,01 6. 0,167 30
снижения генерирующей мощности. Отключение обоих АТС ведет
к нарушению электроснабжения местного района промышленной на-
грузки на напряжении 220 кВ (Ртах=300 МВт, Ттах=
=9780 ч/год), так как блок Г4 (см. рис. 4.5,а) не может работать
изолированно на сеть 220 кВ. Передача мощности блока через АТС
невозможна из-за недостаточной нагрузочной способности последне-
го (последовательное включение блока и АТС может иметь место,
например, в варианте 1, если отключены выключатели В7 и В8 на
рис. 4.6,а). Балансы мощностей КЭС в разных режимах рассмот-
рены <в примере 5.1.
Решение. В состав учитываемых элементов вертикального
ряда таблицы расчетных связей вариантов электрической схемы РУ
500 кВ включаем: выключатели, линии, сборные шины. Каждый ва-
риант рассмотрим в двух подвариантах: без генераторных вы-
ключателей, с генераторными выключателями. В состав ремонтных
режимов схемы включаем: ремонты всех выключателей 500 кВ и
нормальное состояние схемы. Ремонты сборных шин и автотранс-
форматоров ввиду их малой относительной длительности не рас-
сматриваем. Расчетные аварийные ситуации: отключение энергобло-
ков или отключение двух АТС из-за отказов в РУ 500 кВ.
Для выяснения влияния генераторных выключателей на надеж-
ность РУ проведены расчеты для каждого варианта при отсутствии
(подвариант «а») и наличии (подварнант -.«б») генераторных выклю-
чателей.
Ниже приведем расчет показателей надежности варианта 1
(полуторной схемы). Показатели надежности остальных вариантов
показаны в итоговой табл. 4.6.
Расчет показателей надежности подварианта 1а — схема 3/2 без
генераторных выключателей. 1. Составляем вертикальный ряд учи-
тываемых элементов таблицы расчетных связей (табл. 4.5).
Частота отказов:
линий гол=0,254/100=0,25-400/100=1,0 1 /год;
сборных шин и,,,=0.01-4=0,04 1 /год;
выключателей 500 кВ по (4.13)
со», с о б=0,2 • 0,144-0,00251VOn=0,028-1-0,00251Voo,
где согласно табл. 4.1 <йв,ст=0,2<йв.
107
5 Таблица 4.5. Таблица расчетных связей для схемы 3/2 (вариант 1)
1 Обозначения Частота отказов ® 1/год Теряемая генерируемая мощность (ЛРГ, МВт) и средняя длительность аварии (Гц, ч) в режимах
нор- маль- ном, 7о~ =0,76 ремонтном для выключателей, <7=0,02
1а(без ВГ) 16 (с ВГ) В1 В2 ВЗ В4 В5 В6 В7 В8 В9 В10 ВИ В12
В1 0,133 0,041 500 5С0 500 500 500 500 500 1000 500 500 500 500 1000 500
1 1 1 1 1 1 1 1 ’ 1 132 1 1 1 ’ 1
В2 0,133 0,133 — 500 1 — — — — — 500 1 — — 500 1 — —
вз 0,133 0,133 — — — — 500. 1 — — — 500 1 500 1 — — 500 1
В4 0,133 0,041 500 500 500 500 500 500 1000 500 500 500 500 500 500
1 1 1 1 1 1 1 ’ 1 1 1 132 1 1
В5 0,041 0,041 — — — — — — — — 500 1 500 1 — — 500 1
В6 0,133 0,133 — — — — — — — . 500 1 — — 500 1 — . —
В7 0,133 0,041 500 500 50С 500 500 500 500 500 132 1000 500 500 500 500
1 1 1 1 1 1 1 1 ’ 1 1 1 132
500 500
В8 0,041 0,041 — — — — — — — 132 — — 1 —
500 500 500 500 500 500 1 500 аОО 500 500 500 500
В9 0,252 0,146 1 132 .1 1 1 1 1 1 1 • 1 1 1
500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500
В10 0,252 0,146 1 Т" 1 1 132 Т" “Г 1 1 1 1 1
ВИ 0,133 0,133 — — — — — — — — — — — — —
500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500
В12 0,133 0,048 1 • 1 1 1 1 1 - 1 132 1 1 1 1
500 500
Л1 1.0 1 Т — — — — — —
500 500
Л2 1,0 1 — — —— 1 — — —
лз 1,0 — — — — — — — — — — — — —
500 500 500
Ш1 0,04 — — — — 1—- — — — 24 24 —~ 24
500 500
Ш2 0,04 — — 24 24
О
Определяем количество операций выключателями за год (зна-
чениями <йдт и «и ввиду их малости пренебрегаем):
согласно (4.14)
В2, ВЗ, В6 Л1оп=4цл-]-2(Хш-)-3<вл|(1—вв,авт)=4-10+2-0,167-4+
4-3-1,0 (1—0,008) =44,3 1/год;
В5, В8 ^п=4цат+2цш=4-1,0-|-2-0, 167-4=5,3 1/год;
ВЦ ЛГоп=4(ц,л+11ат)-|-3<1>л (1—«в,авт)=4(10+1)+3-1,0(1 —
—0,009) =47 1/год;
согласно (4.15)
В1, В4, В7 Уоп = 4(р.<а + 0,9в>в) + 2р.ш 4* 3-0,1<ов (1—ав авт) —
= 4 (1 +0,9.11) 4- 2-0,167-4+ 3-0,1-11 (1 —0,008) =
= 48,2 1/год;
В9, BIO — 4 (p.g + 0,9<оБ + |АЛ) + 3(0,1 иБ + йл) 0,991 =
= 4 (1,0 + 0,9-11 + 10) + 3 (0,1 -11 + 1) 0,991 = 89,8 1/год;
В12 ЛГОП = 4 (p.g + 0,9соб + р-ду) + 3-0, l<Og (1 — <7в.авт) =
= 4(1 +0,9-11 + 1)-|- 3-0,1 11 -0,992 = 50,9 1/год.
Суммарное число операций выключателями в РУ 500 кВ за год:
3-44,3+2-5,3+47+3-48,2+2-89,84-50,9=566 1/год. *
Учитывая малую разницу в числе операций, принимаем для
включателей Bl, В2, ВЗ, В4, В6, В7, Bit и В12 одинаковое значе-
ние .Уоп=ЛГоп,ср=42, и тогда
<0в ,с о 6=0,028+0,0025 • 42=0,133 1 /год.
Для В9, В10 «в,соб=0,028+0,0025-89,8=0,252 1/год, для В5,
В8 «в,соб=0,028+0,0025-5,3=0,041 1/год.
2. Составляем горизонтальный ряд ремонтных режимов выклю-
чателей и по (4.18) определяем их вероятность. Учитывая, что ве-
роятность ремонтного состояния выключателей определяется в ос-
новном плановым ремонтом, принимаем для .всех выключателей
500 кВ одинаковое значение <?в, вычисленное по среднему статисти-
ческому значению сов=0,14 (см. табл. 4.4):
0,14.160 + 0,33-450 ___
~ 8760 - 0,02.
3. Вычисляем по (4.22) вероятность нормального состояния
схемы
<7о=1—12-0,02=0,76.
4. Заполняем таблицу расчетных связей (табл. 4.5) согласно
указаниям § 4.3.
В большинстве случаев отказы учитываемых элементов сопро-
вождаются отключением одного энергоблока ,(ЛРг=500 МВт) на
время 1 ч (время операций в РУ плюс время пуска блока из горя-
чего состояния). Если в период ремонта одного из выключателей
110
блока возникает отказ второго (например, в период ремонта В9
отказывает В1), то время простоя блока по (4.25) составит:
1G02
^/=160- 2^5о =132ч/1.
При отказе сборных шин во время ремонта блочного выключа-
теля среднего ряда время простоя блока будет равно времени вос-
становления сборных шин Тв.ш, так как время планового ремонта
выключателя значительно больше времени восстановления сборных
шин:
Го=Гв,ш=6-4=24 ч/1.
Отказ блочного выключателя Bl (В7) во время ремонта вы-
ключателя среднего ряда В12 (В9) приводит к отключению одно-
временно двух блоков (АЛ—1000 МВт). Через 1 ч будет введен
в работу один из отключившихся блоков, а еще через 1 ч — вто-
рой. Таким образом, в течение 1 ч будет иметь место ДРГ=
= 1000 МВт и еще в течение 1 ч ДРг=500 МВт. Аналогичные пе-
следствия будут иметь место при отказе Bl (В4) в период ремон-
та В8 (В7), так как наряду с отключением блока с Т1 (Т2) от-
ключится и блок с ТЗ (см. исходные данные).
5. Используя данные табл. 4.5, определяем суммарную длитель-
ность расчетных аварийных ситуаций за год:
ДРг=500 МВт; ScoijT<j=4,364 ч/год;
ДРг=1000 МВт; 2а>(1Т<3=4-0,133-0,02-1=0,0106 ч/год.
Следует отметить, что примерно 73% суммарной длительности
аварийных простоев блоков (ДРг=500 МВт) падает на долю про-
стоев, вызванных наложением отказа одного блочного включателя
на ремонт второго (7\-3=132 ч), и лишь около 23% —на долю про-
стоев из-за отказов выключателей в нормальном и других ремонт-
ных режимах.
6. Определяем по (4.26) среднегодовой недоотпуск электроэнер-
гии в систему:
7000
ДРг = 500 МВт; Д№„ = дуэд500.103.4,364= 1740-103 кВт-ч/год;
7000
ДРГ = 1000 МВт; ДГга = 8убо 1000-103-0,0106 = 8,5-103 кВт-ч/год.
7. Рассчитываем ущерб от ненадежности РУ.
Системный ущерб согласно (4.29) при Уо,с=0,15-10-3 тмс.
руб/(кВт-ч) составит:
Ус=0,15-10-3( 1740+8,5) 103=262 тыс. руб/год.
При авариях со сбросом мощности ДРг=1000 МВт дефицит
мощности'в системе будет равен по (4.30) 1000—700=300 МВт.
Ему по (4.31) соответствует понижение частоты в системе
.. 50-300 „
2-8750 - 0’86 Гц-
Частота в системе снизится до /=50—0,86=49,14 Гц, что выше
уставки АЧР 48 Гц. Следовательно, потребители системы отклю-
чаться не будут, и Употр=0.
111
Для вычисления ущерба от снижения частоты в системе По гра-
фику рис. 4.4 определим значение удельного ущерба </о,/=
=0,034 руб/(кВт-ч).
2
Тогда по (4.33) найдем У/==8750-103-0,034- 10-3-0,0Г06 24"=
=0,26 тыс. руб/год (можно пренебречь).
Суммарный ущерб
У* — 262 + 0,26 =« 262 тыс. руб/год.
Расчет показателей надежности подварианта 16 — схема 3/2
с генераторными выключателями. Установка вы ключателей В Г
в цепях генераторов энергоблоков значительно сокращает число опе-
раций выключателями в РУ 500 кВ, так как все отключения —
включения энергоблоков будут осуществляться генераторными вы-
ключателями. Надежность РУ 500 кВ в результате повысится.
Однако отказы самих генераторных выключателей будут вызывать
длительные (на время восстановительного ремонта выключателя)
простои блоков, т. е. надежность блоков будет снижаться. Оценим,
как установка генераторных выключателей повлияет на результи-
рующую надежность (суммарный ущерб) рассматриваемого вариан-
та схемы РУ. Порядок расчета сохраняем прежний. Используем
таблицу расчетных связей (табл. 4.5), составленную для подвариан-
та 1а. Новые значения Wj проставляем в вертикальном столбце 16.
1. Число операций выключателями блоков за год определяем
согласно (4.16), пренебрегая значением cogr:
Bl, В4, В7 #0.=4цт4-2р,ш=4-14-2-0,167-4=5,3 1/год; *
В9, В10 Уо«-=4(1Хт4-(Лл)+Зил-0,992=4(14-10)4-3-1-0,992 =
=47 1 /год;
В12 ЛГоп=4(цт4-р,лт)=4(14-1)=8.
Число операций остальными выключателями РУ 500 кВ остает-
ся тем же, что в варианте 1а.
ВП, ВГ2, ВГЗ. Уоп = 2 (|хБ + тех) + м (1 - ^а„) =
=2(1 4-0,9-11) 4-0,1-11.0,992 = 22,9Я1/ГОД.
Суммарное число операций всеми выключателями за год
3.5,34-2 - 474-84-3 - 44,34-2 • 5,34-474-3 • 22,9=377 1/год.
Частота отказов выключателей, 1 /год:
В1, В4, В7 й>в.соб=0,0284-0,0025-5,3=0,041;
В9, В10 й>в,соб=0,0284-0,0025-47=0,146;
В12 <ов,соб=0,0284-0,0025-8=0,048.
2. Вероятность ремонтов выключателей РУ 500 кВ <?в=0,02.
Вероятность ремонтов блока по (4.18)
11.120 4-1.600 „ „„
^В— 8760 -0,22.
3. Вероятность нормального состояния схемы РУ 500 кВ <7о=
=0,76. Вероятность нормального состояния блока
(1—?в) = 1 — 0,22 = 0,78.
112
5. Суммарная Длительность расчетных аварийных ситуаций за
год:
а) в РУ 500 кВ
ДРг=500 МВт; Sco</7'<j=2>062 ч/год;
ДРг=1000 МВт; Sco</7'ij=4-0,041 -0,02-1=0,0033 ч/год;
б) при отказах ВГ
ДРг=500 МВт; (1—-<7ц)Тв^р —
=3-0,04-0,78-20=1,87 ч/год.
6. Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:
а) от отказов в РУ 500 кВ
7000
ДРГ = 500 МВт; Д№г1 = дуб,}500-10*-2,062 = 825-103 кВт-ч/год;
7000
ДРГ = 1000 МВт; ДЦ7Г, = 1000-103-0,0033 = 2,6 кВт-ч/год;
б) от отказов ВГ
- 7000
Д(Гг> = 8760 500.10*. 1,87 = 747-10’ кВт-ч/год.
"f. Ущерб от ненадежности схемы
Ус=0,15-10-’(825+2,04-747) 10*=236 тыс. руб/год;
2
У/=8750-10*-0,034- Ю-з-0,0033 =0,082 тыс. руб/год
(можно пренебречь);
У= 236 + 0,082 = 236 тыс. руб/год
(против 262 тыс. руб/год в Подварианте 1а).
Из расчета видно, что установка генераторных выключателей
снизила суммарный ущерб примерно на 11%.
В итоговой табл. 4.6 приведены показатели надежности осталь-
ных вариантов, а также число операций выключателями за год. Из
рассмотрения данных таблицы следует, что наибольшей надеж-
ностью при данных исходных условиях обладает схема генератор —
трансформатор — линия (ГТЛ) с уравнительно-обходным много-
угольником без выключателей в цепях генераторов. Такой результат
можно объяснить, во-первых, значительно меньшим числом опера-
ций выключателями по сравнению с другими вариантами схем и,
во-вторых, отсутствием длительных простоев блоков при отказах
выключателей в РУ 500 кВ (каждый блок подключен к узлу с тре-
мя выключателями).
Установка генераторных выключателей в блоках базовой КЭС,
подключенных к РУ 500 кВ, по-разному влияет на надежность:
в схеме ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником суммарный
ущерб возрастает, в схеме 4/3 остается практически неизменным,
а во всех остальных схемах несколько уменьшается.
Следует отметить, что проектирование электрических схем рас-
сматривается в гл. 5. Поэтому в данном примере определяются
8—1342 113
Таблица 4.6. Показатели надежности для различных вариантов схемы РУ 500 кВ
1 ГТЛ с урав- нительно- обходным многоуголь- । ником 8 iA г- ь- о 1© О о 0© —- т* 00 — 04 Ь- —- — —
<3 ю ю 04 О О | - О * О «— —< 1 С© СО О t© Ь'- Г"- —<
Схема 3/2 с секциони- рованием 8 04 04 тг ~ 1 1© СП | СП О 00 00 1 04 1 04 О со ь- 04 04 ео
с© с© S С5 I 1'9: 1 45 S Ю <О 1 1 -Ч< 1 -Ч" 05 —• 04 04
Связанные четырех- угольники ю со с© сп С© * 1© - ” -ь- ОООО’^’^Ь-’— OOrf СО 04 00 Ь- с© 04 00 04
сЗ L© СП О 00 Ю | * " * Ф —< СО | 04 00 О 00 С© 1© СО СО 00 04 04 —04
Схема 4/3 8 со СО СО СО 00 04 * L© * - t© t-. 1© —< О J© СО СО О Ь- Ю 04 СО 04
Й 04 00 04 04 ~ ~ -н О Ь- * 1 1© - - со 1© С© 'Ф 1 04 СО СО —ч 1© 04
Шины-транс- форматоры 8 О 00 со 1© О * 1© СП - - О- ОО — СО О СП 04 СО СП Ь'- 04 СО 04
О t© О —1 04 04 О -н с© - | СО - - Г- 1© 00 СП | 04 04 СО СО ~ —« со 04
Схема 3/2 ю 04 00 Ь'.1©с©Г''.с©О<©1© г-. 04 - -ф со - ео о СО 00 04 t''- 04 О 04 СО
с© (© О 1© 04 04 04 О С© *Ф • I С© * С© СО 1© Ь- 00 | 04 о 04 СО
1 Показате/ш электрических схем Число операций выключате- лями, 1/год Недоотпуск AlFri-lO3, кВт-ч/год Недоотпуск Д1Гг2-Ю3, кВт-ч/год Недоотпуск ДИ^гз-Ю3, кВт-ч/год Системный ущерб Ус. тыс. руб/год Ущерб от понижения частоты У{, тыс. руб/год ( тыс. руб/год Уа ] 1 %
только показатели надежности различных вариантов электрических
схем РУ и ущерб как результирующий показатель надежности.
Остальные составляющие приведенных затрат и сами затраты рас-
считаны в примере 5.2 по выбору схемы электрических соединений
РУ 500 кВ, а результаты даны в табл. 5.5. Из сравнения этих ре-
зультатов следует, что как с учетом, так и без учета надежности
наименьшими приведенными затратами обладает вариант 6а (ГТЛ
с уравнительно-обходным многоугольником). Таким образом, в рас-
смотренном примере ущерб не оказал решающего влияния иа выбор
электрической схемы РУ 500 кВ.
Глава пятая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СХЕМЫ
5.1. Требования. Порядок выбора
Электротехническая часть станции характеризуется
не только параметрами ее элементов, но и схемой их
соединения. Различают главную электрическую схему
(определение см. в § 1.5) и электрическую схему собст-
венных нужд станции. Однако выделение последней из
общей схемы электрических соединений условно; по-
скольку источниками энергии для электроснабжения соб-
ственных нужд являются генераторы станции и энерго-
система, то схема собственных нужд должна быть орга-
нически увязана с главной электрической схемой. Осо-
бенно ярко эта связь проявляется для пиковых и полу-
пиковых электростанций.
Главная электрическая схема в значительной мере
определяет основные качества электрической части стан-
ции, а также в определенной степени и качества элек-
тростанции в целом: надежность, экономичность, ремон-
топригодность, безопасность обслуживания, удобство
эксплуатации, удобство размещения электрооборудова-
ния, возможность дальнейшего расширения и т. д.
(подробнее см. в гл.4).
Главная электрическая схема электростанции являет-
ся частью схемы энергосистемы. Электроэнергия, выра-
батываемая генераторами, передается через трансформа-
8* 115
горы и электрические соединения главной схемы и посту-
пает в систему по воздушным и кабельным линиям.
Поэтому при выборе главной электрической схемы при-
ходится учитывать ряд системных требований, которые
будут изложены ниже.
Выбор главной электрической схемы представляет
собой весьма сложную задачу. Многообразие исходных
данных исключает возможность типовых универсальных
решений, справедливых для любых условий. Оптимиза-
ция решения возможна лишь при учете всего комплекса
влияющих на главную схему факторов, что может быть
реализовано только при использовании новейших мето-
дов автоматизированного проектирования. Система авто-
матизированного проектирования (САПР) позволяет
производить оптимизацию всей схемы электрических
соединений, включая и схему питания собственных нужд,
с учетом всех взаимосвязей. Однако большой опыт, на-
копленный нашими ведущими проектными организация-
ми, позволяет при традиционном неавтоматизированном
проектировании, рассмотрев ограниченное число вариан-
тов схем, принять целесообразные решения, по-видимо-
му, близкие к оптимальным.
Процесс разработки главной электрической схемы
можно разделить на следующие основные этапы: выбор
схемы присоединения электростанции к энергосистеме;
выбор структурной (принципиальной) схемы; выбор це-
лесообразного способа ограничения токов к. з.; выбор
схем электрических соединений РУ на всех основных
напряжениях; расчет токов к. з. и выбор электрических
аппаратов. Необходимо обратить внимание на то, что
указанное деление на отдельные этапы не означает жест-
кую хронологическую последовательность решения пере-
численных вопросов.
В настоящей главе будут изложены вопросы проекти-
рования главной электрической схемы станции примени-
тельно к сложившейся на современном этапе традиции
неавтоматизированного проектирования. Однако этот
материал может быть использован и для составления
алгоритма расчета при системе автоматизированного
проектирования. При неавтоматизированном проектиро-
вании наилучшее решение ищут на каждом отдельном
этапе, что, если учитывать тесную взаимосвязь всех раз-
рабатываемых вопросов, не дает достаточно строгих
результатов.
116
5.2. Выбор схемы присоединения электростанции
к системе
Современная электростанция работает в составе
энергосистемы. От нее может осуществляться электро-
снабжение местного района нагрузки. Для выдачи пото-
ка энергии, вырабатываемой на проектируемой электро-
станции, необходима электрическая сеть. Естественно,
что схема выдачи мощности электростанции зависит от
напряжения и схемы электрической сети существующей
энергосистемы, в которой будет работать проектируемая
электростанция. Если проектируется мощная электро-
станция, то она в свою очередь существенно влияет на
дальнейшее развитие сети энергосистемы.
Для электростанций относительно небольших мощно-
стей вопросы схемы их присоединения к системе рассма-
триваются на стадии составления задания на проект.
Основные данные такого рода расчетов входят в состав
этогй задания. Выбор схемы присоединения к системе
мощной электростанции, сильно влияющей на развитие
этой энергосистемы, входит обычно в состав проекта раз-
вития данной энергосистемы и разрабатывается спе-
циальной проектной организацией — институтом Энерго-
сетьпроект.
Из сказанного следует, что проектирование схем при-
соединения крупных станций к системе специфично и не
входит в компетенцию организаций, проектирующих
электростанции. Поэтому в данном параграфе будут при-
ведены только некоторые общие соображения по выбору
напряжений и пропускной способности сетей, по которым
проектируется выдача генерирующей мощности от стан-
ции [37, 44].
Проектирование схемы присоединения электростан-
ции к системе включает в себя: выбор напряжений, на
которых будет выдаваться электроэнергия; выбор числа,
направления, пропускной способности воздушных линий
электропередачи (ВЛ) на каждом напряжении; опреде-
ление желательного распределения генерирующей мощ-
ности между РУ разных напряжений.
Предварительно следует напомнить, что система
электроснабжения потребителей энергосистемы включает
в себя три уровня высокого напряжения электрических
сетей: распределительные сети потребителя, предназна-
ченные для распределения энергии от центров питания
117
данной нагрузки к отдельным группам электроприемни-
ков; распределительные сети энергосистемы, которые
служат для распределения энергии между отдельными
потребителями в радиусе 30—100 км; основные (систе-
мообразующие) сети энергосистемы, которые связывают
между собой электростанции и центры потребления дан-
ной энергосистемы.
Напряжения 6—10 кВ используют для распредели-
тельных сетей в городах, сельских местностях и на про-
мышленных предприятиях. Преимущество отдается на-
пряжению 10 кВ как более экономичному. Напряжение
6 кВ применяют главным образом на промышленных
предприятиях, где установлено большое число электро-
двигателей с номинальным напряжением 6 кВ.
Напряжения 35—110—150 кВ применяют для распре-
делительных сетей энергосистемы, причем сети 150 кВ
развиты только в Днепроэнерго и примыкающих к нему
районных сетях соседних энергосистем УССР. Напряже-
ние 35 кВ получило распространение главным образом
в сельскохозяйственных районах нагрузок.
Напряжения 220—330—500 кВ используют для фор-
мирования основной системообразующей сети энергоси-
стемы. Межсистемные связи
обычно выполняют на на-
пряжениях 500 и 750 кВ, а в
некоторых случаях и на бо-
лее высоких напряжениях
(например, на 1150 кВ).
Указанные границы меж-
ду сетями разных уровней
напряжения энергосистемы
(распределительными и ос-
новными) условны и дина-
мичны. По мере увеличения
плотности нагрузок и мощ-
ности электростанций стано-
вится целесообразным по-
вышать уровень напряжения
распределительных сетей. Так, в перспективе сети 220-—
330 кВ наряду с сетями 110—150 кВ все шире будут
использоваться для формирования распределительных
сетей мощных энергосистем.
Для предварительной оценки уровней напряжений,
на которых может выдаваться электроэнергия, выраба-
Таблица 5.1. Предельные
значения передаваемой мощ-
ности и длин ВЛ
U , ном’ кВ Наибольшая передаваемая мощность ца од- ну цепь, МВт Наибольшая длина ВЛ, км
по 25—50 50—150
220 100—200 150—250
330 300—400 200—300
400 500—700 600—1000
500 700—900 600—1200
750 1800—2200 800—1500
1150 4000—6000 1200—2000
118
тываемая проектируемой электростанцией, на рис. 5.1
даны граничные кривые, определяющие экономические
зоны применения различных напряжений, а в табл. 5.1 —
предельные значения мощностей, передаваемых по ВЛ
в зависимости от напряжения и длины передачи [44].
Мощные электростанции районного типа большую
часть вырабатываемой электроэнергии выдают в основ-
Рис. 5.1. Области применения линий электропередачи различных на-
пряжений.
/ — 1150 и 500 кВ; 2 — 750 и 330 кВ; 3 — 500 и 220 кВ; 4 — 330 и 150 кВ; 5 ->
220 и ПО кВ; 6 — 150 и 35 кВ; 7 — ПО и 35 кВ.
иые (системообразующие) сети энергосистемы, для ко-
торой данная станция сооружается. Станция может
иметь местный район нагрузки. И тогда необходимая
для этого района мощность выдается в распределитель-
ную сеть этой части системы. Возможен случай, когда
станция будет присоединена к линии, связывающей две
энергосистемы. В соответствии с многообразием исход-
ных условий выдача электроэнергии от мощной электро-
станции может осуществляться на одном, двух и трех
повышенных напряжениях.
Одно напряжение встречается редко (примерно на
10% отечественных электростанций), что характерно
119
главным образом для пиковых гидроаккумулирующих
(ГАЭС) или газотурбинных электростанций. В большин-
стве случаев (60%) выдача мощности происходит на
двух напряжениях: ПО—220 кВ — в местный район на-
грузки и 330—500 кВ — в основную сеть энергосистемы
или в основные сети двух напряжений — 220—330 и
500—750 кВ.
Наличие трех повышенных напряжений сильно
усложняет электрическую схему станции. Однако такое
решение может быть принято в двух случаях: когда на-
ряду с выдачей мощности в две основные сети энергоси-
стемы (например, на напряжениях 220 и 500 кВ) оказа-
лось целесообразным осуществить электроснабжение ме-
стного района на более низком напряжении (например,
ПО кВ); когда от станции, выдающей электроэнергию
в свою энергосистему на двух напряжениях (например,
220 и 500 кВ), отходит еще линия (или линии) связи
с другой энергосистемой, имеющей другие уровни основ-
Пых напряжений (например, 330 и 750 кВ).
Линии основной сети системы весьма ответственны.
Их отключение связано с понижением устойчивости па-
раллельной работы генераторов системы, ограничением
выдаваемой от станции мощности, снижением качества
электроэнергии, выдаваемой потребителям. Поэтому при
выборе числа и пропускной способности ВЛ основных се-
тей, отходящих от данной электростанции, выдвигаются
следующие системные требования:
при работе всех отходящих от станции ВЛ, а также
при отключении любой из них должна обеспечиваться
выдача всей располагаемой электростанцией мощности
при нормальном уровне устойчивости и надлежащем ка-
честве электроэнергии у потребителей;
при одновременном отключении двух ВЛ сети (двух
элементов сети) в полной ее схеме (до аварийного
отключения все элементы сети находились в работе) или
при аварийном отключении одной линии в ремонтном
состоянии схемы сети допускается ограничение выдавае-
мой электростанцией мощности.
Подход к выбору числа отходящих ВЛ заметно за-
висит от размещения электростанции относительно цен-
тров нагрузки системы. Если станция сооружается в цен-
тре нагрузки, то ее распределительные устройства ста-
новятся мощными коммутационными узлами системы.
Число отходящих ВЛ определяется не только и даже не
.120
столько значением выдаваемой станцией мощности,
сколько перетоками обменной мощности между узлами
сети системы. Суммарная пропускная способность ВЛ,
отходящих от станции, обычно заметно превышает сум-
марную мощность генераторов, подключенных к РУ
данного напряжения станции.
Если станция размещается вдали от центров нагруз-
ки, то число ВЛ и их пропускная способность выбира-
ются в строгом соответствии со значением выдаваемой
станцией мощности. При этом экономически целесооб-
разно выбрать возможно меньшее число линий (с учетом
требования надежности).
Теплоэлектроцентрали сооружают в непосредственной
близости от центров местной нагрузки ' (городов, про-
мышленных предприятий). Поэтому часть вырабатывае-
мой энергии они могут выдавать в распределительные
сети местной нагрузки на генераторном напряжении
(6 или 10 кВ), а остальную часть — в распределитель-
ные сети системы на напряжениях 110—220 кВ. Совре-
менные ТЭЦ с теплофикационными турбоагрегатами
мощностью 100 и 250 МВт охватывают электроснабже-
нием большие территории и почти всю мощность выдают
в распределительные сети системы напряжением 110 и
220 кВ.
В результате проработки вопросов присоединения
станции к системе к началу проектирования главной
электрической схемы станции должны быть известны:
напряжения, на которых будет выдаваться электро-
энергия, значения и характеристики нагрузок на каждом
напряжении;
схемы сетей, число и протяженность отходящих линий
на каждом напряжении, оснащение линий (шунтирую-
щие реакторы, конденсаторы, заградительные высокоча-
стотные устройства и т. и.);
значение допустимой потери генерирующей мощности
АРг,доп по условию устойчивости параллельной работы
и располагаемого резерва мощности в энергосистеме
с учетом пропускной способности линий;
рекомендуемые графики активной и реактивной мощ-
ностей генераторов в соответствии с местом проектируе-
мой станции в покрытии графика нагрузки системы;
данные по токам к. з. от системы.
121
5.3. Проектирование структурной схемы
Общий подход
Как было сказано ранее (см. § 1.5), структурная
(принципиальная) схема электрической части электро-
станции определяет распределение генераторов между
РУ разных напряжений и выполнение электромагнитных
связей (трансформаторных, автотрансформаторных)
между последними. При проектировании структурной схе-
мы электростанции районного типа определяется, кроме
того, вид исполнения блоков генератор—трансформатор.
В большинстве случаев выбор структурной схемы ба-
зируется на технико-экономических вариантных расче-
тах. И лишь для простых исходных условий (например,
подстанция с двумя напряжениями) структурная схема
определяется однозначно и ее проектирование сводится
к выбору необходимых для ее осуществления трансфор-
маторов.
Порядок выбора структурной схемы для более об-
щего случая, когда нужно технико-экономическое обо-
снование, следующий: а) составляют ряд технически
возможных вариантов структурной схемы; б) для .каж-
дого варианта выбирают трансформаторы и автотранс-
форматоры; в) повариантно определяют технико-эконо-
мические показатели и итоговую целевую функцию —
приведенные затраты; г) на основании анализа резуль-
татов расчета, а.также качеств, не вошедших в приве-
денные затраты, выбирают наилучшее решение.
Составление вариантов структурной схемы
При составлении структурной схемы электростанции
(подстанции) в РУ обычно учитывают лишь выключа-
тели (ячейки) трансформаторных связей (см., например,
рис. 5.3), причем условно принимают один выключатель
на присоединение. На этой стадии расчет токов к. з.
обычно не производят и типы выключателей намечают
в соответствии с номинальными напряжениями и макси-
мальными рабочими токами.
Рассмотрим структурные схемы для электростанций
районного типа. Поскольку нагрузка на генератор-
ном напряжении отсутствует, то в основу построения
схемы положен блочный принцип: единичный блок ге-
нератор— трансформатор без генераторного выключа-
теля (рис. 5.2,а) или с генераторным выключателем ВГ
122
(рис. 5.2,6), объединенный блок (рис. 5.2,в) или укруп-
ненный блок (рис. 5.2,г). Единичные и объединенные
блоки находят применение на тепловых и атомных элек-
тростанциях, укрупненные — на гидроэлектростанциях.
Мощность блока не должна превышать допустимого
по системным требованиям значения АРГ, доп (см § 5.2).
По этому условию на ГЭС иногда возможно объединить
Рис. 1x2. Схемы блоков.
а —- единичный блок генератор — трансформатор без генераторного выключа-
теля: б — единичный блок с генераторным выключателем; в — объединенный
блок; г — укрупнённый блок.
все генераторы в один блок. При этом дополнительно
должны проверяться условия работы гидротехнического
оборудования и экономически допустимый слив воды.
Генераторный выключатель является дополнительным
элементом в цепи энергоблока, и поэтому надежность
последнего снижается. Вместе с тем уменьшается число
коммутационных операций в РУ повышенного напряже-
ния и в РУ собственных нужд, что повышает надежность
этих РУ. Поэтому окончательное решение относительно
целесообразности установки генераторных выключате-
лей должно приниматься на основании проработки всей
схемы электрических соединений, включая схемы РУ и
схему электроснабжения собственных нужд. При исполь-
зовании САПР это достигается легко: варианты с гене-
раторными выключателями включают в ряд вариантов
структурной схемы. При ограниченных возможностях
неавтоматизированного проектирования варианты с ге-
нераторными выключателями целесообразно рассмот-
реть вместе с выбором электрических схем РУ повышен-
ных напряжений. При этом следует учитывать разное
число и мощность пускорезервных трансформаторов соб-
123
ственных нужд в вариантах с генераторными выключа-
телями и без них.
В объединенных и укрупненных блоках, а также в
блоках с автотрансформаторами генераторные выклю-
чатели предусматривают всегда. В единичных блоках
генераторные выключатели рекомендуется устанавливать
на станциях, работающих в пиковом режиме, и в тех
Рис. 5.3. Структурные схемы электростанций районного типа.
а — с одним повышенным напряжением; б — с отдельным автотрансформато-
ром связи между распределительными устройствами высшего и среднего на-
пряжений; в — с использованием блочных автотрансформаторов; г — с двумя
двухобмоточиыми трансформаторами в блоке.
случаях, когда с отключением блока со стороны ВН из-
меняется схем? подключения других присоединений,
остающихся в работе (схемы многоугольника, с тремя
выключателями на два присоединения и т. д.)
Если мощность проектируемой станции выдается на
одном повышенном напряжении, то все блоки присое-
диняют к РУ этого напряжения (рис. 5.3,а) и решается
лишь вопрос о виде исполнения блоков (на рис. 5.3 ус-
ловно показаны одиночные блоки без генераторных вы-
ключателей).
124
Если йа электростанции предполагаются два повы-
шенных напряжения, причем сети обоих напряжений
эффективно-заземленные, то возможны следующие ва-
рианты построения структурной схемы: с отдельными
АТС между РУ ВН и РУ СН (рис. 5.3,6); с использова-
нием для одного или двух генераторов блочных повы-
шающих автотрансформаторов (АТБ), которые одновре-
менно обеспечивают связь между РУ двух напряжений
(рис. 5.3,в); с двумя двухобмоточными трансформатора-
ми (Т) разной мощности в блоке (рис. 5.3,г). Последняя
схема целесообразна лишь при малой нагрузке на сред-
нем напряжении — не более 15% номинальной мощно-
сти генератора.
В схеме с отдельными АТС (рис, 5,3,6) суммарная
мощность блоков, присоединяемых к РУ СН, .должна
Примерно соответствовать максимальной'мощности, вы-
даваемой в сеть СН. Схему с повышающими блочны-
ми автотрансформаторами (рис. 5.3,в) составляют та-
ким образом, чтобы в РУ СН имел место некоторый из-
быток генерирующей мощности. Эта рекомендация обу-
словлена тем обстоятельством, что повышающий авто-
трансформатор по условию загрузки общей обмотки
(при номинальной нагрузке третичной обмотки) допу-
скает передачу дополнительной мощности со стороны
СН на сторону ВН, но не в обратном направлении.
В случае, когда сеть среднего напряжения незазем-
ленная или компенсированная (35 кВ), вместо авто-
трансформаторов (рис. 5.3,6 и в) предусматривают трех-
обмоточные трансформаторы.
Структурная схема теплоэлектроцентрали
зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов
и от соотношения суммарной генераторной мощности и
минимальной мощности местной нагрузки. Существен-
ную роль играет здесь то обстоятельство, что современ-
ные ТЭЦ сооружают вне черты города или промышлен-
ного объекта.
Если мощность местной нагрузки относительно вели-
ка (не меяее 50% суммарной мощности генераторов ТЭЦ,
номинальное напряжение которых совпадает с номи-
нальным напряжением распределительной сети), то в
этом случае целесообразно сооружение РУ генератор-
ного напряжения (ГРУ 6—10 кВ), к которому подклю-
чают генераторы и кабельные линии сети местной на-
грузки (рис. 5.4,а). Такая структурная схема характер-
125
на длй малоагрегатных ТЭЦ с единичной мощностью
генераторов 30—60 МВт, которые обычно питают мест-
ную нагрузку в радиусе до 5—10 км.
При наличии местной нагрузки не только на генера-
торном, но и на среднем напряжении (35 или ПО кВ)
структурная схема может быть выполнена по варианту
рис. 5.4,6 с трехобмоточными автотрансформаторами
(С^сн —ПО кВ) или трансформаторами (Псн = 35 кВ)
или по варианту рис. 5.4,в с двухобмоточными трансфор-
маторами.
Если мощность местной нагрузки относительно мала
(не более 30% суммарной мощности генераторов ТЭЦ),
то структурную схему ТЭЦ рекомендуют строить на
блочном принципе, а питание местной нагрузки и соб-
ственных нужд осуществлять путем ответвлений от ге-
Рис. 5.4. Структурные схемы ТЭЦ неблочного (а, б, в), блочного (г)
и смешанного (д) вида.
126
нераторов с установкой реакторов или понижающих
трансформаторов. Исходя из требований надежности
теплоснабжения потребителей, применяют единичные
блоки: отказ элементов объединенного или укрупненно-
го блока привел бы к потере двух теплофикационных
блоков и возможному при этом ограничению теплоснаб-
жения потребителей. Это условие справедливо для сов-
ременных мощных ТЭЦ с агрегатами 100 и 250 МВт, ко-
торые сооружают для тепло- и электроснабжения боль-
ших городов и крупных промышленных предприятий.
Такие ТЭЦ оказываются сильно удаленными от основ-
ных электрических нагрузок, занимающих большие тер-
ритории. Лишь небольшая часть нагрузки расположена
в непосредственной близости от станции. Следует еще
учитывать, что номинальные напряжения мощных ге-
нераторов (Рпом, г более 100 МВт) равны 13,8—18 кВ,
что выше напряжений распределительных кабельных
сетей (6—10 кВ), принятых в настоящее время.
Питание близлежащих районов нагрузки может осу-
ществляться ответвлением от генераторов нескольких
(uVi) блоков через реактор (генераторное напряжение
10,5 кВ) или трансформатор (генераторное напряжение
выше 10,5 кВ) (рис. 5.4,г). Ответвление выполняют
между генераторным выключателем и блочным транс-
форматором. Это повышает надежность электроснабже-
ния местных потребителей, так как при наиболее вероят-
ных повреждениях в технологической части блока отклю-
чается генераторный выключатель, а питание местной
нагрузки сохраняется через блочный трансформатор.
Возможно также присоединение двух (трех) гене-
раторов с Рном=100 МВт к ГРУ 10 кВ, к которому под-
ключают кабельные линии близлежащего района на-
грузки (рис. 5.4,<5).
Структурные схемы районных подстанций с двумя
(рис. 5.5,а) и тремя (рис. 5.5,6) напряжениями опреде-
ляются обычно однозначно.
Выбор трансформаторов
Выбор трансформаторов включает в себя определе-
ние числа, типа и номинальной мощности трансформато-
ров структурной схемы проектируемой электроуста-
новки.
127
Рис. 5.5. Структурные схемы районных подстанций с двумя (а) и
тремя (б) напряжениями.
Рекомендуется применять трехфазные трансформа-
торы, и только в случае невозможности изготовления
заводами трехфазных трансформаторов необходимой
мощности или при наличии транспортных ограничений
допускается применение групп из двух трехфазных или
трех однофазных трансформаторов. Резервный однофаз-
ный трансформатор предусматривают при установке
большого числа (согласно [26] девять и более) однофаз-
ных единиц и при выполнении связи между РУ высшего
и среднего напряжений посредством одной автотранс-
форматорной группы (с соответствующим технико-эко-
номическим обоснованием). Замена поврежденного
трансформатора фазы резервным осуществляется путем
их перекатки, без сооружения стационарной ошиновки.
Все трехобмоточные трансформаторы и автотранс-
форматоры, а также двухобмоточные трансформаторы
подстанций и станций (кроме включенных в блоки с ге-
нераторами) должны иметь встроенные устройства для-
регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Выбор номинальной мощности трансформатора про-
изводят с учетом его нагрузочной способности. В общем
случае условие выбора мощности трансформатора имеет
вид:
5расч^5ном^п> (5'1)
где Зрасч — расчетная мощность; SH0M— номинальная
мощность трансформатора; &п — допустимый коэффи-
циент иерегрузки.
J28
При определении 5раСч принимается во внимание на-
грузка на пятый год, если считать от конца сооружения
станции, причем учитывается перспектива дальнейшего
ее развития на 5—10 лет вперед.
При блочной схеме соединения генератора с
трансформатором последний должен обеспечивать выда-
чу мощности генератора в сеть повышенного напряже-
ния за вычетом мощности нагрузки, подключенной на
ответвлении от генератора.
Ниже приводятся выражения для расчетной мощно-
сти трансформатора для двух случаев:
1) на ответвлении к блоку подсоединена только на-
грузка собственных нужд (см. рис. 5.2 и 5.3):
'^расч (^ном. г — Рс. п)’ + (Qhom, г ~ Ос. н)‘
__ юм, г Л-_, it _ /е п\
COS <рг ’ 1 ‘ '
2) на ответвлении к блоку подключены местная на-
грузка и нагрузка собственных нужд (см. рис. 5.4,а):
Spec = К(Л,ом. . - Я, Н - Р». н)' + (Оном, г - Ос.н -Ом/н)’,
(5.3)
где Рном.г, Опом.г—активная и реактивная номиналь-
ные мощности генератора; PCjIT, Qc,n—активная и ре-
активная нагрузки собственных нужд; PMjr, Qm,h — ак-
тивная и реактивная местные нагрузки; cosq>r — номи-
нальный коэффициент мощности генератора.
Если генератор без местной нагрузки включается в
блок с повышающим автотрансформатором, то расчет-
ная мощность последнего определяется максимальной
нагрузкой третичной обмотки, к которой присоединен
генератор:
, -Фн — f- сн____STHn , . _
где «тип^—г?---------—коэффициент типовой мощ-
ностп автотрансформатора (Г/№, Г/сн — номинальные зна-
чения высшего и среднего напряжений, 5ТИП — типовая
мощность автотрансформатора).
После выбора поминальной мощности автотрансфор-
матора проверяют возможность передачи через него
9—1342 1?9
максимальной мощности из РУ СН в РУ ВН. Если та-
кой режим нагрузки оказывается недопустимым, то из-
меняют или число блоков, присоединенных к РУ СН,
или число автотрансформаторов, или реже их мощность.
Если суточный график нагрузки генератора, а сле-
довательно, и блочного трансформатора имеет заметно
выраженное понижение мощности в ночное время, то
при выборе номинальной мощности SH0M трансформато-
ра можно учесть его способность к систематическим пе-
регрузкам в дневное время без сокращения срока служ-
бы, т. е.
о ЗрЯсч
*^ном — “Е >
«п, спет
где &п, сист — допустимый коэффициент систематических
перегрузок, который определяют по графикам нагрузоч-
ной способности трансформаторов (мощностью до
250 МВ-А включительно) согласно ГОСТ 14209-69.
Поскольку конденсационные энергоблоки в прежние
годы работали по сравнительно ровному суточному гра-
фику нагрузки, то при выборе номинальной мощности
блочного трансформатора его перегрузочную способ-
ность не учитывали. Однако в настоящее время в связи
с возрастающей неравномерностью суточных графиков
нагрузок энергосистем конденсационные электростанции
заметно снижают свою нагрузку ночью, что приводит к
необходимости отключения части блоков или снижения
их нагрузки до технологического минимума; тем самым
создается предпосылка к учету перегрузочной способ-
ности блочных трансформаторов в часы максимума на-
грузки. Особо целесообразно учитывать такую перегруз-
ку для полупиковых и пиковых энергоблоков, находя-
щих все большее применение. Может оказаться также
целесообразным пересмотр шкалы номинальных мощно-
стей трансформаторов.
На ГЭС расчетные нагрузки обычно имеют место в
период паводка. Поскольку в это время ГЭС перехо-
дят в базовый режим и графики нагрузок блоков стано-
вятся ровными, то при выборе номинальной мощности
блочных трансформаторов перегрузочную способность
не учитывают.
Расчетную мощность автотрансформаторов связи,
включенных между РУ высшего и среднего напряжения
(см. рис. 5.3,6), определяют на основе анализа перето-
130
кбв мощности между этими РУ в нормальном и аварий-
ном режимах. В частности, необходимо рассматривать
отключение одного из блоков, присоединенных к РУ СН.
При выборе числа автотрансформаторов связи учиты-
вают, во-первых, требуемую надежность электроснабже-
ния потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость
изолированной работы блоков на РУ СН. Если нару-
шение связи между РУ высшего и среднего напряжений
влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребите-
лям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН
ниже технологического минимума мощности отделив-
шихся блоков, то предусматривают два автотрансфор-
матора связи.
Рассмотрим выбор трансформаторов, связывающих
РУ генераторного и повышенного напряжений ТЭЦ (см.
рис. 5.4,а). Для этой цели составляют и анализируют
предполагаемые графики нагрузки трансформаторов
связи: а) в нормальном режиме (зимой и летом);
б) при отключении одного из работающих генераторов;
в) при необходимости мобилизации вращающегося ре-
зерва, когда генераторы ТЭЦ увеличивают мощность до
номинального значения (за исключением ночного вре-
мени).
Мощность, передаваемая через трансформаторы свя-
зи, в общем случае (при разных значениях коэффициен-
тов мощности генераторов, местной нагрузки и собст-
венных нужд) равняется:
•s-/- /Ль н - + (Q.r - QM, и ~ Qc. нГ . (5.5)
где Рг,.. QLr —суммарные активная и реактивная мощ-
ности генераторов, присоединенных к РУ генераторного
Напряжения.
Руководствуясь соображениями надежности тепло- и
электроснабжения местного потребителя, на ТЭЦ, как
правило, предусматривают два трансформатора связи с
системой. Один трансформатор связи возможно устано-
вить лишь в тех редких случаях, когда нарушение свя-
зи ГЭЦ с системой, сопровождающееся переходом ге-
нераторов па работу но графику местной электрической
нагрузки, не вызывает ограничения теплового потребле-
ния. Однако даже и при наличии условий, определяю-
щих принципиальную возможность выбора одного транс-
форматора связи, из соображений уменьшения перето-
131
Rob мощности между секциями (что особенно важно при
наличии секционных реакторов) обычно устанавливают
все-таки два трансформатора связи.
При выборе номинальной мощности трансформаторов
связи учет их нагрузочной способности зависит от режи-
ма, определившего расчетную (наибольшую) мощность.
Если вероятность расчетного режима достаточно велика
(плановое или аварийное отключение одного генератора
на станции, аварийная ситуация в системе), то при вы-
боре номинальной мощности можно идти лишь на пе-
регрузку без сокращения срока службы (&п,сист). В тех
случаях, когда расчетный режим редкий (отказ одного
из трансформаторов связи), при выборе 5Ном исполь-
зуют коэффициент допустимой аварийной перегруз-
ки Йп!ав.
Число трансформаторов на подстанциях выби-
рают в зависимости от мощности и ответственности по-
требителей, а также наличия резервных источников пи-
тания в сетях среднего и низшего напряжений.
Установка одного трансформатора возможна в сле-
дующих случаях:
а) от подстанции питаются неответственные электро-
приемники, причем на случай отказа трансформатора
предусмотрен централизованный трансформаторный ре-
зерв с обеспечением возможности замены поврежден-
ного трансформатора в течение не более 1 сут;
б) для резервирования питания потребителей первой
и второй категорий в сетях среднего и низшего напря-
жений имеются вторые источники питания, причем для
потребителей первой категории обеспечен .автоматиче-
ский ввод резерва.
Так как большей частью от подстанций питаются
потребители всех трех категорий и питание от системы
подводится лишь со стороны ВН, то по условию на-
дежности требуется установка двух трансформаторов.
На очень мощных узловых подстанциях может оказать-
ся экономически целесообразной установка трех-четы-
рех трансформаторов (автотрансформаторов)'.
На однотрансформаторных подстанциях номиналь-
ную мощность трансформатора выбирают с учетом воз-
можности систематических перегрузок:
‘-’расч — с0™ ^ном^п. сист’ . (^-®)
132
где Ртах — максимальная нагрузка наиболее загружен-
ной обмотки трансформатора на 5-й год, если считать
с момента ввода первого трансформатора.
При установке на подстанции более одного транс-
форматора (в общем случае’ Кт) расчетным является
случай отказа одного из трансформаторов, когда остав-
шиеся в работе трансформаторы с учетом их аварий-
ной перегрузки должны передать всю необходимую
мощность:
' р
С ____. '*тах Q h /К 7\
°расч cos ? (дгт — 1) °HOMren. ав- ')
Расчетный коэффициент аварийной перегрузки
трансформаторов при проектировании принимается
Лп,ав = 1,4 (ГОСТ 14209-69). Такая перегрузка допусти-
ма в течение не более 5 сут при условии, если коэффи-
циент начальной нагрузки не более 0,93, а длитель-
ность .максимума нагрузки не более 6 ч .в сутки.
Определение технико-экономических показателей
Для каждого варианта структурной схемы проекти-
руемой электростанции (подстанции)' определяют: ка-
питаловложения в ту часть проектируемого объекта, ко-
торая связана с варьируемыми присоединениями струк-
турной схемы; потери энергии в трансформаторах за
расчетный год; математическое ожидание недоотпущен-
ной генераторами в систему электроэнергии
из-за отказов в элементах структурной схемы и ущерб.
Затем на основании этих основных показателей по (4.4)
вычисляют значение целевой функции приведенных за-
трат 3, которая Дает комплексную количественную
оценку экономичности и надежности сопоставляемых
вариантов структурной схемы.
Капиталовложения складываются из двух состав-
ляющих:
ЯМ^т+Хру, (5.8)
где Кт — суммарная расчетная стоимость трансформа-
торов; Кру—суммарная расчетная стоимость ячеек
выключателей, необходимых для присоединения транс-
форматоров к РУ.
Расчетная стоимость трансформатора характеризует
полные капитальные затраты — ее определяют умноже-
133
Таблица 5.2. Усредненные Коэффициенты для пересчета заво
ной стоимости
^Напряжение высшей ^стороны, кВ- 35 110
Номинальная мощность, МВ-А <16 >16 <32 >32
Коэффициент перехода от за- водской к полной стоимости 2,0 1,6 1,7 ' 1,5
нием заводской стоимости трансформатора на коэффи-
циент у, учитывающий дополнительные расходы на его
доставку, строительную часть и монтаж. Значение это-
го коэффициента зависит от уровня высшего напряже-
ния, мощности и исполнения трансформатора
(табл. 5.2) и лежит в диапазоне от 1,3 до 2,0. В рас-
четную стоимость ячейки входит не только стоимость
электрических аппаратов присоединения (выключателя,
разъединителей, трансформаторов тока, ошиновки), но
и стоимость строительно-монтажных работ. Разработа-
ны укрупненные показатели стоимости ячеек в зависи-
мости от номинального напряжения и типа выключате-
ля (они приведены в [15]).
Годовые потери энергии в трансформаторах (см.
§ 4.2) определяются в соответствии с предполагаемым
нормальным режимом их работы. Для ТЭС, АЭС и под-
станций желательно (особенно при учебном проекти-
ровании) построить суточные графики нагрузок, харак-
терные для зимнего и летнего сезонов года. Для ГЭС
дополнительно следует построить графики нагрузок для
паводка. В тех случаях, когда суточные графики неиз-
вестны, потери энергии определяют через время мак-
симальных потерь по (4.10), что обычно и имеет место
в проектной практике.
Надежность сравниваемых вариантов структурной
схемы обычно неодинакова. Поэтому приведенные за-
траты надо рассчитывать по полной форме, включая
ущерб от ненадежности структурной схемы. Методика
расчета м. о. недоотпущенной генераторами в систему
электроэнергии и ущерба дана в § 4.3 и 4.4.
Для каждого варианта структурной схемы районной
электростанции рассчитывают недоотпуск электроэнер-
гии в систему и соответствующий ущерб от отказов
134
декой стоимости трансформаторов и автотрансформаторов к расчет-
150 220 330 550
<63 >63 <160 >160 <200 >200 Одно- фазные Трехфазные
1,5 1,35 1,4 1,4 1,4 1,35 1,3 1,35
трансформаторов (автотрансформаторов) блоков. По-
следствия от нарушения связи между РУ высшего и
среднего напряжений учитывают лишь в тех случаях,
когда они выражаются в аварийном снижении мощно-
сти энергоблоков или нарушении электроснабжения по-
требителей сети СН.
5.4. Выбор целесообразного способа
ограничения токов короткого замыкания
Общий подход
При проектировании электрической части современ-
ных электростанций и подстанций, как правило, при-
ходится решать вопросы ограничения токов короткого
замыкания (к. з.) в РУ и сети генераторного напряже-
ния ТЭЦ, на сборках генераторного напряжения укруп-
ненных блоков ГЭС, на вторичной стороне (6—10 кВ)
подстанций, в системе собственных нужд КЭС и АЭС
и, наконец, в РУ и сетях повышенных напряжений
мощных районных электростанций.
В настоящее время в отечественных электроустанов-
ках применяют следующие основные способы ограни-
чения токов к. з.: а) деление сети (например, путем
раздельной работы трансформаторов на стороне 6—
10 кВ подстанции или раздельной работы РУ повышен-
ных напряжений на районных электростанциях); б) уста-
новка токоограничивающих реакторов 6—10 кВ; в) при-
менение трансформаторов с расщепленными обмотками
низшего напряжения; г) частичное разземление нейтра-
лей трансформаторов (для ограничения тока однофаз-
ного замыкания на землю).
135
Ведутся научно-исследовательские работы [57] по
новым методам и средствам ограничения токов к. з.:
безынерционным токоограничивающим устройствам, то-
коограничивающим коммутационным аппаратам, приме-
нению вставок постоянного и переменного тока и т. д.
Ограничение токов к. з. позволяет уменьшить пара-
метры электрических аппаратов и сечения проводни-
ков и, следовательно, снизить их стоимость. Вместе
с тем требуются дополнительные капиталовложения на
сами токоограничивающие устройства, увеличиваются
потери напряжения, что в свою очередь может повлечь
за собой дополнительные затраты на устройства регу-
лирования напряжения, возрастают потери мощности и
энергии в нормальном режиме, ухудшаются условия
устойчивости работы двигательной нагрузки и парал-
лельной работы генераторов. Поэтому применение спе-
циальных средств токоограничения должно быть обос-
новано и должен быть выбран наилучший для данных
«входных условий способ ограничения токов к. з. Та-
ким образом, ограничение уровня токов к. з. может
быть обосновано технической необходимостью (токи
к. з. без применения специальных мер по их ограни-
чению превышают значения, допустимые для электри-
ческих аппаратов или кабелей, 'выпускаемых электро-
промышленностью) или экономической целесообразно-
стью (приведенные затраты проектируемой электроуста-
новки с применением токоограничивающих средств ока-
зываются меньше приведенных затрат электроустановки
без специальных мер по токоограничению). Наилучший
способ ограничения токов к. з. выбирают на основании
технико-экономических вариантных расчетов. Варианты
решения намечают в зависимости от напряжения и типа
проектируемой электроустановки.
В данном параграфе будут рассмотрены наиболее
распространенные случаи —выбор средств ограничения
токов к. з. на генераторном напряжении станций и на
вторичном напряжении подстанций.
Выбор токоограничивающих средств на электростан-
циях районного типа
Электрическая схема электростанций районного ти-
па строится по блочному принципу, и поэтому вопрос
об ограничении тока к. з. на генераторном напряжении
136
ia на рис. о./, о.
Г1 гг a) gr б) Ег
Рис. 5.6. Укрупненный блок
(а) и его схема замеще-
ния (б).
Может возникнуть лишь При укрупненных блоках
(рис. 5.6, а). Объединение двух и более генераторов
в блоке с общим трансформатором приводит к появ-
лению поперечных связей на генераторном напряжении
и как следствие к увеличению токов к. з. на этом на-
пряжении (см. схему замещения на рис. 5.6,6).
Ограничение тока к. з. здесь может быть достигнуто
применением трансформатора с расщепленными обмот-
ками генераторного напряжения (рис. 5.7, а). Схема
замещения трехфазного трансформатора с расщеплени-
ем обмотки НН на две части
Коэффициент расщепления /гр
трехфазных трансформаторов
обычно равен 3,5, а группы
однофазных трансформато-
ров— 4,0. Из схемы видно, что
токи к. з. от соседнего генера-
тора Г2 и системы С теперь
идут по путям со значительно
большими сопротивлениями,
чем и достигается ограничение
этих токов.
Стоимость трехфазного
трансформатора с расщеплен-
ными обмотками незначитель-
но выше стоимости обычного
двухобмоточного трансформатора. Поэтому если про-
мышленность выпускает трехфазные трансформаторы
с расщепленными обмотками, которые позволяют об-
легчить выключатели на генераторном напряжении, то
их применение всегда выгодно и не требует дополнитель-
ного экономического обоснования.
При проектировании мощных электростанций, пред-
назначенных для работы в составе крупных (объеди-
ненных) систем, может возникнуть необходимость огра-
ничения токов к. з. и на стороне повышенного напря-
жения.'Этот вопрос относится к категории системных
зн мн и потому решается на стадии проектирования
ра гГия энергосистемы. Одной из мер может быть де-
ление РУ повышенного напряжения электростанции на
две раздельно работающие части. К каждой части РУ
подключена группа блоков, их параллельная работа
осуществляется через опорные подстанции системы. Де-
ление РУ на две части может быть выполнено с по-
137
Рнс. 5.7. Ограничение токов короткого замыкания посредством транс-
форматора с расщепленными обмотками.
мощью секционных выключателей и автоматических
устройств, действующих лишь при возникновении к. з.
Выбор токоограничивающих устройств на генератор-
ном напряжении ТЭЦ
Электроснабжение распределительных пунктов РП
местной нагрузки ТЭЦ на генераторном напряжении
осуществляется с помощью питающей кабельной сети
К61 (см. рис. 5.4, г). Каждый РП имеет в свою очередь
свою распределительную сеть К62. Сечения кабелей пи-
тающей и распределительной сетей выбирают из усло-
вий продолжительных режимов — по экономической
плотности тока в нормальном режиме и по нагреву
в утяжеленном режиме.
При выборе токоограничивающих средств стремятся
снизить до нужных уровней токи к. з. не только на
ТЭЦ, но и у потребителей. Допустимый ток к. з. на
ТЭЦ определяется параметрами выключателей, изго-
товляемых заводами на данное номинальное напряже-
ние, а также термической стойкостью головных участ-
ков кабельной питающей сети. Для потребителей тре-
буется обычно более глубокое ограничение токов к. з.,
которое определяется термической стойкостью кабелей
138
распределительных сетей потребителей и параметрами
выключателей, устанавливаемых на РП.
За расчетный параметр выключателя удобно при-
нять номинальный ток отключения или номинальный
ток электродинамической стойкости 7ВД, значения кото-
рых обычно одинаковы. Этот расчетный параметр дол-
жен быть согласован с начальным значением периоди-
ческой составляющей тока к. з. 7п,о, методика расчета
которого наиболее проста.
Блочная структура схемы (применение блоков гене-
ратор—трансформатор) уже сама по себе является ме-
рой ограничения токов к. з. на генераторном напряже-
нии. Поэтому на блочных ТЭЦ с генераторным напря-
жением 6—10 кВ обычно ограничиваются установкой
реакторов на ответвлении к РУ, от которого отходят
линии местной нагрузки (рис. 5.8, а). Эти групповые
линейные реакторы ограничивают ток к. з. как в РУ
6 — 10 кВ ТЭЦ, так и у потребителя.
Иа ТЭЦ с поперечными связями генераторного на-
пряжения токи к. з. в ГРУ могут оказаться весьма ве-
лики. Для их ограничения (при наличии двух транс-
форматоров связи) обычно применяют секционные ре-
акторы СР (рис. 5.8, б, в), и лишь в редких случаях
допускается раздельная работа секций. Если на ТЭЦ
выбран один трансформатор связи с системой, то необ-
ходимого ограничения токов к. з. можно достигнуть
расщеплением его обмоток НН (рис. 5.8, г) или уста-
новкой в его цепи сдвоенного реактора Р (рис. 5.8,<Э).
Секционные выключатели в двух последних схе-
мах должны быть нормально отключены и снабжены
блокировкой, запрещающей их включение при вклю-
ченных выключателях вводов трансформатора или
реактора. Обычно этих мер оказывается недостаточно
для получения желаемого токоограничивающего эффек-
та у потребителя, и поэтому необходима установка ли-
нейных реакторов; последние снижают токи к. з. как
у потребителя, так и ;в питающей кабельной сети.
Ныбор секционных реакторов. На ТЭЦ с поперечны-
ми генераторными связями выбор секционных реакто-
ров должен предшествовать выбору линейных реакто-
ров. Расчет рекомендуется вести в следующей последо-
вательности:
1. Определяют число секций ГРУ, при этом учиты-
вают надежность электроснабжения местного потреби-
139
Рис. 5.8. Схемы ограничения токов короткого замыкания на ТЭЦ
с помощью групповых линейных реакторов (а), секционных реакто-
ров (б, в), трансформатора с растепленными обмотками (а), транс-
форматорного реактора (д).
140
теля в соответствии с принятой конфигурацией пита-
ющей сети и надежность работы станции. Это означа-
ет, что ремонт или отказ секции ГРУ не должен вы-
зывать потерю генерирующей мощности, недопустимую
для местной электрической нагрузки и по тепловому
потреблению. Обычно этим требованиям удовлетворяет
число секций, равное числу генераторов, подключаемых
к ГРУ.
2. В соответствии с выбранным числом секций ГРУ
определяют -схему включения секционных реакторов:
прямолинейную (разомкнутую) при числё секций две-
три (рис. 5.8,6) и кольцевую при числе секций три-
четыре (рис. 5.8,в).
3. Анализируя возможные перетоки между секция-
ми в нормальном режиме и при отключении питающих
присоединений — генераторов, трансформаторов связи,
выбирают номинальные токи секционных реакторов. Им
соответствуют определенные индуктивные сопротивле-
ния, из которых выбирают наибольшее.
4. Производят расчет токов к. з. /п,о на шинах ГРУ
(точка К/ на схеме рис. 5.8,6, в) при наличии секцион-
ных реакторов и без них. Эти токи являются расчетными
при выборе выключателей в присоединениях трансфор-
маторов собственных нужд, которые й принимают, как
самые тяжелые, за контрольные.
5. Обосновывают необходимость (целесообразность)
ограничения тока к. з. в ГРУ ТЭЦ.
Если ток к. з. /п,о в контрольном присоединении без
секционных реакторов оказывается выше максимально-
го значения .тока электродинамической стойкости 7ЭД
выключателей, выпускаемых на данное напряжение
(6—10 кВ), то установка Секционных реакторов техни-
чески необходима."В противном случае требуется их
Экономическое обоснование. Для этой цели выбирают
для двух сопоставляемых вариантов — ГРУ с секцион-
присоелипенкях (кроме линейных) и оценивают по
укрупненным показателям стоимости ГРУ. Снижение
капиталовложений в ГРУ на 10% и более может слу-
жить экономическим обоснованием целесообразности
установки секционных реакторов.
6. Если принята схема с секционными реакторами,
то определяют потери напряжения в них при наиболь-
шем перетоке мощностей между секциями. Эти потери,
141
Рис. 5.9. Групповой.сдвоен-
ный реактор (а) и схема за-
мещения (б).
Не должны превышать 5—6% номинального. В против-
ном случае необходимо предусмотреть выключатели
или разъединители, дающие возможность шунтировать
реакторы при больших перетоках между секциями.
Возможность шунтирования должна бт ть проверена
исходя из условий ограничения токов к. з. в неполной
схеме, когда часть источников отключена, а секционный
реактор шунтирован. Токи к. з. в неполной схеме не
должны превосходить соответствующие параметры вы-
бранных выключателей.
Выбор линейных реакторов. Место подключения ли-
нейных реакторов определяется структурной схемой
ТЭЦ: к ГРУ — для ТЭЦ с по-
перечными связями на генера-
торном напряжении и на от-
ветвлении от генератора —
в блочной схеме.
Предпочтение отдается
групповым сдвоенным реакто-
рам (рис. 5.9,а). Применение
групповых реакторов эконо-
мичней индивидуальных. Сдво-
енные реакторы по сравнению
с одинарными, во-первых, по-
зволяют объединять большее
число линий под один реактор
и тем самым снижают капита-
ловложения, а во-вторых, они
имеют меньшие потери напря-
жения в нормальном режиме.
Правда, конструкция и мон-
одинарных реакторов.
Применяя групповые реакторы, надо иметь в виду,
что к. з. на кабельной линии вызывает глубокую по-
садку напряжения на всех секциях РП, которые пита-
ются от сборки (ветви) данного группового реактора.
Поэтому рекомендуется, чтобы число линий, присоеди-
ненных к групповой сборке, не превышало трех-четы-
рех.
Условия выбора линейных реакторов следующие:
номинальное напряжение реактора должно соответст-
вовать номинальному напряжению установки; рабочий
ток утяжеленного режима /утж через обмотку реактора
не должен превосходить его номинального тока 1вом,
таж их сложнее, чем у
142
Сопротивление реактора хР должно обеспечивать Огра-
ничение тока к. з. до требуемого уровня /к,доп; потери
напряжения в реакторе At/P в нормальном режиме не
должны превышать 1,5—2%; ударный ток /уд,max При
к. з. за реактором не должен превосходить значения-
тока электродинамической стойкости /эд,max, а импульс
квадратичного тока к. з. — гарантированного заводом
значения.
Допускаемый ток к. з. у потребителя /кг,доп опреде-
ляют из рассмотрения значений тока электродинамиче-
ской стойкости выключателей РП и тока термической
стойкости кабелей распределительной сети (Лер.кбг)-
Меньшее из них и определяет /кг,доп-
Допускаемый ток к. з. в питающей сети (точка КЗ)
обычно равен току термической стойкости головного
участка кабеля /тер.кбь
Ток термической стойкости кабеля определяется сле-
дующем выражением:
W t Л-Т
г 4отк । 1 а
(5.9)
где /отк — время отключения к. з., равное сумме време-
ни действия защиты и времени отключения выключате-
ля, с; Та — постоянная времени затухания апериодиче-
ской составляющей тока к. з., с (при к. з. за кабелем
может быть принята 0,01 с, при к. з. за реактором —
0,1 с); s — поперечное сечение жилы кабеля, мм2; С_—
функция от t/ном, типа и материала жил кабеля, 4'^5.....
мм2
Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией с алю-
миниевыми жилами- при t/ном до, 10 кВ С=92-:-
100 А - У~с /мм2.
По значениям допускаемых токов к. з. рассчитывают
необходимые сопротивления реактора. Для этой цели,
пользуясь системой относительных единиц, составляют
схему замещения (рис. 5.9,6), причем за базовое на-
пряжение t/б принимают среднее номинальное значение
t/cp, а за базовый ток /б — произвольное значение. Всю
схему до места присоединения линейного реактора пред-
ставляют в виде условной системы, у которой ЭДС
£'с = 1 и сопротивление хс=/б//к1 (Zki — начальное
значение периодической составляющей тока при к. з.
в месте присоединения реактора).
143
Из условий ограничения тока к. з. в точках К2 и КЗ
до соответствующих двух требуемых значений получаем ,
сопротивление реактора (в системе относительных еди-
ниц):
для точки КЗ
Хр==*7 ~г- Л'с’
<тер, кГц *
для точки К2 ( -1 )
ХР= 1/ (т^~ HVKJ.
* У VK2, доп/ * * *
где и лкб1 — активное и индуктивное сопротивления
кабеля К61 питающей сети, отн. ед.
(5.10')
Расчетным является большее значение, в омах оно
выразится следующим образом:
1/б
хр — ^РКГ/б-
Последовательность расчета по выбору линейных
реакторов рекомендуется следующая:
1. Определяют допускаемые значения токов к. з.
у потребителя и в питающей сети.
2. По выражениям (5.10) и (5.10') оценивают зна-
чение расчетного сопротивления реактора.
3. Определяют число реакторов и рабочий ток утя-
желенного режима (отказ одной секции ГРУ для ТЭЦ
с поперечными связями или отключение одного блока
для блочной ТЭЦ). По значению этого тока намечают
/ном реактора, а по расчетному сопротивлению — его
номинальное сопротивление (при данном /ПОм).
Количество реакторов стараются выбрать возможно
меньшим. При этом ограничивающими факторами яв-
ляются: надежность электроснабжения потребителей
(число присоединений к сборке реактора не должно пре-
вышать трех-четырех), предельные значения номиналь-
ного тока и сопротивления реакторов отечественного
производства.
4. Проверяют допустимость потерь напряжения
(в процентах ивом) в нормальном режиме:
для одинарного реактора
ДЦ,^3 *р/--пу 100;
^НОМ
(5.И)
144
Для сдвоенного реактора
At7 = 100 (/, sin <f>, — 6св/а sin f,), (5.12)
'-'HOM
где xP — сопротивление реактора (для сдвоенного — со-
противление ветви обмотки), Ом; I — максимальный
рабочий ток одинарного реактора, А; Ц, 12 — токи в вет-
вях обмотки сдвоенного реактора, A; kCB=MIL — ко-
эффициент связи, равный отношению взаимной индук-
тивности М и индуктивности L ветви, отн. ед.
Если А Пр превосходят АПД0Д, то в первую очередь
проверяется возможность установки реакторов с мень-
шим сопротивлением, а если таких реакторов нет, то
количество реакторов приходится увеличивать.
5. Уточняют значение тока к. з. за выбранным стан-
дартным реактором и проверяют по этому току его тер-
мическую и электродинамическую стойкости.
W
Выбор токоограничивающих средств на подстанциях
Распределительные устройства на вторичной стороне
6—10 кВ подстанций стремятся выполнить комплектны-
ми (КРУ) с малогабаритными выключателями. Таким
образом, желаемый уровень ограничения тока к. з. на
подстанции определяется параметрами этих выключа-
телей, а также током термической стойкости головных
участков питающей кабельной сети. Обычно этот уро-
вень не превышает 15—20 кА. Условия ограничения то-
ка к. з. у потребителей такие же, как и для потреби-
телей ТЭЦ. Им соответствуют допустимые токи к. з.
диапазона 10—15 кА, где верхний предел относится
к подстанциям промышленных предприятий, а ниж-
ний — к подстанциям городских сетей (определяется
термической стойкостью ' кабелей небольшого сечения
распределительных сетей).
Прежде всего оценивают токоограничивающий эф-
фект от раздельной работы трансформаторов
(рис. 5.10, а) как меры, не требующей дополнительных
затрат. Если раздельная работа трансформаторов не
дает нужного эффекта, то прибегают к дополнительным
средствам: использованию трансформаторов с расщеп-
ленными обмотками (рис. 5.10,6) или установке в вет-
вях трансформаторов реакторов (рис. 5.10, в). На мощ-
10—1342 145
ных подстанциях Может Оказаться необходимым соче-
тание всех трех средств (рис. 5.10, г): раздельной ра-
боты трансформаторов, расщепления их обмоток и
включения в каждую ветвь реакторов. Возможно также
применение линейных реакторов (рис. 5.10, д). В этом
случае секционный выключатель нормально включен,
Рис. 5.10. Методы ограничения токов к. з. на подстанциях.
а — раздельная работа трансформаторов; б — использование трансформаторов
с расщепленными обмотками; в — установка трансформаторных реакторов; г —
применение трансформаторов с расщепленными обмотками и реакторов; д —
установка линейных реакторов.
так как токоограничивающий эффект от раздельной
работы мощных трансформаторов невелик по сравне-
нию с токоограничивающим эффектом линейных реак-
торов, а потери энергии в трансформаторах с учетом
возможной несимметрии нагрузки по секциям получа-
ются меньше.
Если на подстанции установлены синхронные ком-
пенсаторы СК, то отдают предпочтение схемам, даю-
146
щим возможность их симметричного присоединения (по-
казаны пунктиром на рис. 5.10, в и д).
Технико-экономическое сопоставление вариантов
ограничения токов к. з. обычно проводить нет необхо-
димости, так как рассмотрение ведется в порядке на-
растания капиталовложений. Поэтому если данный ва-
риант дал необходимый токоограничивающий эффект,
то следующий вариант, требующий заведомо больших
затрат, можно не рассматривать.
5.5. Выбор электрической схемы
распределительного устройства
Классификация схем
Схемы электрических соединений РУ весьма разно-
образны. Их можно объединить в три характерные
групп»:
1-й тип-—с коммутацией присоединений через один
выключатель или иначе радиального типа (схемы с од-
ной или двумя системами сборных шин с. одним вы-
ключателем на каждое присоединение, которые при не-
обходимости могут быть дополнены обходной системой
шин с обходным выключателем);
2-й тип — с коммутацией присоединений через два
выключателя или кольцевого типа (схемы с двумя си-
стемами сборных шин с двумя, 3/2, 4/3 выключателями
на каждое присоединение, многоугольники и т. п.);
3-й тип — упрощенные с сокращенным числом вы-
ключателей (менее одного на присоединение) или сов-
сем без них (блочные-схемы, схемы мостиков и пр.).
Существуют комбинированные разновидности схем,
где в коммутации разных присоединений участвует раз-
ное число выключателей. Так, например, в схеме ши-
ны—трансформаторы (см. рис. 5.15,6) коммутация ли-
ний осуществляется двумя, а коммутация трансформа-
торных присоединений — тремя выключателями. В схе-
ме ТТЛ с уравнительно-обходным многоугольником (см.
рис. 5.14, ж) линии коммутируются одним выключате-
лем, а трансформаторы — тремя. .
На выбор электрической схемы РУ влияет множе-
ство факторов, из которых основные: номинальное на-
пряжение, назначение РУ; число присоединений, их
ю* 147
мощность, ответственность, режим работы; схема сети,
к которой присоединяется данное РУ; очередность со-
оружения и перспектива дальнейшего расширения. Ни-
же будут даны рекомендации общего порядка по вы-
бору электрических схем РУ в зависимости от напря-
жения и назначения (принадлежности). Такого рода
рекомендации даются в Нормах технологического про-
Рис. 5.11. Варианты схем электрических соединений 6—10 кВ.
а — с одной системой сборных шин на подстанции; б — с одной системой
сборных шин иа ТЭЦ; в — с двумя системами сборных шии иа ТЭЦ.
148
вотирования (НТП) с тем, чтобы облегчить составление
ряда конкурентоспособных вариантов. Окончательный
выбор схемы производят на основании технико-экономи-
ческого сопоставления намеченных вариантов.
Выбор электрических схем РУ 6—10 кВ ТЭЦ
и подстанций
К РУ 6—10 кВ ТЭЦ и подстанций подключаются
относительно небольшое число питающих присоедине-
ний (генераторы и трансформаторы связи на ТЭЦ, по-
нижающие трансформаторы и синхронные компенсато-
ры на подстанциях) и весьма значительное количество
линий, отходящих к местным потребителям.
При выборе электрической схемы рассматриваемых
РУ учитывают следующие требования:
повреждение сборных шип, повреждение, или отказ
в действии выключателя на любом присоединении не
должны приводить к перерыву в электроснабжении от-
ветственных потребителей и к нарушению баланса мощ-
ностей^ недопустимому по условию электро- и теплоснаб-
жения потребителей;
должна быть обеспечена, возможность дальнейшего
расширения, обусловленного ростом местных нагрузок.
Для указанных исходных условий и требований наи-
более рациональным решением являются схемы ради-
ального типа с коммутацией присоединений через один
выключатель —с одной или с двумя системами сборных
шин (рис. 5.11). Наличие одного выключателя на при-
соединение требует относительно небольших капитало-
вложений, несмотря на большое число присоединений
Секционирование сборных шин с правильным распре-
делением по секциям питающих присоединений и отхо-
дящих линий позволяет выполнить сформулированное
выше требование надежности. При необходимости даль-
нейшего расширения новые линии присоединяют к су-
ществующим секциям или сооружают дополнительные
секции.
Обходной системы шин с обходным выключателем
для ремонта выключателей здесь не предусматривают.
Объясняется это тем, что ремонт наиболее многочислен-
ных линейных выключателей здесь возможен с отклю-
чением линий, если учитывать, что питание ответствен-
ных местных потребителей всегда осуществляют с двух
(по' возможности не соседних) секций РУ. К тому же
149
ремонт линейного выключателя не занимает много вре-
мени. Ремонт выключателей питающих присоединений
обычно совмещают во времени с ремонтом соответст-
вующих генераторов и трансформаторов.
Если сравнить схемы с одной и двумя системами
сборных шин, то первая проще, дешевле и, кроме того,
позволяет использовать ячейки КРУ. Однако ремонт
секции сборных шин требует отключения всех присо-
единений этой секции на время се ремонта. Если та-
кого рода отключения допустимы по схеме местной сети
и балансу мощностей на оставшейся в работе части
РУ, то всегда следует отдавать предпочтение схеме
с одной (секционированной) системой сборных шин.
Таким образом, выбор электрической схемы РУ 6—
10 кВ базируется лишь на анализе исходных условий
и технико-экономических вариантных расчетов, как
правило, не требует.
Выбор электрических схем РУ повышенных
напряжений
Распределительные устройства повышенных (35—
110 кВ и выше) напряжений могут принадлежать элект- '
ростанциям или районным подстанциям (на сторонах
высшего и среднего напряжений). К рассматриваемым
РУ подключаются ВЛ районной сети и трансформато-
ры данной электростанции или подстанции, т. е. при-
соединения в большинстве случаев мощные и ответст-
венные. Следует учитывать также частые отключения j
ВЛ, обусловленные плановыми ремонтами (10—15 1/год
на линию средней длины) или отказами (0,2—2 1/год
на 100 км). Еще более частые коммутационные опера-
ции производят с блоками генератор—трансформатор
районных электростанций, работающих по пиковому
или полупиковому режимам (ГЭС, ГАЭС, маневренные ]
энергоблоки КЭС).
Особенности исходных условий РУ повышенных на-
пряжений позволяют сформулировать следующие тре-
бования общего порядка, которым они должны удовле-
творять независимо от того, какой электроустановке
(электростанции, подстанции) они принадлежат:
1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и вы- i
ше должен производиться без отключения присоедине-
но
Йий (это вызвано высокой ответственностью йрисоедй-
нений повышенного напряжения).
2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более
чем двумя выключателями, отключение трансформато-
ров — не более чем тремя выключателями. Автотранс-
форматоры связи между РУ двух повышенных напря-
жений ГЭС и подстанций допускается отключать не
более чем четырьмя выключателями РУ одного повышен-
ного напряжения и не более чем шестью выключате-
лями в РУ обоих повышенных напряжений. Тем самым
снижается вероятность отказов в действии выключате-
лей и облегчается их эксплуатация.
Чем чаще ожидаются коммутации данного присо-
единения, тем меньше выключателей должно. в них
участвовать. С этих позиций пиковые и полупиковые
блоки желательно включать и отключать всего лишь
одним выключателем на генераторном напряжении,
оставляя трансформатор в период режимного простоя
генератора на холостом ходу.
3. Отказы выключателей в РУ как при нормальном,
так и при ремонтном состоянии схемы не должны при»
водить: а) к одновременной потере обеих параллель-
ных транзитных линий одного направления, если учи-
тывать повышенные требования к надежности двухцеп-
ной связи; б) к одновременному отключению несколь-
ких линий, при котором нарушается устойчивость ра-
боты энергосистемы.
Применительно к электростанциям районного типа
необходимо, чтобы при отказах выключателей в РУ
при нормадьном состоянии схемы отключалось бы не
более одного блока, а при ремонтном состоянии схе-
мы — не более двух блоков. При этом не должна соз-
даваться угроза нарушения устойчивости энергосисте-
мы или недопустимой перегрузки линий системных и
межоистемных связей.
Электрические схемы РУ повышенных напряжений
весьма разнообразны. Здесь могут найти применение
электрические схемы всех трех типов, и выбор наилуч-
шего решения возможен только на основе технико-эко-
номических вариантных расчетов. Однако перебор всех
существующих схем электрических соединений нерацио-
нален. В зависимости от исходных условий можно при-
мерно очертить группу электрических схем, в пределах
которой следует в свою очередь намечать конкуренто-
151
способные варианты решений. Ниже даны такого рода
общие рекомендации, причем в качестве определяющих
факторов исходных условий приняты число присоеди-
нений и уровень номинального напряжения.
Если число присоединений РУ 35—220 кВ относи-
тельно мало (не более четырех—шести) и не ожидает-
ся дальнейшего расширения, то в первую очередь сле-
Рйс. 5.12. Варианты схем электрических соединений для РУ ПО кВ
ТЭЦ.
а — структурная схема ТЭЦ; б — пятиугольник; « — сдвоенный мост; « — рас-
ширенный треугольник.
дует рассмотреть упрощенные электрические схемы
(схемы 3-го типа) и схемы многоугольников. Так, на-
пример, для РУ ПО кВ ТЭЦ (структурная схема по-
казана На рис. 5.12, а) возможны три конкурентоспо-
собных варианта электрической схемы: пятиугольник
(рис. 5.12,6), сдвоенный мост (рис. 5.12, в) и расши-
ренный треугольник (рис. 5.12, г). Схема расширенно-
го треугольника дешевле остальных вариантов схем,
но зато менее надежна: отказ выключателя В1 в нор-
152
мяльном состоянии схемы влечет за собой отключение
всего РУ. В результате нарушается связь ТЭЦ с си-
стемой и лишаются питания потребители тупиковой
подстанции.
При большем числе присоединений РУ 35—220 кВ
рассматривают электрические схемы радиального ти-
па — с коммутацией присоединений через один выклю-
чатель. Если ЦПом=35 кВ, то ответственность и длина
ВЛ обычно невелики, и обходную систему шин с обход-
ным выключателем можно не предусматривать; при
£Aiom= 110-^—220 кВ обходная система шин с обходным
выключателем необходима, чтобы выполнить требова-
ние ремонта выключателей без отключения присоеди-
нений.
В схеме с двумя системами сборных шин обе систе-
мы находятся в работе при соответствующем фиксиро-
ванном присоединении ВЛ и трансформаторов к первой
или второй системам шин. Если число присоединений
превышает 12 (от 12 до 16), то НТП рекомендуют од-
ну из систем сборных шин секционировать, получив та-
ким образом три секции сборных шин. При числе при-
соединений более 16 рекомендуется секционировать обе
системы сборных шин, создавая тем самым четыре сек-
ции.
В РУ НО—220 кВ с одной секционированной систе-
мой сборных шин устанавливают отдельный обходной
выключатель для каждой секции. При двух секциони
рованных системах сборных
шин число присоединений
на каждую секцию оказыва-
ется обычно не более пяти-
шести, что позволяет приме-
нять для каждой секции
один совмещенный шиносо-
единительный и обходной
л?
Рис. 5.13. Схема включения сов-
мещенных шиносоединительных
и обходных выключателей.
выключатель (рис. 5.13)
Нормально этот выключа-
тель включен по схеме шино-
соединительного, а при ре-
монте выключателя любого присоединения переключает-
ся на схему обходного. Так, например, на стороне среднего
напряжения (220 кВ) КЭС с блоками 300 МВт (струк-
турная схема на рис. 5.14, а) рассматриваются: схема
с одной секционированной системой сборных шин и
153
с обходными шинами (рис. 5.14,6) и схема с'двумя си-
стемами сборных шин и с обходными шинами
(рис. 5.14, в). Следует обратить внимание на особен-
ность присоединения автотрансформатора АТС, связы-
вающего данное РУ 220 кВ с РУ 500 кВ. В обоих
вариантах АТС подключен через развилку из двух вы-
ключателей к обеим рабочим системам сборных шин
Ш1 и Ш2. Эти выключатели в нормальном режиме
выполняют одновременно функции секционного выклю-
чателя в схеме рис. 5.14,6 и шиносоединительного —
в схеме рис. 5.14, в. Такое комбинированное использо-
вание выключателей позволяет поднять надежность
РУ, так как, во-первых, при повреждении на любых
сборных шинах АТС остается в работе, а во-вторых, ис-
ключается опасность потери обеих сборных шин в слу-
чае повреждения или отказа в действии одного из со-
единяющих их выключателей. Перевод присоединений
С-- одной системы сборных шин на другую в схеме
рис. 5.14, в осуществляют с помощью совмещенного
(шиносоединительного — обходного) выключателя, ко-
торый при этом используется в качестве шиносоедини-
тельного.
Для РУ с большим числом присоединений и напря-
жением 330—750 кВ рекомендуются к рассмотрению
надежные схемы кольцевого типа с коммутацией при-
соединений через два (три) выключателя. Необходимо
иметь в виду, что в схемах 3/2 и 4/3 для надежности
между двумя присоединениями, одновременный выход
которых нежелателен, должно быть три выключателя,
для чего в соседних цепочках изменяют чередование
присоединений к секциям сборных шин. Эти схемы по-
казаны применительно к РУ 500 кВ рассматриваемой
КЭС с блоками 300 МВт: схемы с двумя системами
сборных шин — с тремя выключателями на два присо-
единения (полуторная, рис. 5.14, г) или с четырьмя вы-
ключателями на три присоединения (схема 4/3,
рис. 5.14,6); спаренные многоугольники (рис. 5.14, е);
схема генератор—трансформатор—линия с уравнитель-
но-обходным многоугольником УОМ (рис. 5.14, ж).
Каждую цепочку в схемах 3/2 и 4/3 составляют та-
ким образом, чтобы она могла сохранять работоспо-
собность при отключении ее от обеих систем сборных
шин. Чтобы исключить потерю двух блоков, каждая
секция сборных шин не должна иметь более одного
154
Рнс. 5.14. Варианты схем электрических соединений РУ повышен-
ных напряжений КЭС.
а — структурная схема КЭС; б, в — варианты схемы РУ 220 кВ; е—ж— ва-
рианты схемы РУ 500 кВ.
Примыкающего к ней блочного присоединения. Для вы-
полнения этого требования сборные шины в схеме 3/2
(рис. 5.14,г) секционированы. Кроме того, секциониро-
вание сборных шин уменьшает число выключателей, уча-
ствующих в аварийном отключении секции.
В схеме двух спаренных многоугольников
(рис. 5.14,е) перемычка между многоугольниками вы-
полнена посредством двух выключателей, которые од-
новременно используются для присоединения автотранс-
Рнс. 5.15. Схемы с присоединением трансформаторов к сборным ши-
нам РУ через выключатель нагрузки (а) и непосредственно без вы-
ключателя (б).
форматора. Отказ любого выключателя перемычки вы-
зывает потерю одного блока и автотрансформатора.
В схеме генератор—трансформатор—линия с урав-
нительно-обходным многоугольником последний одно-
временно используется как обходные шины, а в много-
угольнике предусматриваются два последовательно
включенных выключателя (между блоками ГЗ и Гб).
Это дает возможность производить ремонт линейных
выключателей без отключения соответствующих линий,
подсоединяя поочередно линии к обходной шине (ОШ),
которая одновременно является замыкающей стороной
уравнительного многоугольника.
156
В зависимости от режимных особенностей трансфор-
маторных присоединений возможно применение элект-
рических схем с двумя системами сборных шин с раз-
ным способом присоединения к ним трансформаторов и
линий: линии подключают к сборным шинам через два
выключателя или с помощью цепочки из трех выклю-
чателей на две линии или четырех выключателей на
три линии. Трансформаторы же присоединяют следую-
щим образом: на ГЭС с частыми режимными коммута-
циями блоков — через один выключатель или включа-
тель нагрузки (рис. 5.15, а), на подстанциях, где, на-
против, отключения трансформаторов крайне редки, —
без выключателей, т. е. по схеме шины-трансформатор
(рис. 5.15,6). Следует отметить и недостатки такого
рода решений: а) аварийное отключение трансформа-
торов осуществляется большим числом выключателей
(в данном случае пятью выключателями); б) ремонт
сборнцх шин и шинных разъединителей связан с необ-
ходимостью отключения соответствующего трансформа-
торного присоединения на все время ремонта.
Порядок расчета по выбору электрической схемы РУ
Как уже было сказано выше, выбор электрической
схемы РУ повышенных напряжений электростанций и
подстанций должен базироваться на технико-экономи-
ческих вариантных расчетах. Расчет ведут в следую-
щем порядке:
1. Намечают ряд вариантов электрических схем
проектируемого РУ, удовлетворяющих общим и специ-
фичным требованиям, .которые сформулированы в НТП
соответствующих электроустановок.
2. Оценивают по числу ячеек п капиталовложения
на РУ каждого варианта:
Кру — лК,,,,
где —'стоимость ячейки.
3. Определяют количественные показатели надеж-
ности вариантов схем (см. § 4.3): для электростанций —
частоту и продолжительность аварийной потери гене-
рирующей мощности, м. о. недоотпуска электроэнергии
в систему, для подстанций — частоту и продолжитель-
ность перерыва электроснабжения потребителей, м. о.
недоотпуска электроэнергии потребителям.
157
4. Для каждого варианта вычисляют ущерб (см.
§ 4.4): для электростанций— от недоотпуска электро-
энергии в энергосистему, для подстанций — от переры-
ва в электроснабжении потребителей.
5. Для каждого варианта определяют согласно (4.4)
приведенные затраты, принимая AlFn0T—0.
6. Отбирают варианты, входящие в зону наимень-
ших затрат (равноэкономичную зону).
7. Проводят дополнительное сопоставление отобран-
ных вариантов по среднему числу операций коммутаци-
онными аппаратами в год, по удобству и безопасности
обслуживания, по площади компоновки, по удобству
дальнейшего расширения.
5. 6. Расчет токов короткого замыкания
.и выбор проводников и аппаратов
Режимы электроустановок
Проводники и аппараты электроустановок, в том
числе РУ электростанций и подстанций, должны-удов-
летворять всем режимам функционирования соответст-
вующих электроустановок или их отдельных частей (на-
пример, присоединений РУ): нормальному, ремонтному,
аварийному и послеаварийному.
В нормальном режиме все элементы электроустанов-
ки или ее рассматриваемой части находятся в работе
и функционируют в соответствии с запланированными
для них нагрузками и качественными показателями.
^Ремонтный режим обусловлен выводом оборудования
электроустановки в плановый ремонт. Аварийный ре-
жим наступает при внезапном нарушении (возмуще-
нии) нормального режима. При выборе проводников
и аппаратов за расчетный аварийный режим принимают
обычно режим к. з. После отключения к. з. насту-
пает послеаварийный режим, когда производится заме-
на или восстановительный ремонт поврежденного обо-
рудования.
Нормальный, ремонтный и послеаварийный режимы
относятся к категории продолжительных рабочих режи-
мов, хотя, естественно, продолжительность ремонтного
и послеаварийного состояний обычно значительно мень-
ше, чем нормального режима. В ремонтном и послеава-
158
рийном режимах возможны повышенные (утяжеленные)
нагрузки отдельных элементов, резервирующих ремон-
тируемое или отказавшее оборудование. Наибольшие
продолжительные токи будем называть утяжеленными
токами (/утж). Короткое замыкание быстро ликвидиру-
ется с помощью релейной защиты и выключателей и
потому представляет собой режим кратковременный.
Условия выбора проводников и электроаппаратов
Выбор электрических аппаратов и проводников для
РУ электростанций и подстанций производят в соответ-
ствии с расчетными условиями продолжительных и
кратковременных режимов [32, 38]. Подробно этот во-
прос рассматривается в курсе «Электрическая часть
электростанций». Ниже лишь будут приведены сводные
условия выбора и проверки важнейших электрических
аппаратов и проводников.
1. Условия выбора выключател ей:
номинальное напряжение электроустановки //уСт
меньше или равно номинальному напряжению UmM вы-
ключателя;
ток утяжеленного режима /утж меньше или равен
номинальному току /ном выключателя;
начальное значение периодической составляющей
тока к. з. 1П,о меньше или равно действующему значе-
нию тока электродинамической стойкости /эд;
ударный ток к., з. I^max меньше или равен амплитуд-
ному значению тока электродинамической’ стойкости
/эд, max',
импульс квадратичного тока к. з. В меньше или ра-
вен номинальному импульсу квадратичного тока, опре-
деляемому квадратом -тока термической стойкости /Тер
и временем его протекания /тер, т. е. /2тер/тер;
действующее значение периодической составляющей
тока к. з. в момент т расхождения контактов /п ,
меньше или равно номинальному току отключения /отк
выключателя; _
полный ток к. з. к моменту т, равный 1^2 /Щ.,-На,.,)>
меньше или равен номинальному асимметричному току
отключения /ОТк(1+Рном) (Рном— номинальное от-
носительное содержание апериодической составляю-
щей) .
159
Поскольку тяжесть отключения определяется не
только током, но и напряжением, то выключатели долж-
ны быть проверены по восстанавливающемуся напря-
жению ив на его контактах.. Эта проверка обязательна
для воздушных выключателей, которые чувствительны
к восстанавливающемуся напряжению; для масляных
выключателей такого рода проверку разрешается не
производить.
Условия проверки по восстанавливающемуся напря-
жению следующие:
а) при колебательном процессе изменения ив — рас-
четный коэффициент превышения амплитуды ka —
меньше или равен гарантированному коэффициенту
превышения амплитуды &а,гар; средняя скорость восста-
новления напряжения vCp меньше или равна гарантиро-
ванной скорости Огар восстанавливающегося напряже-
ния выключателя;
б) при апериодическом процессе изменения ив рас-
четная кривая напряжения ив не должна превышать
нормированную кривую ив, определяемую гарантиро-
ванными значениями начальной скорости восстановле-
ния напряжения, моментом времени to и коэффициентом
превышения амплитуды.
Для воздушных выключателей рекомендуется выпол-
нить сначала приближенную проверку по скорости вос-
становления напряжения:
о = 0,2 0,4— >
/V.i мкс
где /(3) — расчетный ток :'трехфазного к. з., кА; /V, —
число воздушных линий, оставшихся присоединенными
к сборным шинам РУ.
Если это условие выполнено, то уточненных расчетов
zzB не требуется.
2. Условия выбора разъединителей:
номинальное напряжение электроустановки Дуст
меньше или равно номинальному напряжению Дном
разъединителя;
ток утяжеленного режима /уТж меньше или равен
номинальному току /НОм разъединителя;
ударный ток /уд,max меньше или равен току электро-
динамической стойкости (амплитуды)
импульс квадратичного тока к. з. В меньше или ра-
вен /2тер/тер,
160
3. Условия выбора плавких п ре до хранит е-
л е й:
номинальное напряжение электроустановки t/уст
меньше или равно номинальному напряжению 1/НОм
пред охр анителя;
ток утяжеленного режима /уТЖ меньше или равен но-
минальному току /пом предохранителя;
начальное значение периодической составляющей
тока к. з. /п,о меньше или равно номинальному (сим-
метричному) току отключения /0Тк предохранителя.
4. Условия выбора трансформаторов тока
для измерительных приборов:
номинальное напряжение электроустановки t/yCT
меньше или равно номинальному напряжению 1/НОм
трансформатора тока;
ток утяжеленного режима /утж меньше или равен
номинальному первичному току /Ном трансформатора
тока;
ударный ток /уД,max меньше или равен току элект-
родинамической стойкости (амплитуды) ^эд,тпах ИЛИ
k9R У2 /ном (&Эд — кратность тока электродинамической
стойкости);
импульс квадратичного тока к. з. В меньше или ра-
вен /2тер/тер ИЛИ (&тер/ном) 2/тер (&тер — КрЭТНОСТЬ ТОКИ
термической стойкости).
Класс точности выбирают ib соответствии с классом
точности присоединяемых измерительных приборов и
проверяют по условию: расчетная нагрузка ZpaC4~
~ /?приб+/?пров+/?к меньше или равна номинальной на-
грузке /пом для данного класса точности (/?приб — со-
противление приборов, /?Пров — сопротивление соедини-
тельных проводов, Rk_—сопротивление контактов).
5. Условия выбора трансформаторов напря-
жения:
номинальное напряжение электроустановки Uy&t
равно номинальному первичному напряжению t/H0M
трансформатора напряжения;
тип и'схема соединения обмоток — в зависимости от
н а з н а ч ения тр ансфор матора;
класс точности — в соответствии с классом присо-
единяемых к трансформатору напряжения измеритель-
ных приборов с проверкой расчетной нагрузки:
расчетная нагрузка Spac4 = УР’приб -НФ’приб мень-
11—1342 161
ше или равна номинальной нагрузке SH0M для данного
класса точности.
6. У словия выбор а кабелей:
номинальное напряжение электроустановки //уст
меньше или равно номинальному напряжению Г/Пом ка-
беля;
сечение жилы кабеля s приблизительно равно эко-
номическому сечению аЭк=/раб, норм//эк (/раб,норм ра-
бочий ток нормального режима; /эк — экономическая
плотность тока);
ток утяжеленного режима /^ меньше или равен
продолжительно допускаемому току при расчетных усло-
виях /доп. прод=^K6/aon^/’Nfe„ep (NK6 - число параллельных
кабелей на одну линию; /доп — длительно допускаемый
ток на один кабель при номинальной разности темпе-
ратур между жилой и окружающей средой; ~ П0‘
правочный коэффициент на расчетную температуру
Окружающей среды; &n— то же на число1 рядом про-
ложенных в земле кабелей; knep — коэффициент пере-
грузки) ;
конечная температура нагрева при к. з. меньше
или равна кратковременно допускаемой температуре
'О’кр.ДОП-
7. Условия выбора жестких шинных конструк-
ций:
номинальное напряжение электроустановки f/уст
меньше или равно номинальному напряжению изо-
ляторов, поддерживающих шины;
сечение шины s приблизительно равно экономическо-
му сечению «эк=/Раб,норм//эн;
ток утяжеленного режима /уТЖ меньше или равен
длительно допускаемому продолжительному току при
расчетной температуре окружающей среды /доп,прод
конечная температура нагрева шины при к. з. бк
меньше или равна кратковременно допускаемой темпе-
ратуре бкр,доп;
расчетное напряжение в материале шин при к. з.
Стэд,max меньше или равно допускаемому механическому
напряжению в материале шин <Тд0П;
расчетная сила на головку изолятора Fmax меньше
или равна допускаемой нагрузке на изолятор /'доп.
Для выбора электрических аппаратов и проводников
необходим расчет токов рабочих и аварийных режимов.
162
Наиболее объемного расчета к. а, требует выбор вы-
ключателей. Из рассмотрения условий его выбора сле-
дует, что необходимо рассчитать значения периодиче-
ской составляющей тока к. з. для начального момента
времени In,о и к моменту расхождения контактов /п
апериодическую составляющую к моменту расхождения
контактов %,, ударный ток импульс квадра-
тичного тока к. з. В.
Большой точности расчета токов к. з. для выбора
аппаратов и проводников на стадии проектирования не
требуется. Допускается погрешность до 10% в сторону
преувеличения полученных расчетом значений по срав-
нению с действительными. Такого рода приближенные
расчеты могут быть выполнены без применения вычис-
лительных машин.
Расчетные условия короткого замыкания
Для проверки проводников и аппаратов данного при-
соединения по аварийному режиму необходимо прежде
всего правильно оценить расчетные условия к. з.: соста-
вить расчетную схему, наметить места расположения
расчетных точек к. з., определить расчетное время про-
текания тока к. з. и, наконец, расчетный вид к. з.
Расчетная схема — это однолинейная электрическая
схема проектируемой электроустановки, в которой вклю-
чены все источники питания и все возможные связи
между ними. На рис. 5.16 показаны примеры трех рас-
четных схем: а) для станции районного типа с укруп-
ненными блоками (ГЭС); б) для станции с местной на-
грузкой (ТЭЦ); в) для понижающей подстанции.
На расчетной схеме в коммутационных узлах всех
напряжений указывают точки к. з., для которых необ-
ходимо рассчитать токи к. з. (К.1—Кб). Расчетную точку
к. з. намечают для аппаратов и проводников присоеди-
нения каждого вида. Ее месторасположение выбирают
таким образом, чтобы через проверяемое оборудование
протекал наибольший возможный ток к. з., который и
является расчетным. Например, для проводников и
аппаратов в присоединении генератора Г1 в схеме рис.
5.16,а расчетной точкой к. з. является точка К7, а рас-
четный ток складывается из суммы токов к. з., посы-
лаемых всеми источниками, кроме Г1. Для оборудования
И* 163
присоединения трансформатора собственных нужд ТСН
расчетной служит точка К$, а расчетным током оказы-
вается суммарный ток в месте к. з.
Если в схеме имеется замкнутый контур, то к. з. рас-
считывается при разомкнутом состоянии контура. Ска-
занное можно проиллюстрировать на примере схемы
рис. 5.16,6. Расчетная точка к. з. К9 для проводников и
аппаратов трансформатора связи Т1 рассматривается
в условиях, когда Т1 отключен со стороны ВН.
Расчетное время к. з. /раСч оценивают в зависимости
от цели расчета: для проверки оборудования на элек-
тродинамическую СТОЙКОСТЬ /расч—О (ДЛЯ ТОКЭ /п,о) И
/расч=0,01 с (для тока /уд,таж); для проверки выключа-
телей на отключающую способность /Раоч(т) определя-
ется как сумма наименьшего возможного времени дей-
ствия защиты 0,01 с и собственного времени отключения
выключателя; проверка на термическую стойкость тре-
бует вычисления квадратичного тока к. з. за время от-
ключения /отк, равное сумме времени действия основной
защщы и полного времени отключения соответствующе-
го выключателя, включающего в себя время гашения
дуги на его контактах.
Расчетный вид к. з. также определяют в’ зависимости
от назначения расчета: проверку на электродинамиче-
скую стойкость производят по трехфазному к. з., на
термическую стойкость по трехфазному или двухфазно-
му к. з., на отключающую способность выключателей —
по трехфазному к. з., а для сетей напряжением НО кВ и
выше — дополнительно по однофазному к. з.
Чаще всего расчетным видом оказывается трехфаз-
ное к. з. Методику расчета токов трехфазного к. з. вы-
бирают в зависимости от вида расчетной схемы и места
расположения расчетной точки к. з. Все многообразие
расчетных случаев может быть сведено к трем характер-
ным конечным схемам замещения, представленным на
рис. 5.17.
Расчет токов к. з. в схеме вида «система» (рис. 5.17,а)
Если расчетная точка к. з. электрически удалена от
всех источников, то схема замещения преобразуется
в конечную однолучевую схему с параметрами эквива-
лентного источника, условно названного системой. Та-
кого рода преобразования справедливы для РУ 6—10 кВ
' 165
подстанций, к которым не подключены непосредственно
синхронные компенсаторы и двигатели высокого напря-
жения (точка KJ на рис. 5.16,в); для РУ повышенных
напряжений электростанций и подстанций (точки К2 на
рис. 5.16,а—в); для сетей 6—10 кВ, питаемых о.т элек-
тростанций через реакторы (точка КЗ на рис. 5.16,6),
и т. п.
Схему замещения составляют для начального момен-
та к. з. и потому все источники вводят в нее своими
сверхпереходными параметрами.
Периодическая составляющая тока к. з. /п,0 получа-
ется практически неизменной по амплитуде, а апериоди-
а)
1с
УК
* 6)
h в)
Рис. 5.17. Схемы замещения для расчета токов к. з. в схемах вида
«система» (о), «генератор — система» (б) и «двигатель-—систе-
ма» (в).
ческая составляющая изменяется по экспоненциальному
закону с постоянной времени Та,с, определяемой соот-
ношением индуктивного xic и активного /?Гс сопротив-
лений конечной схемы. Тогда значения токов к. з., необ-
ходимые для выбора проводников и аппаратов, опреде-
лятся весьма просто:
Л1, О Л1. С ^б/-^Ес’
п, 1 п» С’
уд, max == ^у, с 1^2 /п, с,
(5.13)
а, с.
где ударный коэффициент &у.с=1~Ье
166
Многочисленные расчеты, произведенные для ха-
рактерных расчетных точек к. з. на электростанциях и
подстанциях, дали возможность получить некоторые
обобщенные значения постоянной времени Та,с
и ударного коэффициента йу,с (табл. 5.3).
Таблица 5. 3. Обобщенные показатели для схемы вида
.система"
Точка к. з. ^с/^с Г ,с 1 а» с* «у.е
На присоединении РУ повышенного напряжения станции 40 0,13 1,92
На присоединении РУ повышенного напряжения подстанции 15 0,05 1,8
На присоединении РУ вторичного напряжения подстанции 20 0,06 1,85
За линейным реактором на станции 30 0,1 1,90
За кабельной линией 6—10 кВ 3 0,01 1,4
За трансформатором с SH0M=C 1 000 кВ-А* 6,3 0,02 1,6
Расчет токов к. з. в схеме вида «генератор—система»
(рис. 5.17, б)
Если электрическая удаленность некоторых источни-
ков от расчетной точки к. з. равна нулю, то их следует
выделить особо (источник «генератор» Г), объединив
все остальные удаленные источники в один эквивалент-
ный—«система» С. В результате получается конечная
двухлучевая схема замещения. Схема замещения данно-
го вида типична для выбора проводников и аппаратов
на генераторном напряжении (точки К4 на рис. 5.16,а, б,
где в источник Г выделяют соответственно Г1—Г2 и
Г1), а также на стороне 6—10 кВ подстанций в местах
присоединения синхронных компенсаторов (точка К5 на
рис. 5.16,в, где источником Г является компенсатор
СК). -
Периодическая составляющая тока к. з. от источника
Г изменяется во времени по сложному закону, тогда
как периодический ток от источника С /п,с можно счи-
тать неизменным по амплитуде. Апериодические состав-
ляющие токов к. з. от обоих источников затухают по
экспоненциальному закону с постоянными времени,
167
определяемыми параметрами своих ветвей. Периодиче-
ские и апериодические составляющие тока в месте к. з.
определяют суммированием соответствующих токов обо-
их источников.
Токи к. з. от источника С определяют аналогичным
предыдущему случаю образом согласно (5.13). Посто-
янную времени Та,с можно принять равной 0,06 с.
Начальное значение периодической составляющей
тока источника Г находят через его сверхпереходные
параметры — ЭДС Е"г и сопротивление х"г:
1п.^ = (Е"г/х'\)16. (5.14)
• *
Для определения периодического тока от источника
Г к моменту времени т рекомендуется пользоваться ти-
повыми кривыми, которые приведены в П5.1. Для этой
цели вычисляют кратность начального значения перио-
дической составляющей тока к. з. Г по отношению к его
номинальному току /ном: Ап,го(н)=/п,го/Люм; по этому зна-
чению находят нужную кривую и по ней для t—x опре-
деляют кратность искомого тока по отношению к на-
чальному значению = r, г0- Тогда
Л.г^ГЛ.го- (5.15)
Ударный ток источника Г:
IyK,maX.^ky.rV2 (5.16)
Постоянная времени Т'а.г относится к числу парамет-
ров генератора, ее находят из справочника.
Расчет токов к. з. в схеме вида «двигатель—система»
(рис. 5.17,в)
Схему замещения указанного вида составляют для
расчета токов к. з. в электроустановке с двигателями,
которые непосредственно связаны с расчетной точкой
к. з.: РУ 6—10 кВ собственных нужд атомных и тепло-
вых электростанций (точка Кб на рис. 5.16,6) или про-
мышленных подстанций (точка К1 на рис. 5.16,в при
наличии двигательной нагрузки).
Для упрощения расчета группу электродвигателей,
в общем случае синхронных и асинхронных, объединя-
ла
ют в один Эквивалентный двигатель (источник Д) сум-
марной мощности с усредненными параметрами. При
к. з. электродвигатели ведут себя как генераторы, под-
питывая место к. з. Для двигателей высокого напряже-
ния изменением частоты вращения за время отключения
к. з. можно пренебречь.
Вся остальная часть схемы с удаленными источника-
ми свертывается в ветвь «система». Таким образом, как
и в предыдущем случае, получается двухлучевая конеч-
ная схема замещения. Поэтому общий подход к расчету
токов к. з. в рассматриваемой схеме аналогичен подходу
в схеме вида «генератор — система». Основное отличие
состоит в методике определения токов к. з. от источни-
ка Д.
Ток к. з. от группы электродвигателей можно рассчи-
тать с индивидуальным учетом каждого двигателя и
с групповым учетом. Для выбора аппаратов и провод-
ников целесообразен более простой, хотя и менее точ-
ный, способ группового учета. Определение параметров
эквивалентного двигателя, обобществляющего группу
двигателей, производят в соответствии с поставленной
целью как средневзвешенные по начальным периодиче-
ским токам отдельных двигателей.
Начальный периодический ток асинхронного двигате-
ля можно с достаточной точностью приравнять его пу-
сковому току:
/п,дО=/пуск—ЛтускЛтом- . (5.17)
*
Для синхронных двигателей, работающих с перевоз-
буждением,
7п,Д0— 1 ДЛгускЛтом, (5.18)
* *
где /пуск — кратность пускового тока по отношению к но-
минальному /ном-
Для секции собственных нужд ТЭС были определе-
ны следующие значения параметров эквивалентного
двигателя: кратность пускового тока /пуск,д—5,6; коэф-
фициент мощности cos (рд=0,87; КПД т)д=0,94; посто-
янная времени периодической составляющей тока к. з.
7\=0,07 с; постоянная времени апериодической состав-
ляющей тока к. з. Та,д=0,04 с.
Тогда начальное значение периодической составляю-
щей тока к. з., кА, от эквивалентного двигателя секции-
169
(источника Д) определится следующим выражением:
I ---- J ______Д__________Л А Л|ОЧ, Д /С <QX
'п. до 1 пуск, д —+,L/ т [О. lit)
* Чд cos Чл" 3 ^ном U'«>"
где РНом,д — номинальная мощность эквивалентного дви-
гателя Д, равная сумме номинальных мощностей двига-
телей секции (группы), МВт; (7НОм — номинальное на-
пряжение двигателя Д, кВ.
Остальные необходимые значения тока к. з. от источ-
ника Д вычисляют следующим образом:
периодическая составляющая тока к. з. к моменту т
^д.г=/п.дов"^Г'А; (5.20)
апериодическая составляющая тока к. з. к моменту т
= (5.21)
ударный ток
^уд. max. д = ^у, д 1^2 /п> tte; (5.22)
kyi^e^IT'A + e^'miT,i’A=l,65. (5.23)
Определение импульса квадратичного тока к. з.
Импульс квадратичного тока к. з. характеризует его
термическое действие за время отключения iom\
/ *
отк
В — j i^dt.
о
Полный ток к. з. 1к — сложная функция от времени,
и потому строгий аналитический расчет без использо-
вания цифровой ЭВМ невыполним. В основу упрощен-
ного метода расчета импульса квадратичного тока по-
ложены следующие соображения: раздельное определе-
ние импульсов от периодической Ва и апериодической
Ва составляющих тока к. з. с их последующим сумми-
рованием; импульс Ва определяют во всех случаях ана-
литически, исходя из экспоненциального закона измене-
ния апериодических составляющих токов к. з.; метод
расчета импульса Вп выбирают в зависимости от вида
расчетной схемы замещения.
Для схемы вида «система» сразу вычисляют импульс
от полного тока к. з., причем расчетное выражение по-
170
лучается весьма простым:
5=72пс(/отк4-7’а>с). (5.24)
Значительно сложнее определить импульс в двухлу-
чевой схеме, где ток в месте к. з. складывается из токов
двух источников.
В схеме вида «генератор — система» для расчета им-
пульса от периодической составляющей тока к. з. ис-
пользуют кривые относительных импульсов — токовых
Q и квадратичных токовых В (см. П5.2).-Относительный
* -
импульс — это отношение импульса от затухающего пе-
риодического тока к. з. генератора к импульсу от неза-
тухающего тока. При использовании относительных им-
пульсов выражение для расчета Вп получит вид:
= U (/’п. С + 2/п, л, roQ + /ап, Г0В). (5.25)
• •
Импульс от апериодической составляющей тока в ме-
сте к»з. вычисляют следующим образом:
О ._ /2 'J' I /2 I 47П|С/П>[.О_ -
/Ja 7 п, с2 а, с —Г 2 п, го2 а, г “Г* j/7^ с 4" /^а г ’
Если в схеме вида «двигатель — система» источник
«двигатель» представляет собой группу разнотипных
двигателей синхронного и асинхронного типов, то им-
пульсы от периодической и апериодической составляю-
щих тока в месте к. з. определяют раздельно. В этом
случае расчетные выражения получают громоздкими:
Ва = /2п, eU + 2/п.с/п. ДОГ д (1 - +
+ O,5/,,\o7\(l-e 2i™IT\ (5.27)
fia = (4.c + /n.JaTa,cx(l-^ ота/а^), (5.28)
'Г _____^a, с7п, с + ?a, дЛ1, до
ла,сх z _L I
z П , С Г 1 II , до
Если в группе двигателей преобладают асинхронные,
то формулы для В„ и Вл упрощаются и могут быть объ-
единены в одно общее выражение:
В=12п,е (/отк-|-7’,11('т;) -ЬЗ/п.сЛт.доХ
X (7'/д-)-7'а,сх) +/2п,до(О,5Т/д-|-7’а,сх) • (5.29)
171
Пример 5.1. Задание. Выбрать структурную схему для КЭС
с четырьмя пылеугольными энергоблоками мощностью по 500 МВт.
Исходные данные. КЭС сооружается в европейской части
СССР. Вырабатываемая ею электроэнергия будет выдаваться на
двух напряжениях (рис. 5.18,а): тремя линиями 500 кВ в систему С
и двумя двухцепными линиями 220 кВ местному промышленному
0 Ч- 8 12 16 t,4 0 4 8 12 16 t,4
6) .
Рис. 5.18. Исходные данные для примера 5.1.
а — схема присоединения электростанции к системе; б — суточные графики
нагрузки местного района; в —суточные графики нагрузки генераторов.
району нагрузки (характерные суточные графики показаны на
рис. 5.18,6). Аварийный резерв системы Р1,ез=700 МВт. Допусти-
мая потеря генерирующей мощности по условию устойчивости
Рдоп,уст=900 МВт. КЭС работает в базовом режиме (рис. 5.18,б).
Зимой (213 сут) работают все четыре блока, летом (152 сут)—три.
В летнее время проводят ремонты энергоблоков. Средняя продолжи-
тельность ремонта блока Т Б =600 ч/год=600/24=25 сут/год;
Гтех.тп i п=0,5Риом,г=250 МВт. Мощность собственных нужд КЭС
Гс.н=0,06 Ркэс.
172
Решение. 1. Согласно указаниям § 5.3 составляем ряд тех-
нически возможных вариантов структурной схемы (представлен на
рис. 4.5). Максимальная нагрузка сети 220 кВ (300 МВт) значитель-
но меньше .мощности блока (500 МВт). Поэтому в вариантах
с отдельными АТС между РУ высшего и среднего напряжений
к РУ 220 кВ целесообразно присоединить только один блок (ва-
риант 1) или осуществлять электроснабжение сети 220 кВ через
два АТС (АТС1 и АТС2), подключив все блоки к РУ 500 кВ (ва-
риант 2). Применение двух повышающих блочных автотрансформа-
торов (АТБ1 и АТБ2) .позволяет .подключить к РУ 220 кВ два бло-
ка (вариант 3). Избыточная генерируемая мощность этих блоков
будет передаваться через АТБ из РУ 220 кВ в РУ 500 кВ.
Генераторы соединяем с повышающими трансформаторами по
схеме единичного блока. Применение укрупненных или объединен-
ных блоков .исключается, так как мощность такого блока будет пре-
вышать Рд оп, у с т =900 МВт. Генераторные выключатели предусмат-
риваем лишь в блоках с повышающими автотрансформаторами ва-
рианта 3. Вопрос об установке генераторных выключателей в дру-
гих блоках решается при проектировании электрических схем РУ
500 и 220 кВ.
2. Выбираем трансформаторы и автотрансформаторы.
Расчетная мощность трансформатора блока по (5.2)
-^расч —
500-0,06-500
' 0?85
=553 МВ-А.
Поскольку летний суточный график нагрузки трансформатора
(рис. 5.19,а) довольно ровный (Следовательно, Ап-,сист=1), выби-
раем согласно (5.1) номинальную мощность, ближайшую большую
по отношению к расчетной, т. е.
5иом=630 МВ-А.
Таким образом, к РУ 500 кВ (варианты 1 и 2) генераторы под-
ключаем через трансформаторы типа ТЦ-630000/500, а к РУ 220 кВ
(варианты 1 ч 3) — через трансформаторы типа ТЦ-630000/220.
В варианте 1 связь между РУ 500 и 220 кВ должна быть очень
надежной, так как энергоблок Г4 не может работать изолированно
на сеть 220 кВ: минимальная нагрузка местного района меньше
Ртех,mi п блока. Поэтому выбираем два автотрансформатора связи:
АТС1 и АТС2.
Для оценки 5Расч “строим графики нагрузки АТС1 (АТС2)
в нормальном режиме (ри.с. 5.19,6), откуда видно, что максималь-
ная нагрузка на каждый АТС составляет 130 МВ-А, а при отказе
одного АТС —260 МВ-А. ,
При отказе блока Г4 йимой максимальная нагрузка на один
АТС будет равна:
1 Ртах 1 300
SATC = 2 cos? = 2 6785=177 МВ-А.
При отказе АТС летом, когда блок № 4 выведен в плановый
ремонт, оставшийся в работе АТС будет передавать мощность
*250
SATC = (785=294 МВ-А.
173
5,MB-A
Рис. 5.19. Суточные гра-
фики нагрузок трансфор-
маторов.
а —блочных 1^0 =
—7780 ч/год); б — автотранс-
форматоров связи (вариант 1,
Ди”7® Ч/Г°Д); в— блоч-
ных автотрансформаторов
(вариант 3, Ттах для НН,
СН и ВН соответственно
равно 7780, 5340 и
6750 ч/год).
Анализ нормального и аварийного режимов показывает, что '
5расч=294 МВ-А. Согласно (5.1)
Зрасч 294
ri 4 2Ю МВ-А.
«-и, ав * > ч
Выбираем два. автотрансформатора типа АТДЦТН с SH0M=
=250 МВ-А.
В варианте 2 для обеспечения необходимой надежности элек-
троснабжения промышленного района нагрузки предусматриваем
174
также два автотрансформатора связи АТС! и АТС2. При отказе
одного АТС зимой
300
Ярасч — у §5 =353 МВ-А.
Тогда
5 раса 353
Яном>-^=1-4=252 МВ-А.
'41, ав 1, ч
С учетом возможности дальнейшего роста нагрузки сети 220 кВ
выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН с SHOm=
=320 МВ-А.
Расчетную мощность повышающего автотрансформатора в ва-
рианте 3 определяем по (5.4)
500 — 30
5Расч = 0,85• 0,54 = 1020 А’
500 — 230 Л _
где ^тИП= 500 —0,54.
Ввиду отсутствия трехфазных автотрансформаторов на расчет-
ные параметры выбираем группу из однофазных трансформаторов
типа АОДЦТН с SHOM=333 МВ-А и номинальной мощностью тре-
тичной обмотки, равной типовой мощности:
Shom,н=Ятип=^типЯном=0,54*333= 180 МВ-А.
На рис. 5.19,б представлены графики нагрузки иа сторонах
низшего, среднего и высшего напряжений АТБ1 (АТБ2). Макси-
мальная нагрузка на стороне BII равна 959 МВ-А, что меньше но-
минальной мощности группы 1000 МВ-А.
Поскольку пускорезервные трансформаторы собственных нужд
ТСН-ПР в рассматриваемых вариантах структурной схемы подклю-
чаются по-разному, то их также надо учитывать при определении
технико-экономических показателей. Расчетную мощность ТСН-ПР
принимаем ориентировочно равной расчетной мощности собственных
нужд блока:
0,06-500
Яраст=^-о78—=37,5 МВ'А-
Выбираем два пускорезервных трансформатора (ТСН-ПР) типа
ТРДН с Shom=40 МВ-А. В табл. 5.4 приведены параметры выбран-
ных трансформаторов и автотрансформаторов, необходимые для
расчета технико-экономических показателей.
Далее'рассчитываем технико-экономические показатели вариан-
тов для двух случаев: а) резервные трансформаторы отсутствуют;
б) резервные трансформаторы предусмотрены — резервный трехфаз-
ный трансформатор 630 МВ-А для трех блоков (Г1—ГЗ) в вариан-
те 1 и для четырех блоков (Г1—Г4) в варианте 2, резервная фаза
333 МВ-А для двух групп однофазных автотрансформаторов
(АТБ1, АТБ2) в варианте 3.
3. Определяем капиталовложения в учитываемое электрообору-
дование сопоставляемых вариантов структурной схемы.
175
Та блица 5.4. Параметры трансформаторов и автотрансформаторов
00
00
6^
о о о о
"«CQ а, « со ю ю СО
Оо
со
m 'ф
о О ю О О
О1 О1 OJ о
а, « "ф со О1 OJ
в’ руб. ю
CQ СО . Ю 00 о о &
К. тыс to to ф о со ю со со
о о о
со со
OJ сч OJ
§ О' о я S’
ю ю to
О' о о
о ( 1 о
/500 OJ OJ о о ю о о О1 о со со
О о CN со со
о о . о о Ё Е Е
30 S Д’ Д Й
со ю Е( С( с(-
Д д Е- О
<
ё
о
Д'
1) 1 кВ 03 а
й О о
о
о to ^"4 сч СО
§ II II 03 са 03
X ж =s S 03 S а а % S 03 ES
О-. Оч
CJ CJ 03 а 03
И CQ со
ИМ( § и о «)
ч к
и X)
176
Из справочника [15] находим следующие стоимости ячеек вы-
ключателей: 500 кВ — 350 тыс. руб., 220 кВ — 85 тыс. руб., 35 кВ —•
10 тыс. руб., 20 кВ (генераторные выключатели) —40 тыс. руб. Для
перехода от заводской к расчетной стоимости трансформаторов и
автотрансформаторов попользуем коэффициент у из табл. 5.2.
В результате капиталовложения согласно (5.8) составят:
по варианту 1 (согласно рис. 4.5,а чйсло учитываемых в РУ
ячеек составляет: 500 кВ — 5; 220 кВ — 3; 35 кВ — 2):
а) Z(i=(l,4-418,5+3-1,35-555+2-1,35-300+2-1,6-60)+(5-350 +
+3-85+2-10) =3838+2025=5863 тыс. руб.;
>б) /(4=5863+1,35-555=6613 тыс. руб.;
по варианту 2 (согласно рис. 4.5,6 число учитываемых в РУ
ячеек составляет: 500 кВ — 6; 220 кВ — 2; 35 кВ—2):
а) Л2= (4-1,35-555+2-1,35-350+2-1,6-60)+(6-350+2-85+2-10) =
=4137+2290=6427 тыс. руб.;
б) ^=6427+1,35-555=7177 тыс. руб.;
по варианту 3 (согласно рис. 4.5,в число учитываемых в РУ
ячеек составляет: 500 кВ — 2; 220 кВ — 6; 20 кВ — 2):
а) Х3=2-1,4-418,5+6-1,3-335+2-1,4-85+(2-350+6-85+2-40)=
=4028+1290=5318 тыс. руб.;
б) ./(3=5318+1,3-335=5753 тыс. руб.
4. Вычисляем годовые потери энергии в трансформаторах и
автотрансформ аторах.
В трансформаторе блока, присоединенном к РУ 500 кВ (трафи-
ки наТрузки см. на рис. 5.19,а), согласно (4.6) получим:
ДЙ7ПОТ = 420-24 [213+ (152 —25)] + 1300-213 f 8 +
1 \UOv/
/553\2 1 Г/435\2
+ 630 16 +1300 С52 - 25> 630 8 +
, /553\2 |
+(бзо) 16] =
3,43- 10s + 6,63- 10s кВт-ч/год.
В трансформаторе блока, подключенного к РУ 220 кВ:
ДГПОТ = 320-24 [213+ (152 — 25)] + 1300-213
/318\2
[630j 8 +
(553\2 4 Г/435\а
530 161+1300(152-25) ёзо 8 +
+ ^630j 16j=2,61 • 10е + 6,63- 10s кВт-ч/год.
В автотрансформаторе связи варианта 1 по (4.6) и графикам
рис. 5.19,6 находим:
пот = 225 -8760 + 550 -213 £ 250 8 + ^250^ ? +
, /112\2 /100\а 1 _ Г/124\2
+(г5оу 6 + (250J 3J+550’152 [(^250у 8 +
(130\2 1
2501 16 1 = 1,97- 10s + 0,99- 10s кВт-ч/год.
12—1342
177
В автотрансформаторе связи варианта 2 по (4.6) н графикам
рис. 5.18,6 получим:
ДГПОТ = 290-8760+ 670-213 Q 85 3 Q 8 +
/ 250 V 7. 280 V
^2-0,85-320 ) 7 + 2-0,85-320 }
/ 300 V 3 /
+( 2-0,85-320 j 3J+670-152 Ц
/ 250 . V I
+(~2-0 85-320 Ю =2,54-10» +1,1-10» кВтч/год.
Для расчета потерь энергии в трехобмоточных автотрансформа-
торах блоков АТБ1 и АТБ2 (вариант 3) предварительно по (4.8)
и (4.9) определяем потери мощности (а=1):
„ „ / „ 407 288 \
рв = 0,5 ^480 + 9,542 *-9,542 1—444 кВт;
о 288 407 V
Рс — 0,5 ( 480 + Q 5^2 “0,542 ) —36 кВт;
п г / 407 288 \
РН = °.5 ("0,542 + 0^542" — 480) = 950 кВт’
Потери энергии в АТБ определяем по (4.7) и графика
рис. 5.19,в;
ДГП0Г = 3.140-8760 + 3-444 {213 8 + (^^7 +
(941 \2 / 929 V 1 Г / \2
Поосг) 6 + ( 1000 ) 3] + 152 ( 1000 ) 8 +
, I 683 V 11 ( ГI 212 V
"Ь [ 1000 j 6 / + 3’36 |213 |у 1009 J 8 +
/ 406 у / 388 у / 376 у ]
юоо J 7+\ юоо J 6 + yiooo у 31 +
= 3,68-10»+ 13,03-10» кВт-ч/год.
178
Суммарные годовые потери энергии по вариантам:
вариант 1
Д^Гцот = ЗДГПОТ, Т1 + л^пот> Т4 + 2ЖПОТ, АТС ~
= (3-3,43 + 2,61 4-2-1,97) 10’+ (3-6,63 + 6,63 + 2-0,99) 10’=
= 16,84-10’ + 28,49-10’= 45,33-10’ кВт-ч/год;
вариант 2
Д^пот = 4ДГпотТ1+2ДГПОТ1 Атс= (4-3,43+ 2-2,54) 10’ +
+ (4-6,63+ 2-1,1) 10’ = 18,80-10’+ 28,72-10’ =
= 47,52-10’ кВт-ч/год;
ДГПОТ = гдг^, Т4 + 2ДГПОТ> АТБ = (2-2,61 + 2~-3,68) 10’ +
+ (2-6,63 + 2-13,03) 10’ = 12,58-10’ + 39,32-10’ = '
= 51,9-10’ кВт-ч/год.
Для сопоставления определяем годовые потери энергии в транс-
форматорах и автотрансформаторах варианта 1 приближенно по
(4.10), Предполагая, что графики нагрузок в задании отсутствуют
и известны лишь максимальная нагрузка и число часов ее исполь-
зования для сети 220 кВ (Т,„ах=6780 ч/год) и число часов исполь-
зования установленной мощности генераторов (ТуОт=7000 ч/год).
Тогда годовые потери энергии составят:
в трансформаторе блока, подключенного к РУ 500 кВ (соглас-
но РИС. 4.2 ДЛЯ 7’тах=7000 Ч/ГОД Т=5500 Ч/ГОД), Д1Гпот=
/553V
=420(8760—600)4-1300 5500=3,43-Ю’+5,5-10’ кВт-ч/год;
в трансформаторе блока, присоединенного к РУ 220 кВ, ДЦ7ПОТ=
(553\2
'бзо) 5500=2,61 -10’4-5,5- 10е кВт-ч/год;
<в автотрансформаторе связи (принимаем условно, что его Ттах
равно среднему значению между Ттах сети 220 кВ и Туст генера-
тора, т. е. 7,тах=0,5(6780+7000)=6890 ч/год, тогда согласно
/100\2
рис. 4.2 т=5300 ч/год) ДГПот=225-8760+550( 5300=1,97-10’+
+ 0,466-10’, где максимальная нагрузка АТС в нормальном режиме
принята равной 0,5(500—0,006-500—300)/0,85=100 МВ-А;
суммарные по варианту 1
Д П7п от= (3 -3,43+2,61 +2 • 1,97)' 10’+ (3 • 5,5+5,5+2 • 0,466) 10’=
=16,84• 10’+22,93• 10’=39,77 • 10’ кВт-ч/год.
По сравнению с результатами расчета годовых потерь энергии
по графикам получили погрешность, равную
45,33 — 39,77 „
100=12,2%.
45,33
12*
179
5. Определяем стоимость годовых потерь энергии в трансформа-
торах и автотрансформаторах.
Число часов использования максимальной нагрузки Ттах при-
ведено на каждом графике нагрузки трансформаторов и автотранс-
форматоров. Во всех случаях, кроме графика нагрузки стороны СН
автотрансформатора блока, Ттах>6500 ч/год. Поэтому можно
принять, что Pi=02. Учитывая малые потери ДД^пот.сн АТБ, здесь
также примем, что [3i=ap2-
По расчетной кривой 1 на рис. 4.1 при Ттгаж>6500 ч/год нахо-
дим |31=р2=1,15 коп/(кВт-ч) = 1,15-IO-2 руб/(кВт-ч).
Стоимость годовых потерь энергии по вариантам:
вариант 1
р|ДЦ7пот=1,15-10-2-45,3'3-10в=521 тыс. руб/год;
'вариант 2
0Д№пот=1,15-10-2-47,52- 10в=546 тыс. руб/год;
вариант 3
0ДЦ+от=1,15-10-2-51,9-10в=596 тыс. руб/год.
6. Среднегодовой ущерб от ненадежности структурной схемы
был определен ранее в примере 4.1. Его значение приводим в ито-
говой таблице технико-экономических показателей вариантов
(табл. 5.5).
Таблица 5. 5. Технико-экономические показатели вариантов
структурной схемы КЭС
Показатели вариантов Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
а 6 а 6 а б
К, тыс. руб. 5863 6613 6427 7177 5318 5753
PMFIICT, тыс. руб/год 521 521 546 546 596 596
0,204 К, тыс.руб/год 1198 1350 1310 1465 1086 1174
0,204 К+рДТС+т, тыс.руб/год 1719 1871 1856 2011 1682 1770
У, тыс.руб/год 3 = 0,204 К+ +«+„. +У {тыс.руб/год 1260 253 1500 150 2620 600
2979 2124 3351 2161 4302 2370
1 % 140 100 158 102 202 112
7. Определяем приведенные затраты согласно (4.4), причем
(pH4.a_|_b)=:0,12+0,064+0,02=0,204.
Как видно из табл. 5.5, в случае отсутствия резервных транс-
форматоров (подварианты «а») среднегодовой ущерб при принятом
значении удельного ущерба 0,15 руб/(«Вт-ч) составляет примерно
половину приведенных затрат, а при их наличии (подварианты
«б»)—7—25%. В зону равноэкономичных решений вошли под-
варианты 16 и 26. Учитывая, что подвариант 16 более благоприятен
для развития нагрузки сети 220 кВ и, кроме того, имеет меньшие
капиталовложения и потери энергии, принимаем его к исполнению.
Если принять значение удельного ущерба 0,015 руб/(кВт-ч),
то доля среднегодового ущерба в приведенных затратах составляет
в вариантах без резервных трансформаторов 6,8—13,5%, а с ними
180
0,33—1,3%. В результате по минимуму приведенных затрат оказы-
ваются наилучшими варианты 1а и 36.
Пример 5.2. Задание. Выбрать схему электрических соеди-
нений для РУ 500 кВ КЭС 4X500 МВт.
Исходные данные — см. пример 5.1 и рис. 5.18.
Решение. В примере 5.1 на основании технико-экономическо-
го сопоставления трех вариантов структурной схемы был выбрав
вариант 1 (см. рис. 4.5,а). Согласно этому решению к РУ 500 кВ
присоединены три блока мощностью по 500 МВт, два автотранс-
форматора связи с РУ 220 кВ мощностью по 250 МВ-А и три ли-
нии электропередачи, по которым вырабатываемая электроэнергия
передается в систему, т. е. всего восемь присоединений. Дальнейший
расчет ведется согласно указаниям § 5.5.
1. Намечаем шесть вариантов электрической схемы проектируе-
мого РУ 500 кВ, удовлетворяющих требованиям НТП (см. рис. 4.6):
1 — полуторная схема; 2 — шины — трансформаторы с коммутацией
других присоединений по схеме 3/2; 3 — схема 4/3; 4 — два свя-
занных четырехугольника; 5 — полуторная схема с секционирова-
нием сборных шин; 6 — схема ГТЛ с уравнительным многоугольни-
ком, совмещенным с обходной системой шин.
Следует попутно обратить внимание на то, что в варианте 4
(см. рис. 4.6,г) два четырехугольника связаны между собой двумя
перемычками, тогда как в аналогичной схеме на рис. 5.14,е выпол-
нена только одна перемычка. Объясняется это тем, что в первом
случае между неидентичными по присоединениям четырехугольни-
ками им5ет место большой переток мощности и соответственно тре-
буется сильная связь, тогда как во втором случае оба четырех-
угольника идентичны (два блока—две линии) и сбалансированы
по мощности (см. рис. 5.14,а), т. е. связь между ними слабая.
Для каждого варианта схемы рассматриваем два подварианта:
а) без генераторных выключателей ВГ; б) с генераторными выклю-
чателями.
2. Определяем капиталовложения в РУ каждого варианта, при-
нимая к установке воздушные выключатели. По справочным мате-
риалам стоимость ячейки с воздушным выключателем 500 кВ равна
350 тыс. руб., ячейки с воздушным выключателем 20 кВ —
40 тыс. руб. Результаты расчета представлены в табл. 5.6.
3. Вычисляем недоотпуск электроэнергии в систему из-за ава-
рийных ситуаций в РУ и вытекающий отсюда среднегодовой ущерб
(расчет см. в примере 4.2fca его результаты — в табл. 5.6).
4. Определяем повариантно ущерб от ненадежности РУ и гене-
раторных выключателей. Расчет выполнен в примере 4.2, а его ре-
зультаты приведены в табл. 5.6.
5. Находим приведенные затраты 3 для каждого варианта.
Расчетная формула (4.4) получает следующий вид:
3=^(0,124-0,0644-0,02)К+У=0,204К-4-У.
Результаты вычислений даны в табл. 5.6.
6. Проанализируем полученные результаты.
По минимуму приведенных затрат лучшим оказался подвариант
6а — ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником без генера-
торных выключателей. Приведенные затраты остальных вариантов
на 13% и более выше затрат подварианта 6а.
Без учета ущерба в равноэкоиомичную зону вошли бы вариан-
ты: шины — трансформаторы (подварианты 2а и 26) и ГТЛ с урав-
181
Технико-экономические показатели вариантов схем РУ
I
Не нительно-обходным многоугольником (подвариаиты 6а и 66). Одна-
ко ущерб от ненадежности схемы ТТЛ с уравнительно-обходным
.’•многоугольником значительно меньше, чем в схеме шины — транс-
форматоры. Объясняется это благоприятным для ГТЛ сочетанием
присоединений: число блоков равно числу линий, а автотрансфор-
маторы связи включаются в уравнительно-обходной многоугольник
между вершинами присоединений ГТЛ.
К Установка генераторных выключателей для проектируемой КЭС
оказалась неоправданной, что объясняется базовым режимом ее ра-
боты. При необходимости режимных отключений энергоблоков (на-
В пример, при цРеж=18 1/год) значения приведенных затрат в под-’
И. вариантах 6а и 66 сближаются (Звб=1,093ва). Учитывая
Рис. 5.20. Исходные
мера 5.3.
данные (а) и схема замещения (б) для при-
183
182
современную тенденцию к ужесточению требований маневренности
энергоблоков, а также значительное сокращение числа операций
выключателями 6 кВ в системе собственных нужд (см. § 6.5) при
наличии генераторных выключателей, выбираем окончательно ва-
риант схемы генератор — трансформатор — линия с уравнительно-
обходным многоугольником и генераторными выключателями.
Пример 5.3. Задание. Для ТЭЦ 4X100 МВт блочного типа,
схема которой представлена на рис. 5.20,а, рассчитать токи к. з.,
выбрать средства их ограничения (если они необходимы) и выбрать
выключатель В1 и разъединитель Р1 в цепи генератора.
Исходные данные. Станция работает в системе с уста-
новленной мощностью 2000 МВ - А и сопротивлением 0,9 оти. ед.
Параметры генераторов: номинальная мощность РЯОм,г=100 МВт,
cos фг=0,85; х"<г=0,183. Генераторы работают в блоке с трансфор-
*
маторами мощностью •Shom,t=125 МВ-А и ик=11%. Ответвлением
от блоков получает питание местная нагрузка, максимальная мощ-
ность которой равна 90 МВт при cos ф=0,85. Местная нагрузка
равномерно распределена между всеми блоками станции. Питание
ее осуществляется кабельными линиями Кб! с алюминиевыми жи-
лами сечением 185 мм2 (%о=О,О77 Ом/км, /?о=О,167 Ом/км), дли-
ной 1,7 км. В РУ потребителей установлены выключатели ВМП-10К,
а кабельные линии распределительной сети (К62) имеют сечение
жилы 95 мм2.
Как на линиях питающей сети, так и на линиях распредели-
тельной сети установлена максимальная токовая защита с выдерж-
ками времени ^защ 1,0 и 0,5 с соответственно.
Решение. 1. Составляем схему замещения (рис. 5.20,6) и
определяем ее параметры.
Расчет ведется в системе относительных единиц, поэтому надо
принять базовые условия: за базовую мощность принимаем номи-
нальную мощность системы, за базовое напряжение — среднее но-
минальное напряжение ступени к. з., т. е. S 6=2000 МВ-А, U6=
=10,5 кВ. Тогда
' 5б________2000
б~ "КГ-10,5
110 кА.
Далее рассчитываем сопротивления элементов схемы замещения:
5б 2000
=Хс 5^7 = 0’9200б'=0-9 отн- ед';
_________ __ ____«к% $б _ 11 2000_______
Х2_х3 — — хй— 100 5homiT 1Q0 125 — ,7°’
5б 2000
Xg Xg Xg Xg &!d с =0, 183 c e 3,11:
°НОМ,Г 11/,о
5б 2000
= xj тд—=0,077 1,7 =2,38;
ср >
R.n=R0lS6/U2B р=0,167 • 1,7 • 2000/10,52=5,15.
2. Выявляем необходимость применения средств ограничения
токов к. з.
184
Распределительное устройство 10 кВ ТЭЦ предполагается вы-
полнить комплектным с малообъемными масляными выключателями
типа ВМП-10К. Таким образом, ток к. з. в точке Л7 (7ki) должев
обеспечивать установку на линиях К61 выключателей типа ВМП-10К
(/к15~Цэд) и прокладку кабелей с сечением жилы 185 мм2 Цк^
^-Ттер.К 61)
Ток к. з. в точке /С? должен отвечать требованиям термической
стойкости кабеля К62 с сечением жилы 95 мм2 Цкг^тер.кбз) и
электродинамической стойкости выключателя ВМП-10К Цкг^/эд)
(см. § 5.4).
Ток электродинамической стойкости выключателя ВМП-10
/эд=20 кА; ток термической стойкости кабелей определяется со-
гласно (5.9):
_________100-185
тер, кб1 “ Vf;o’+ о, 12 + о+Г~1 ’ к ’
тер, К62 — |/'о^Тро712 + 0,01 °” ’ К
Таким образом,
, ' /к1,доп=16,5 кА; /к2,доп=11,9 кА.
Рассчитаем токи к. з. в точках К1 и К2 без токоопраничиваю-
щих средств. Для точки К/ после преобразований получим расчет-
ную схехщ типа «генератор — система», а для точки К2— типа
«система».
Расчет для точки 1(1:
/1,76 + 3,11
xic — I з
0,9)+ 1,76 = 2,34;
хг==хв=,3,11.
Согласно (5.13) и (5.14)
. 1,08,
7п, с — 2 34 кА, 7п,го“~~з 11^^'— 38,2 кА,
/п,0,к 1=47+38,2=85,2 кА,
что значительно больше, чем /к1,доп=16,5 кА.
Расчет для точки 1(2:
хгс, KiA I 2,34-3,11 .
’ ’ хгс,К1 ~ 2,34 + 3,11 +2-38 ~3'72;
+с = /х2хс+ ' =КЗ,722 + 5,152 = 6,35.
100
Согласно (5.13) /п,о= g g^~=-17,3 кА, что также больше
/к2,доп==11,9 кА.
Таким образом, расчеты токов к. з. показали, что на рассмат-
риваемой станции необходимо ограничивать ток к. з. Для этой цели
185
на ответвлении от блока устанавливаем сдвоенный групповой
реактор.
3. Выбираем токоограничивающий реактор.
Рассчитаем ток утяжеленного рабочего режима, который необ-
ходим для выбора номинального тока реактора. Утяжеленный режим
возникает при отключении одного реактора. Тогда его нагрузка
(90/4=22,5 МВт) распределится равномерно между оставшимися
тремя реакторами, т. е. нагрузка каждого реактора в этом режиме
составит:
22 5
= 22,5 + = 30 МВт.
Ток утяжеленного режима через ветвь сдвоенного реактора1
соответственно равен:
30-103
/утж 1Z— z ~ 968 А.
уж 2г 3 -0,85.10,5
Выбираем реактор РБСГ-10-2Х1000. Далее по (5.10) и (5.10')
рассчитываем сопротивление реактора:
для точки К1
f НО 2,34-3,11 \ 10,5 _
%Р—^16,5 2,34 + 3,11 ;Кз“.11О °>29Ом:
для точки К2
Г /7 ПО V 1 ГО,5
*р=[/(iTTjij) ~5-152 -3-72|тт^Го=0’2170м-
Определяющим оказалось сопротивление для точки К1 —
0,29 Ом. По нему для реактора РБСГ-10-2Х1000 выбираем бли-
жайшее большое сопротивление хР,ном=0,35 Ом (6Св=0,55).
4. Рассчитаем ток к. з. в точках К.1 и К2 с учетом сопротивле-
ния выбранного реактора:
1,73-110 -
х10 — Хрг ном у 0,35 |Q g 6,35 отн. ед.
Точка К1
2,34-3,11 „
= 2,34+ 3,11 35 - 7,69; ,
/п,с=110/7,69= 14,3 .кА</тер,к61=16,5 кА.
Точка К2
х1с = 3,72+ 6,35= 10,07 отн. ед..;
+с = V10.072 + 5,152~ = 11,3 отн. ед.;
110
/п, с — 11, з = 9,75 кА < /тер_ Кб2 = 11 >9 кА-
1 Следует отметить, что в эксплуатации может иметь место не-
симметричная нагрузка ветвей сдвоенною реактора.
186
5. Проверяем выбранный реактор по потере напряжения в нор-
мальном режиме работы, а также на термическую и электродина-
мическую стойкость к току к. з. за реактором (точка К1).
Согласно (5.12)
У'Т-О.Зб ( 22,5
Al7P = ш'. 1С0 2.0,85- 10 КГ °’527~
-0,55------^—7=-— 0,527^ = 1,1о/о,
2-0,85.ЮК 3 )
что меньше допустимого значения, равного 1,5—2%.
Для выбранного реактора
/эд,т.ах==37 кА; /тер—14,6 кА; /твр==8 с.
Чтобы реактор удовлетворял требованиям термической и элек-
тродинамической стойкости, необходимо выполнение следующих
условий:
/уд.тох^/эд.тпах; /3^/2тер/тер.
Согласно (5.13) /Уд,тах=1,эК2 • 14,3=38,4 кА.
Ударный ток к. з. за реактором оказался несколько выше, чем
ток электродинамической стойкости реактора. Однако, учитывая,
е /38,4 — 37 \
что различие между токами меньше 5% I-------yj---- 100 — 3,8% 1>
можно эту погрешность отнести за счет приближенной ме-
тодики расчета токов к. з., которая обычно дает несколько завышен-
ное значййие тока к. з. Таким образом, считаем, что выбранный
реактор обладает достаточной электродинамической стойкостью
к току к. з.
Для проверки реактора на термическую стойкость рассчитываем
.по (5.24) импульс квадратичного тока
В= 14,32( 1,0+0,12-4-0,1) =250 кА2-с,
что меньше /2тер/тер=14,62-8=1710 кА2-с, т. е. реактор удовлетво-’
ряет требованию термической стойкости.
6. Выбираем выключатель В1 и разъединитель Р1 в цепи ге-
нератора.
В соответствии с номинальным напряжением электроустановки
10 кВ и током_утяжеленного режима, равного в цепи генератора
/утж — 117,5/(К 3-0,95-10,5)=6820 А, намечаем выключатель типа
МГ-10-9000/1800 со следующими параметрами [15]: £/ЯОм=10 кВ,
/ном=9000 А.
Далее необходимо намеченный тип выключателя проверить по
коммутационной способности, а также на термическую и электро-
динамическую стойкость к токам к. з. За расчетный вид к. з. при-
нято трехфазное к. з. За расчетную точку принята точка КЗ, при
к. з. в которой через выбираемые аппараты течет ток от трех гене-
раторов (Г2, ГЗ, Г4) и системы С.
Расчетная схема замещения преобразуется в схему типа «си-
стема» с сопротивлением хГс=2,34 отн. ед. (см. п. 2 расчета).
Для проверки выключателей по указанным выше условиям рас-
считываем ток к. з. к моменту размыкания контактов выключателя
187
(/„ T, ia ударный ток к. Э., а также импульс квадратичного то-
ка к. з.:
т = 0,01 + 0,12 = 0,13 с; fore =*= 0,1+0,2 = 0,3 с;
/п>т = /пс= 110/2,34 = 47 кА;
1а>т = К2 /п,+-''/га,с=:/2".47(?-о,1з/о,2 = о,1 кА;
/уд. max = (1 + VТс = 1,95 /Г-47 = 129 кА;
В = 472 (0,3+ 0,2) = ИЗО кА3-с.
Условия выбора и проверки выключателя в соответствии
с § 5.6 удобно ввести в таблицу (табл. 5.7).
Таблица 5.7. Расчетные и номинальные данные к выбору
выключателя и разъединителя
Расчетные величины Номинальные параметры МГ-10-9000/1800 Номинальные параметры РВК-20-7000
UVCT = 10 кВ l’ = 6820 А = 47 кА ^2 /п,т + ia,t = = 47,1 кА /уд» тах ~ 129 кА /п,о = 66,5 кА. В = ИЗО кА2-с <4om=10 кВ Люм 9000 А /ном> ОТК = 90 кА К 2 /НОМ» ОТК ( 1 + Рном) — = 127 кА /эд» тах — ООО кА / = 175 А /Зтер /тер = 852 • 10 = 72 200 кА2-с ^ном ~ 20 кВ1 /ном—7000 А ^эд> тах ~ 250 кА 12 + 7^2.10— 1 тер‘тер—'° 1и— == 56 ЗСО кА2-с —
Из табл. 5.7 следует, что выключатель МГ-10-9000/1800 удов-
летворяет всем условиям выбора и проверки.
Разъединитель Р1 установлен <в той же цепи, что и выключа-
тель В1, поэтому при его выборе используются те же расчетные
величины. Поскольку ток /уТЖ настолько велик, чТЪ нельзя подо-
брать разъединитель с С/Ном=10 кВ, то выбираем разъединитель
типа РВК-20/7000 с t/HOM=20 кВ. Условия выбора и проверки
разъединителя приведены в той же табл. 5.7.
’188
Глава шестая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
6.1. Общие положения
Главными элементами электроустановок собственных
нужд являются машинные агрегаты, представляющие
собой совокупность рабочей машины или механизма
с. н. (насоса, вентилятора, мельницы и т. п.) и привода.
В подавляющем большинстве в качестве привода выби-
рают электродвигатели трехфазного переменного тока,
которые составляют примерно 90% Ьсей нагрузки с. н.
электростанций. Остальные виды электроприемников
с. н. — это электросветильники, обогревательные устрой-
ства и пр. Для питания этих электроприемников необ-
ходимы источники энергии, трансформаторы (реакторы),
распределительные устройства, кабельные сети.
При проектировании электроустановок с. н. рассмот-
рению подлежат следующие основные вопросы: выбор
электродвигателей с. н.; выбор схемы питания электро-
приемннков с. н., включая выбор трансформаторов; рас-
чет токов к. з. и выбор кабелей и электрических аппа-
ратов; расчет самозапуска электродвигателей с. н. после
кратковременных снижений напряжения. Рабочие маши-
ны выбирают при проектировании технологической ча-
сти электростанции (см. § 3.5). Данные по ним переда-
ются проектировщикам-электрикам в виде таблиц-зада-
ний.
Для электростанций, работающих в базовом режи-
ме, проектирование схемы с. н. допустимо производить
после окончания выбора главной электрической схемы.
Такой подход здесь возможен ввиду относительно ред-
ких коммутаций (включений — отключений) генераторов
(блоков). Схема электроснабжения с. н. маневренных
электростанций должна проектироваться совместно
с главной электрической схемой. Схему с. н. нужно вы-
полнить таким образом, чтобы частые коммутации ге-
нераторов (блоков) не снижали ее надежности.
Проектируемая электростанция, работающая в составе
энергосистемы, представляет собой весьма надежный
источник энергии. Поэтому как рабочее, гак и резервное
питание электроприемников с. н. осуществляют путем
189
отбора мощности от главной электрической схемы с по-
мощью понижающих трансформаторов или реакторов.
Лишь для особо ответственных электроприемников с. н.
предусматривают дополнительный независимый источ-
ник энергии: автономный агрегат типа «дизель-генера-
тор» или «газовая турбина — генератор», вспомогатель-
ный генератор на валу главного генератора, аккумуля-
торную батарею с обратимым агрегатом или инвертором.
6.2. Выбор электродвигателей
Электродвигатели выбирают таким образом, чтобы
их электрические и механические параметры соответст-
вовали параметрам приводимых ими рабочих машин во
всех режимах их работы [32]. Во многих случаях подбор
электродвигателей производят заводы-изготовители ра-
бочих машин. Ниже приводится порядок выбора пара-
метров электродвигателей с. н.
Выбор типа электродвигателя
Правильный выбор типа электродвигателя очень ва-
жен, так как именно тип машины определяет основные
ее качества. Агрегаты с. н. размещены практически по
всей территории электростанции, в том числе в помеще-
ниях с неблагоприятным микроклиматом:-с высокойтем-
пературой, большой влажностью или запыленностью,
с воздействием значительных вибраций. Кроме того,
возможны частые операции пуска и останова. В таких
тяжелых условиях электродвигатели должны работать
надежно. Наиболее полно им соответствуют асинхрон-
ные двигатели с короткозамкнутым ротором. Их
конструкция относительно проста, поэтому они надежны
в работе и несложны в обслуживании. В частности, их
пуск осуществляют путем подачи выключателем полного
напряжения сети. Сюда еще следует добавить дешевизну
и широкую номенклатуру параметров и исполнений, на
которые изготовляют асинхронные двигатели с коротко-
замкнутым ротором отечественные заводы. Поэтому
в системе с. н. для подавляющего большинства рабочих
машин и выбирают их в качестве привода.
190
Синхронные двигатели сложнее асинхрон-
ных, и в диапазоне малых и средних мощностей (до 6—
8 МВт) их стоимость заметно выше. Поэтому экономи-
чески целесообразно их применять только для привода
мощных рабочих машин. Синхронные двигатели исполь-
зуют для привода крупных шаровых мельниц, имеющих
малую частоту вращения: мощные асинхронные двигате-
ли с малой частотой вращения не изготовляют ввиду не-
рациональности их конструкции, а установка редуктора
удорожает агрегат и делает его менее надежным. В не-
которых случаях синхронные двигатели применяют для
привода мощных насосов с большим числом часов их
использования (циркуляционные и сетевые насосы).
Применение синхронных двигателей повышает коэффи-
циент мощности электроустановки с. н., так как они
обычно работают с опережающим коэффициентом мощ-
ности (с перевозбуждением). Кроме того, синхронные
двигатели менее чувствительны к понижению напряже-
ния питания, а быстрая форсировка возбуждения позво-
ляет обеспечить их устойчивость даже при значительных
понижениях напряжения. Однако в случае выпадения
синхронного двигателя из синхронизма необходима его
ресинхронизация.
Электродвигатели постоянного тока до-
роги, менее надежны и более сложны в эксплуатации.
Кроме того, они требуют источника энергии постоянного
тока. Поэтому их применяют лишь в особых случаях для
привода рабочих машин малой мощности: а) для при-
вода питателей пыли, которые требуют широкого и
плавного регулирования производительности; б) для
привода резервных маслонасосов турбины, так как по-
следние должны надежно работать даже при полном
исчезновении напряжения переменного тока на электро-
станции.
Выбор типа электродвигателя связан также со спосо-
бом регулирования производительности рабочих машин.
Производительность рабочих машин с. н. можно регули-
ровать трцмя способами:
1) изменением характеристики внешней технологиче-
ской сети, что достигается регулированием дроссельной
задвижкой в трубопроводе при неизменной частоте вра-
щения агрегата (дроссельное регулирование);
2) изменением характеристики рабочей машины (на-
соса или вентилятора), что обеспечивается с помощью
191
направляющего аппарата вентилятора или посредством
поворота лопастей рабочего колеса у насосов и венти-
ляторов осевого типа;
3) изменением частоты вращения рабочей машины,
что достигается регулированием частоты вращения при-
водного двигателя или с помощью муфт скольжения
(гидромуфты, электромагнитной муфты), которые вклю-
чают между валом рабочей машины и двигателем.
Частота вращения асинхронных двигателей с корот-
козамкнутым ротором, а также синхронных двигателей,
как известно, не регулируется. Поэтому при использо-
вании их в качестве привода прибегают к двум первым
способам регулирования производительности или к уста-
новке муфт скольжения. В случае, если необходимо рас-
ширить диапазон регулирования производительности
(например, в тягодутьевых машинах центробежного
типа), выбирают двухскоростные асинхронные двигате-
ли. Переключение обмоток статора двухскоростного дви-
гателя с различным числом пар полюсов позволяет
получить две ступени частоты вращения. Двухскорост-
ные двигатели требуют двух присоединений к РУ с. н.,
т. е. двух кабелей и двух выключателей на каждый
электродвигатель.
Если агрегат имеет тяжелые условия пуска (шаровые
мельницы, машины подъемно-транспортных устройств),
то для него подбирают асинхронный двигатель с двой-
ной беличьей клеткой на роторе, обладающий улучшен-
ной пусковой характеристикой. _ .
Выбор конструктивного исполнения электродвигателя
Конструктивное исполнение двигателя выбирают
в зависимости от места его установки, определяющего
условия внешней среды. Отечественные заводы выпуска-
ют электродвигатели четырех форм исполнения ("откры-
той, защищенной, закрытой и взрывозащищенной) и че-
тырех видов системы охлаждения (естественной, прину-
дительной продуваемой, закрытой обдуваемой и замкну-
той).
В сухих чистых помещениях применяют электродви-
гатели открытого исполнения с естественной (машины
малой мощности) или принудительной продуваемой си-
стемой охлаждения. На ТЭС и АЭС применяют, как
правило, электродвигатели защищенного или закрытого
192
исполнения. В помещениях, где температура может до-
стигать +35°С, а влажность 70% (характерно для тур-
бинных цехов, водонасосных и химводоочистки), уста-
навливают электродвигатели защищенного исполнения.
К этой группе относятся двигатели серий А, А2, ВДС,
ДВДА, ВДД и др. Активные части таких машин заклю-
чены в чугунный корпус.
Система охлаждения зависит от мощности машины.
Двигатели малой мощности имеют естественное воздуш-
ное охлаждение за счет развитой поверхности корпуса.
Для двигателей средней и большой мощности выполня-
ют принудительную циркуляцию охлаждающего воздуха
внутри активных частей статора и ротора. Система внут-
ренней вентиляции может быть радиальнсгй, аксиальной,
тангенциальной или смешанной (для мощных двигате-
лей).
В некоторых помещениях электростанций (напри-
мер, в котельных и на топливоподаче ТЭС) имеют место
особо тяжелые условия внешней среды — повышенная
запыленность или влажность. В этих условиях применя-
ют электродвигатели закрытого исполнения обдуваемые
(серий^АО, АО2, АЗ или ДАЗО и др.) или с замкнутой
системой вентиляции (ATM, АТД, А и др.). Закрытые
двигатели имеют герметичный корпус и влагозащищен-
ную изоляцию обмоток.
В закрытых обдуваемых двигателях применяют воз-
душное охлаждение обдувом поверхности корпуса при
аксиальной или аксиально-радиальной циркуляции воз-
духа. Воздух для наружного охлаждения забираете^ из
помещения вентиляторами и прогоняется вдоль стенки
статора в одном направлении. Во внутренней части соз-
дается движение теплого воздуха по контуру, при кото-
ром происходит его интенсивное соприкосновение с внеш-
ними охлаждаемыми частями машины (или специаль-
ным воздухоохладителем). Если помещение очень запы-
ленное, то предусматривают подвод чистого охлаждаю-
щего воздуха из соседнего незапыленного помещения
или снаружи. При замкнутой системе охлаждения ох-
лаждающее вещество (воздух, вода) циркулирует по
замкнутому контуру. Для его охлаждения предусматри-
вают особые охладители.
Для взрывоопасных помещений (мазутные насосные,
пылезавЪды) выбирают закрытые электродвигатели спе-
циального взрывозащищенного исполнения.
13—1342 193
Выбор частоты вращения электродвигателя
Номинальная частота вращения рабочей машины
определяется технологическим режимом. Номинальную
частоту вращения электродвигателя стараются подо-
брать равной номинальной частоте вращения механиз-
ма. Если это не удается, то рабочую машину и электро-
двигатель сопрягают через редуктор. Редуктор повышает
стоимость агрегата и несколько снижает его. надеж-
ность.
Выбор номинальной мощности электродвигателя
Электродвигатель должен обеспечить расчетную на-
грузку на валу рабочей машины при номинальной ча-
стоте вращения с учетом некоторого запаса. Коэффици-
ент запаса /гзап=1,1-^-1,15 вводят в случаях, если харак-
теристики технологической сети или самого механизма
в процессе эксплуатации (в промежутке между капи-
тальными ремонтами) могут заметно изменяться или
в силу определенных обстоятельств не могут быть опре-
делены достаточно точно. При этом надо избегать не-
оправданного завышения значения /гзап, так как это при-
водит к снижению экономичности электродвигателя.
Таким образом, номинальная мощность двигателя
Рном,д подбирается в общем случае по соотношению
Р ном.дЗ^&запЕ расч- (6.1)
Проверка электродвигателя по условию пуска
Пуск агрегата считается успешным, если агрегат раз-
вернулся из неподвижного состояния до номинальной
(расчетной) частоты вращения и при этом температура
обмоток двигателя не превысила допускаемого значения.
Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором
должны допускать два пуска подряд из холодного со-
стояния и один пуск из горячего состояния.
Для успешного разворота агрегата необходимо, что-
бы вращающий момент двигателя MR превышал момент
сопротивления Мс рабочей машины на всем диапазоне
изменения частоты вращения от 0 до Нном(Ирасч). Для
асинхронного двигателя условие разворота зацисывает-
194
ей 6 общем случае следующим образом:
Л/Д(«)(^-У>Л/С(«), (6.2)
\<>НОМ /
где Мя(п)—моментная характеристика двигателя при
номинальном напряжении (Дом; Ua,t— напряжение на
выводах двигателя во время пуска; AJC(«) —характери-
стика момента сопротивления рабочей машины.
Для большинства двигателей системы с. н. можно
принять, что напряжение питания в процессе пуска оста-
ется неизменным. Лишь для самых мощных двигателей
(Лном,д^2000-^-3000 кВт) следует учитывать снижение
напряжения на секции РУ с. н. во время их пуска. В этом
случае проверку по условию (6.2) надо выполнять после
выбора трансформаторов (реакторов) с. н., параметры
которых влияют на уровень напряжения на шинах РУ
в процессе пуска. Если условие (6.2) не соблюдается, то
следует выбрать асинхронный двигатель с улучшенной
пусковой характеристикой — с двойной беличьей клеткой
на роторе или с глубоким пазом.
Проверку на нагрев электродвигателя при пуске осу-
ществляют сопоставлением времени пуска Д, вычислен-
ного •£ помощью уравнения движения двигателя, с до-
пускаемым временем пуска /п,доп;
бгй-^П.ДОД. (6.3)
Уравнение движения электродвигателя имеет вид:
= - (6.4)
где Tj — механическая постоянная агрегата. Поскольку
моментные характеристики двигателя и механизма
в большинстве случаев сложны, то время пуска опреде-
ляют обычно графическим интегрированием уравнения
движения [55].
Допускаемое время пуска определяют в предполо-
жении, что до пуска двигатель работал с номинальной
нагрузкой, а теплоотдача во время пуска пренебрежимо
мала:
f _____ 150 (9доп Эиом) /С Г\
*П. ДОП / (12___п ,
/ном v пуск U
*
где бдоп и Оном — превышения температуры обмотки ста-
тора над температурой охлаждающей среды соответст-
13* 195
венно допускаемое и при номинальной нагрузке, °C;
/ном — номинальная плотность тока (4—6 А/мм2);
/пуск—кратность пускового тока двигателя по отноше-
нию к номинальному, отн. ед.
6.3. Проектирование схемы электроснабжения
собственных нужд электростанции
В практике проектирования, сооружения и эксплуа-
тации электростанций сложились некоторые общие прин-
ципы построения схемы электроснабжения с. н. Это
упрощает разработку схем с. н. при проектировании кон-
кретных станций, уменьшая возможное количество ва-
риантов решений. Эти общие принципы следующие:
1. Рабочее питание всех видов электроприемников
с. н., включая и особо ответственные, осуществляют пу-
тем отбора мощности на генераторном напряжении глав-
ной электрической схемы с помощью понижающих транс-
форматоров (реакторов). Последние работают раздель-
но, чем достигается ограничение токов к. з. в сети с. н.
и уменьшение влияния к. з. на сети, подключенные к дру-
гим секциям.
2. Для питания электроприемников с. н. в большин-
стве случаев используют два уровня напряжения (рис.
6.1): £71=6-=—10 кВ — для питания мощных электродви-
гателей и U2—0,4-н-0,66 кВ — для питания мелких дви-
гателей, электросветильников и прочей, нагрузки. При
этом используют принцип последовательной двухступен-
чатой трансформации. Лишь для с. н. маломощных ГЭС
и подстанций оказывается возможным использовать од-
но напряжение.
3. Распределительные устройства с. н. выполняют
с одной секционированной системой шин с одним вы-
ключателем на присоединение, с использованием ячеек
КРУ-
4. Резервное питание ответственных и неответствен-
ных электроприемников с. н. обеспечивают также отбо-
ром мощности от главной электрической схемы при со-
блюдении условия, что места присоединения цепей ре-
зервного питания должны быть независимы от мест при-
соединения цепей рабочего питания. Для особо ответ-
ствйнных потребителей с. н. предусматривают дополни-
тельный независимый источник энергии.
196
В общем случае схему Питания с. н. выбирают на
основе технико-экономических вариантных расчетов.
При составлении схем могут варьироваться: значения
напряжений U\ и Uz\ тип, число и мощность трансфор-
маторов рабочего питания; число, мощность и место при-
соединения трансформаторов резервного питания. От
параметров цепей питания с. н. и уровня напряжения
зависят значение расчетного
тока к. з., а следовательно,
типы и параметры электри-
ческих аппаратов и провод-
ников (кабельной сети).
Уровень напряжения влияет,
кроме того, на типы и пара-
метры электроприемников—
электродвигателей и элек-
тросветильников.
Для электроснабжения
с. н. современных отечествен-
ных тепловых и атомных
электростанций применяют,
как правило, напряжения
6 и 0,4 кВ, причем от РУ
6 кВ питают электродвига-
тели мощностью 200 кВт и более. При распределении
электродвигателей между напряжениями 6 и 0,4 кВ
учитывают, что: а) двигатели мощностью менее 200 кВт
на 6 кВ в 1,5—2,3 раза дороже двигателей на 0,4 кВ
(при прочих одинаковых параметрах); б) ’ применение
электродвигателей мощностью более 200 кВт на напря-
жении 0,4 кВ потребовало бы нерационально больших
сечений кабелей.
Переход с напряжений 6/0,4 кВ на 10/0,66 кВ позво-
лил бы снизить токи к. з. и токи нормального режима,
а следовательно, уменьшись параметры электрических
аппаратов и сечения кабелей и токопроводов. В резуль-
тате РУ и кабельная сеть получились бы дешевле. Од-
нако благодаря тому, что стоимость электродвигателей
10 кВ несколько выше стоимости электродвигателей
6 кВ, а КПД — ниже (при прочих одинаковых парамет-
рах), капитальные затраты и годовые издержки на дви-
гатели возрастают. Для мощных ТЭС и АЭС с блоками
500 МВт и более может оказаться более экономичным
применение напряжений 10 и 0,66 кВ. Таким образом,
197
В Перспективе, после Освоения отечественной электро-
промышленностью всей необходимой для собственных
нужд номенклатуры электродвигателей 10 кВ, может
осуществиться повышение уровней напряжения с 6/0,4
на 10/0,66 кВ в системе с. н. мощных ТЭС и АЭС.
При выполнении технико-экономических вариантных
расчетов для каждого варианта схемы вычисляют сле-
дующие технико-экономические показатели:
капиталовложения К, которые складываются из сум-
мы стоимостей варьируемых элементов с. н.: электро-
двигателей Кл, электросветильников Кс, трансформато-
ров Кт, распределительных, устройств Кру> кабельных
сетей К.кб и резервных магистралей Др,м:
К=ка+хс+а;+ ару+ккб+кр. м; (6.6)
годовые потери энергии в электродвигателях ДйАют.д,
в' трансформаторах Д^пот.т и кабельных сетях Д’й7Пот,кб:
ЛЙ'/ПОТ=Ай'/ПОТ,Д~|_ Ай^ПОТ.тЧ- Ди^ПОТ.Кб; (6.7)
среднегодовой недоотпуск электроэнергии в энерго-
систему из-за отказов в электроустановке с. н. (согласно
4.26):
(6-8)
приведенные затраты по (4.4):
3= (рн+а+&) А+рД ^пот+г/о.сЛ^г- (6.9)
Следует обратить внимание на то, что отказы в элек-
троустановке с. н., как правило, ведут к потере гене-
рирующей мощности ДРГ, не превышающей мощности
генератора. Поскольку эта мощность всегда меньше, чем
аварийный резерв в системе, то имеет место только си-
стемный ущерб. Поэтому в выражении (6.9) использо-
вано значение удельного системного ущерба у0,с-
На схему питания с. н. заметное влияние оказывают
следующие факторы:
мощность, состав и ответственность электроприемни-
ков с. н., что в первую очередь определяется типом про-
ектируемой электростанции;
структура и уровни напряжений главной электриче-
ской схемы;
198
режим работы основного оборудования (базовый,
полупиковый или пиковый);
параметры элементов системы с. и., выпускаемых за-
водами.
6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд
‘ Номинальную мощность рабочих трансформаторов
собственных нужд (ТСН) выбирают в соответствии с их
расчетной нагрузкой. С учетом повышенных требований
надежности, предъявляемых к системе с. н. электростан-
ций, перегрузка рабочих ТСН не допускается. Расчетная
мощность ТСН определяется суммой мощностей всех
электроприемников, которые присоединены к данному
трансформатору.
Расчетная мощность трансформатора первой ступе-
ни трансформации (77 на рис. 6.1) равна:
5расч = ЖЛ 2Ра)2 + (2(ЭД1 + 2Q2)2,
где^2РД1, 2С?д1 — суммарные активные и реактивные
мощности, потребляемые двигателями первой ступени
напряжения; 2Р2, 2Q2 — суммарные активная и реак-
тивная мощности, потребляемые электроприемниками
второй ступени напряжения.
Активная мощность, потребляемая двигателем, зави-
сит от его коэффициента загрузки и КПД, а реактив-
ная, кроме того, от его коэффициента мощности. При
этом следует учитывать разновременность работы элек-
троприемников. Все это сильно затрудняет точное опре-
деление 5расч- Проектные организации поэтому приме-
няют упрощенную методику определения 5расч, кВ-А,
через расчетный переходной коэффициент, который для
группы двигателей Д1 равен:
^сЧ.Д1 = -^ =^-0,925 ^0,9, (6.10)
где kv — коэффициент разновременности максимумов на-
грузок двигателей; /гн,Ор, т]ср, cos фср — средние значения
коэффициента нагрузки, КПД, коэффициента мощности
двигателей.
Тогда
"и ПД1
£расч. in ~ ^расч л_1 ^ргпч ,и ^расч, ni>
1 1
199
где Ррасч.д! — расчетная мощность на валу двигателя Д1,
кВт; пд1 — общее число всех присоединенных к выбирае-
мому ТСН двигателей.
Расчетная нагрузка от электроприемников второй
ступени, присоединяемых к Т1 через трансформаторы
Т2, равняется:
— k V
'“'расч. 2 "-раем. 2 /1 пом, т2
1
Q
НОМ, Т2
где Shom,t2 — номинальная мощность трансформатора
второй ступени трансформации Т2, кВ-А; пт2 — общее
количество присоединенных к данному Т1 трансформа-
торов Т2.
Таким образом, суммарная расчетная нагрузка на Т1
составит:
Эпизодически работающие электроприемники (на-
пример, двигатели резервного возбудителя, насоса кис-
лотной промывки) в Зрасч не включают.
Определение расчетной нагрузки ТСН удобно вести в форме
таблицы. Для примера в табл. 6.1 приведен подсчет нагрузки на
напряжении 6 кВ для ТСН пылеугольного -блока' мощностью
800 МВт (КЭС 6X800 МВт). В таблице показано распределение
присоединений между двумя секциями 6 кВ блока — А и Б, рас-
четная нагрузка на каждую секцию и суммарная — на обе секции.
Питательный насос снабжен турбоприводом и поэтому в нагрузке
ТСН не участвует, а резервный питательный электронасос (ПЭН)
отсутствует. При полученных значениях 5расч можно выбрать или
два трансформатора, с SHOM=32 МВ-А или один трансформатор
с 5Ном=63 МВ-А.
Расчетная нагрузка трансформаторов второй ступе-
ни напряжения складывается из мощностей многочис-
ленных, но мелких электроприемников: электродвигате-
лей небольшой мощности, электросветильников, электро-
нагревателей и пр. Расчетную мощность этих трансфор-
маторов здесь также вычисляют через расчетные пере-
водные коэффициенты. Поскольку состав электроприем-
ников как по параметрам, так и по режиму работы весь-
ма неоднороден, то цх разбивают на четыре группы,
200
Таблица 6. 1. Нагрузка с. й. пылеугольного блока 800 МВт
Обозначение присоединений р расч. д. 1, кВт. Ш1П с |1ОМ» Т2. кВА kero на бл< ж Секция А Секция Б
Колп- юство Суммар- ная мощ- ность, кВт Количе- ство Суммар- тая мощ- ность, кВт
1. Блочная нагрузка с. н. 6 кВ
Конденсатный насос I с ryneiifi 390 3 2 780 1 390
Кондепсатгый насос 11 ступени 740 3 2 1480 1 740
Насос сливной ПНД 170 2 1 170 1 170
Насос эжекторной уста- 320 2 1 320 1 320
нивки
Насос маслоохлади геля 250 2 1 250 1 250
1 lacoc газоохладнтеля 237 2 1 237 д 23.7
। с11с|).пЧ)|).1 Мельница сргднеходовая 640 8 4 2560 4 2560
Дымосос рециркуляции 650 2 1 650 1 650
Дымосос, вторичного 3150 2 1 3150 1 3150
тракта Дымосос первичного 1620 2 1 1620 1 1620
трЛга Вентилятор дутьевой 2800 2 1 2800 1 2800
Вентилятор Первичного 4200 - 1 — —— • 1 4200
дутья Вентилятор избыточного 400 2 1 400 1 400
воздуха Насос багорный 460 2 1 460 1 460
Трансформатор 6/0,4 кВ 11'00 4 2 2000 2 2000
рабочий блоца Трансформатор б,, 0,4 кВ 1000 1 1 1000 —
резервный Трансформатор электро- 1000 4 2 2000 2 2000
фильтров Циркуляционный насос 2500 2 1 2500 1 2500
II подъема Трансформатор БЩУ ” 630 1 1 630
23 007 24 447
2. Общестапционная нагрузка С, н. (на блок)
Насос кислотной промы- 2900 1 .— ——• 1 (2900)
вки
Ре .• । е рпны и _ во збудит е ль 4000 1 1 (4000) . —
Насос обмывок РВИ 200 1 1 200 —
Насос I подъема насос- 800 2 1 8С0 1 800
ной станции Насос орошающей воды 200 1 1 200 . —
Грунтовый насос багер- 810 2 1 840 1 840
НОЙ Насос смывной воды 200 1 1 200
Дробилка молотковая 1100 2 1. 1100 1 1100
201
Продолжение табл. 6.1
'Обозначение присоединений р расч. дь кВт, или с 1ЮМ» Т2» кВ-А Всего на блок Секция А Секция Б
Коли- чество Суммар- ная ЛЮЩ- ность, кВт Коли- чество Суммар- ная мощ- ность, кВт
Конвейер 1 170 1 1 170
Конвейер 2 400 1 1 400 — —
Конвейер 3 290 1 .—. — 1 290
Конвейер 4 450 1 — .— 1 450
Трансоорматор 6/0,4 кВ 1000 6 3 3000 3 3000
Транс< юрматор 6/0,4 кВ 630 4 1 630 3 1890
Трансоорматор 6/0,4 кВ 400 2 1 400 1 400
'Трансформатор 6/0,4 кВ 250 1 1 250 8020 ~- 8940
‘СуммарнаяЛрасчетная на- грузка, кВ-А Итог о:\ 27 924 57 972 30 048
принимая для каждой свое значение обобщенного пере-
водного коэффициента:
SpaC4=0,7Pi+0,35P2+0,15Р3+0,85Р4, (6.12)
где Л — суммарная мощность постоянно работающих
электродвигателей Д2 с единичной мощностью от 70 до
200 кВт; Р2 — суммарная мощность периодически рабо-
тающих электродвигателей Д2 с единичной мощностью
не более 100 кВт; Р3 — суммарная мощность мелких
электродвигателей задвижек, дистанционного управле-
ния и т. п.; —суммарная нагрузка освещения и элек-
трообогрева.
Для пылеугольного блока мощностью 800 МВт мощности ука-
занных выше групп электроприемников равны:
/>1=1645 кВт; />2=1993 кВт; Р3=1120 кВт; Р4=210 кВт.
Таким образом,. согласно (6.12). расчетная нагрузка на транс-
форматоры 6/0,4 кВ составила:
5Расч=0,7 • 1645-4-0,35 • 19934-0,15-11204-0,85 • 210=2201 кВ • А.
В соответствии с полученной нагрузкой были выбраны три
.трансформатора 6/0,4 кВ с номинальной мощностью по 1000 кВ-А.
6.5. Схема электроснабжения собственных нужд ТЭС
Основное теплосиловое оборудование ТЭС — энерге-
тические блоки, состоящие из котлов и турбин,—-тре-
бует большого количества вспомогательных рабочих
машин (механизмов). Примерно 2/3 всей мощности с. н.
202
идет на обслуживание основного теплосилового обору-
дования (агрегатных с. н.) и только ’/3 — на с. н. обще-,
станционного назначения.
Наиболее мощными рабочими машинами с. н. ТЭС
являются: питательные насосы (4—6% мощности бло-
ка), воздуходувки котлов, работающих под наддувом,
циркуляционные насосы, тягодутьевые механизмы, сете-
вые насосы (на ТЭЦ). Для блоков мощностью 300 МВт
и выше питательные насосы и воздуходувки котлов
под наддувом выполняют с турбинными приводами,
остальные механизмы с. н. — с электроприводами.
Основными электроприемниками системы с. н. ТЭС
являются, таким образом, крупные электродвигатели
с единичной мощностью не менее 200—250 кВт. Они
потребляют более 90% всей мощности с. н. ТЭС. Для
их питания целесообразно использовать напряжение 6
или 10 кВ (см. § 6.4). Для двигателей небольшой мощ-
ности и прочих электроприемников предусматривают на-
пряжение 0,4 или 0,66 кВ.
Большая часть электродвигателей с. н. ТЭС относит-
ся категории ответственных потребителей, допускаю-
щих перерыв питания лишь , на время действия АВР.
Маломощные электродвигатели механизмов системы
смазки и регулирования турбины и системы уплотнений
вала генератора как особо ответственные электроприем-
пикп требуют резервного автономного источника энер-
гии. Поэтому аварийные насосы этой системы снабжают
приводом постоянного тока с автоматическим подключе-
нием их к аккумуляторной батарее блока. Кроме того,
для обеспечения питания особо ответственных электро-
приемников 0,4 кВ при полной и длительной (более
30 мин) потере напряжения переменного тока на мощ-
ных ТЭС с блоками 300 МВт и более предусматривают-
ся дизель-геператоры (обычно 500 кВт, 0,4 кВ): один на
блок при мощности блока 500 МВт и более и один на
два блока при мощности блоков 300 МВт. От этих ре-
зервных источников питаются двигатели валоповорот-
пых устройств турбин, подзарядные устройства аккуму-
ляторных батарей, рабочие маслонасосы системы управ-
ления п смазки турбин, рабочие насосы системы уплот-
нений вала генератора и т. п.
203
П роектирование схемы электроснабжения
собственных нужд КЭС и блочных ТЭЦ
Схемы с. н. КЭС и блочных ТЭЦ, каки главная схема,
строятся на блочном принципе: РУ каждого блока под-
соединяют через рабочие ТСН к ответвлению от генера-
тора данного блока (рис. 6.2,а). Если между генерато-
ром и повышающим трансформатором предусмотрен вы-
ключатель, то ТСН присоединяют к ответвлению, между
Рис. 6.2. Схемы с. и. блочных ТЭС.
а — без генераторных Выключателей; б — с генераторными выключателями.
204
выключателем и блочным трансформатором (рис. 6.2,6).
Электроприемники с. н. блока питаются от РУ данного
блока, а электроприемники общестанционного назначе-
ния распределяют между блочными РУ по возможности
равномерно. Электрические поперечные связи (резерв-
ные магистрали) между РУ с. н. разных блоков соору-
жают лишь для резервного питания.
Распределительные устройства 6—10 кВ выполняют
по схеме с одной секционированной системой сборных
ниш (на рис. 6.2 показано секционирование на две ча-
сти— А и Б). Собственные нужды каждого блока пи-
таются от двух и более секций с тем, чтобы при отказе
(или ремонте) на одной из секций можно было сохра-
нить в работе блок, хотя бы и при пониженной нагрузке
(обычно до 50—60%). К секциям 6—10 кВ подключают
крупные двигатели мощностью 200 кВт и более при
использовании напряжений 6 и 0,4 кВ (см. § 6.4) и 400—
600 кВт и выше — при напряжениях 10 и 0,66 кВ. Сюда
же присоединяют и трансформаторы второй ступени
трансформации: 6/0,4 или 10/0,66 кВ.
Оекционирование сборных шин РУ 6—10 кВ повы-
шает надежность работы блока и при соответствующем
выборе рабочих ТСН ограничивает токи к', з. в РУ и
в сети данного напряжения. Возможные варианты ис-
полнения цепи рабочего питания показаны на рис. 6.3.
С ростом мощности блока увеличиваются мощности дви-
гателей, присоединенных к шинам 6—10 кВ, и мощность
ТСН. Как следствие возрастает суммарный ток к. з. от
двигателей /п,д и ток к. з. от системы /п,с (рис. 6.3,s).
Поэтому для мощных блоков (300—500 МВт и выше)
приходится идти или на утяжеление электрической аппа-
ратуры и кабельной сети или на применение более эф-
фективных мер по ограничению токов к. з.г повышение
напряжения с 6 до 10 кВ, увеличение числа секций (рис.
6.3,г и д), применение трансформаторов с повышенным
значением ик [27]. Окончательное решение может быть
принято на основании технико-экономических вариант-
₽ных расчетов с последующей проверкой выбранного ва-
рианта на успешность самозапуска электродвигателей.
,*-"“41исло и мощность резервных трансформаторов с. н.
зависят от расстановки выключателей в блоке. В схеме
без генераторных выключателей (см. рис. 6.2,а) для
обеспечения пусков и остановов блоков необходимы об-
ходные пути питания, в качестве которых используют
205
цепи резервного питания. Таким образом, функции по-
следних расширяются. Число пускорезервных трансфор-
маторов ТСН-ПР выбирают в зависимости от числа
энергоблоков (Рбл^ИбО МВт) на ТЭС: при одном или
двух блоках — один, при числе блоков от трех до шести
включительно — два, при семи и более блоках — три, из
которых два трансформатора присоединены к главной
Рис. чб.З. Варианты исполнения цепи рабочего питания с. н.
а — один двухобмоточный трансформатор; б — два двухобмоточных трансфор-
матора половинной мощности; в — один трансформатор с расщеплением об-
мотки НН на две части; г — один трансформатор с расщеплением обмотки НН
на три части; д — два трансформатора с расщеплением обмотки НН на две
части.
электрической схеме, а третий — аналогичный по пара-
метрам рабочим ТСН — не присоединяют, но устанав-
ливают на фундаменте и держат готовым к перекатке.
Резервные магистрали секционируют через каждые два
блока, чтобы исключить параллельную работу резерв-
ных трансформаторов при их одновременном использо-
вании (продолжительная параллельная работа не допу-
скается по условию ограничения токов к. з.). Мощность
каждого резервного трансформатора выбирагбт~из~Тгэт?и
чета одновременного обеспечения замены рабочего ТСН
одного блока и пуска или аварийного останова второго
блока. Резернные тр^ие^орматоры..п.ри.соединяют к двум
разным точкам главной электрической схемы станции
из такого расчета, чтобы при ремонте или отказе любо-
го элемента главной схемы резервное питание через
один трансформатор сохранялось. В схемах с генера-
206
торными выключателями (см. рис. 6,2,6), где_дуски__ц
Остановы блоков осуществляют с помощью рабочих
ТСН, достаточно установить один присоединенный ре-
зервный трансформаторТСД-Л1 такой же мощности, как
$ рабочих, ТСН-
Трестами присоединения резервных трансформаторов
могут быть: а) сборные шины РУ СН (НО—220 кВ);
б) третичная обмотка автотрансформатора связи между
Рис. 6.4. Схема питания с. и. на напряжении 0,4—0,66 кВ.
К секции г РА
блока Z
трансформатор
РУ высшего и среднего напряжений; в) ответвление на
генераторном напряжении от блока, имеющего генера-
торный выключатель.
На рис. 6.4 показана характерная схема питания
с. н. на напряжении 0,4 (0,66) кВ. Трансформаторы вто-
рой ступени устанавливают вблизи площадки размеще-
ния электроприемников данной группы (на рис. 6.4 по-
казана схема электроснабжения электроприемников бло-
ка, размещенных в главном корпусе). Резервный транс-
форматор присоединяют к секциям 6(10) кВ другого
блока (в данном случае блока 2). Для особо ответствен-
ных электроприемников предусмотрены отдельные
* секции 1НА2 и 1НБ2. Эти секции получают резервное
питание и от резервных трансформаторов и от дизель-
генераторов. Число рабочих трансформаторов для пита-
ния группы электроприемников выбирают таким обра-
зом, чтобы номинальная мощность единицы не превы-
шала предельного значения по условию ограничения то-
ков к. з. на стороне 0,4—0,66 кВ (для 0,4 кВ—1000 кВ-А
207
при uK—8% и 630 кВ-А при пк=5,5%; для 0,66 кВ —
1600 кВ-А при ик=8%). По такому же принципу выпол-
няют схемы электроснабжения с. н. 0,4—0,66 кВ и для
других типов электростанций.
Проектирование схемы электроснабжения
собственных нужд ТЭЦ с поперечными связями
Для ТЭЦ, имеющих поперечные связи в технологи-
ческой и электрической частях, блочный принцип по-
строения схемы с. н., естественно, не может быть при-
менен. Трансформаторы (реакторы) с. н. подключают
к разным секциям РУ генераторного напряжения 6—
10 кВ (ГРУ на рис. 6.5). Для питания электроприемни-
ков с. й. ТЭЦ выбирают, как правило, напряжения 6 и
0,4 кВ.
Поскольку на шинах ГРУ, от которых питается ме-
стная нагрузка, поддерживается стабильный уровень на-
пряжения, то на трансформаторах с. н, 10/6 кВ РПН
можно не предусматривать. Секционирование сборных
шин 6 кВ с. н. выполняют по числу котлов (на рис. 6.5
показаны четыре секции для четырех котлов), так что
208
электродвигатели механизмов с. н. котла питаются все от
одной секции или — для крупных котлов производитель-
ностью 420 т/ч и более — от двух полусекций. Для элек-
тродвигателей механизмов турбины применяют принцип
перекрестного питания от двух разных секций. Электро-
приемники с. н. общестанционного назначения могут
питаться совместно с агрегатными, как это предполага-
ет рис. 6.5, и раздельно. В последнем случае для пита-
ния общестанционных с. н. выделяют две отдельные
секции; это решение требует дополнительного обоснова-
ния.
Рабочие ТСН обеспечивают питание с. н. во всех
эксплуатационных режимах ТЭЦ. Резервное питание
нужно лишь в случае планового ремонта и повреждения
одного из рабочих ТСН. Поэтому в большинстве случаев
достаточно предусмотреть один резервный трансформа-
тор той же мощности, что и рабочий ТСН. И только при
числе рабочих ТСН более шести НТП рекомендуют
установку двух резервных трансформаторов. Место при-
соединения резервного трансформатора должно быть
независимым от мест присоединения рабочих ТСН. Если
ко всем*секциям ГРУ уже присоединены рабочие ТСН,
то резервный трансформатор можно включить на ответ-
влении от трансформатора связи с системой или через
развилку выключателей к двум секциям ГРУ (см. пунк-
тирное изображение на рис. 6.5). Специальная блоки-
ровка исключает возможность одновременного включе-
ния обоих выключателей развилки, что привело бы
к шунтированию секционного реактора. Если ГРУ вы-
полнено с двумя системами сборных шин, то резервный
трансформатор (реактор) может быть присоединен
к резервной системе сборных шин, куда в таком случае
подключают один из 'трансформаторов связи.
6.6. Схема электроснабжения собственных нужд АЭС
В системе с. н. особенности АЭС проступают более
явственно, чем в главной электрической схеме. Прежде
всего повышаются требования надежности из-за необ-
ходимости обеспечения радиационной безопасности лю-
дей и защиты окружающей среды. Соответственно на
АЭС наряду с ответственными и неответственными элек-
троприемниками, аналогичными с устанавливаемыми на
ТЭС, появляются особо ответственные электроприемни-
14—1342 209
кй: первой (1) группы, не допускающие перерыва пита-
ния (электроприемники системы управления и защиты
реактора, системы контроля и измерений реактора, си- '
стемы дозиметрического контроля за содержанием ра-
диоактивных излучений, электродвигатели аварийных
маслонасосов системы регулирования и смазки турбины
и т. п.); второй (II) группы, допускающие перерыв пи-
тания на время не более 1—3 мин, что позволяет осу-
ществить автоматический ввод резервного питания от
независимого источника (электродвигатели насосов, об-
служивающих первый радиоактивный контур и его вспо-
могательные устройства, электроприемники важных
вспомогательных систем — специальной вентиляции,
аварийного освещения, противопожарной защиты и т. п.). 1
Для электроснабжения потребителей I и II групп
выполняют специальные сети и источники надежного
питания. Последние обеспечивают питание этих электро-
приемников даже в случае полного исчезновения на-
пряжения на главных генераторах и на шинах присоеди- 1
нения к энергосистеме. Наличие сетей надежного пита-
ния— специфичная особенность с. н. АЭС.
Второй особенностью системы с. н. АЭС является на-
личие мощных рабочих машин, обеспечивающих цирку-
ляцию теплоносителя через активную зону атомного ре- v
актора: главных циркуляционных насосов (ГЦН) для
реакторов с водяным и жидкометаллическим теплоноси-
телем, газодувок реакторов с газовым теплоносителем.
Указанные рабочие машины должны также обеспечи-
вать аварийное расхолаживание реактора, т. е. отводить
остаточное тепловыделение из аварийно остановленного
реактора при полном исчезновении напряжения в глав- ,
ной электрической схеме АЭС. Для расхолаживания
ядерных реакторов широко используют энергию махо-
вых масс турбогенераторов. Электроэнергия выбега мо-
жет быть взята непосредственно от главного или от
вспомогательного генератора, расположенного на одном
валу с главным генератором. 1
В соответствии с вышесказанным в систему с. н. АЭС
входят четыре группы электроприемников: I и II — осо-
бо ответственные электроприемники; III — электродвига-
тели ГЦН или газодувок; IV — электроприемники, ана-
логичные устанавливаемым на ТЭС. Таким образом,
в разработку схемы с. н. АЭС входят: выбор схемы и
источников надежного питания особо ответственных 1
210
электроприемников (I и II группы), выбор схемы пита-
ния электродвигателей ГЦН или газодувок (III группа),
выбор схемы электроснабжения электроприемников,
аналогичных устанавливаемым на ТЭС (IV группа).
Естественно, что все эти схемы должны быть взаимно
увязаны и должны составлять единую систему.
В нормальном режиме питание всех электроприем-
ников с. н. АЭС осуществляют отбором мощности от
главных генераторов, работающих параллельно с энер-
Рис. 6.6. Варианты присоединения рабочих трансформаторов с. и.
на АЭС.
госистемой. Рабочие ТСН присоединяют на ответвлении
от генератора (рис. 6.6). Выбор места ответвления свя-
зан с вопросом использования энергии выбега турбоге-
нератора для аварийного расхолаживания реактора.
Если аварийное расхолаживание не требует использова-
ния энергии выбега турбогенератора, то ответвление
рабочего ТСН выполняют, как на ТЭС: к токопроводу
генератора, если генераторные выключатели отсутству-
ют (рис. 6.6,а), или при наличии генераторных выклю-
чателей ВГ — между выключателем и трансформатором
блока (рис. 6.6,6). Второй вариант характерен для АЭС
£ дубль-блоками в энергетической части (два турбогене-
ратора на один реактор) и объединенными блоками
в электрической части. В объединенных блоках установ-
ка генераторных выключателей обязательна независимо
от с. н.
Если для аварийного расхолаживания необходимо
использовать энергию выбега турбогенератора, то рабо-
чий ТСН присоединяют между генератором и выключа-
14* 211
телем (рис. 6.6,s). Тогда при повреждении блочного
трансформатора или блочных выключателей со стороны
ВН, а также при исчезновении напряжения в РУ ВН
генератор отключается выключателем ВГ. Энергия вы-
бега через ТСН используется для аварийного расхола-
живания реактора. Однако в рассматриваемой схеме
пуски и остановы блока приходится осуществлять с по-
мощью пускорезервного трансформатора, что значитель-
но увеличивает число операций выключателями. Схема
с двумя последовательно включенными генераторными
выключателями и присоединением рабочего ТСН между
ними (рис. 6.6,г) позволяет избавиться от этого недо-
статка, сохранив возможность использования энергии
выбега турбогенератора для аварийного расхолажива-
ния. В этой схеме коммутации при нормальных пусках
и остановах блока выполняют выключателем ВГ1 (или
выключателем нагрузки), а обеспечение использования
энергии выбега турбогенератора в указанных выше ава-
рийных ситуациях •— выключателем ВГ2.
Схема электроснабжения электроприемников с. н. IV
группы строится аналогично тому, как это делается на
КЭС. Мощные электродвигатели этой группы присоеди-
няют обычно к двум секциям (Л и Б) 6 или 10 кВ по-
блочно (рис. 6.7,а). К этим же секциям подключают
через трансформаторы второй ступени мелкие электро-
приемники этой группы (на напряжении 0,4 или
0,66 кВ). Резервное питание секции А и Б получают'
через резервные магистрали и резервный (пускорезерв-
ный) трансформатор от РУ среднего напряжения или
от третичной обмотки автотрансформатора связи.
Поскольку диапазон единичных мощностей элек-
троприемников II группы довольно широк, то
в схеме надежного питания для них предусматривают
два уровня напряжения трехфазного переменного тока:
6 (10) кВ для питания мощных потребителей (секция
Н1 на рис. 6.7) и 0,4 (0,66) кВ для мелких двигателей
и прочей электрической нагрузки II группы (секция
Н2). Повышенное требование надежности электроснаб-
жения обусловливает необходимость использования не-
зависимого (автономного) источника питания. Обычно
в качестве такого источника выбирают дизель-генератор
(Д-Г). Поскольку электроприемники II группы допуска-
ют кратковременный (1—3 мин) перерыв питания, то
Д-Г нормально не работает, но может быть автомати-
чески включен (АВР). С помощью вспомогательных
механизмов обеспечивается его постоянная готовность
к пуску. Он должен набрать нагрузку за время не более
2 мин.'
В нормальном режиме секция Н1 получает питание
от соседней секции Б рабочего трансформатора ТСН
через два последовательно включенных секционных вы-
ключателя СВ1 и СВ2. При возникновении аварийной
а> . s>
Рис. 6.7. Схема электроснабжения с. н. АЭС с выполнением связи
между секциями переменного и постоянного тока через выпрямители
и автоматический инвертор (а) и посредством обратимого агре-
гата (б).
ситуации секция надежного питания Н1 отделяется от
секции Б электроприемников IV группы. Наличие двух
последовательно включенных секционных выключателей
обеспечивает надежное отделение секции даже в случае
(Ттказа одного из выключателей.
Устройство АВР включает дизель-генератор. Суммар-
ная пусковая мощность электродвигателей II группы
значительно превышает мощность Д-Г. Поэтому приме-
няют ступенчатый пуск двигателей от Д-Г. Состав дви-
гателей ступени выбирают таким образом, чтобы пуско-
вые активная и реактивная мощности ступеней не пре-
213
вышали мощности Д-Г. Интервалы времени между за-
пусками ступеней определяют из условия завершения
переходных процессов в двигателях и дизель-генераторе.
В результате в процессе ступенчатого пуска имеют место
резкие колебания напряжения, токов и частоты в обо-
собленной системе, а также вращающих моментов
у двигателей. В связи с этим внесено предложение [14]
заменить ступенчатый пуск электродвигателей II груп-
пы на частотный. При частотном пуске труппы асинхрон-
ных двигателей от Д-Г напряжение генератора регули-
руется автоматически пропорционально средней частоте
вращения группы двигателей. При этом процесс стано-
вится более устойчивым, устраняются резкие колебания
напряжения, токов и частот вращения.
Электроприемники I группы имеют неболь-
шую единичную мощность и требуют для питания источ-
ников энергии как трехфазного переменного тока 0,4
(0,66) кВ, так и постоянного тока 220 В. Электроприем-
ники переменного тока присоединяют к секции надеж-
ного питания НЗ, а электроприемники постоянного то-
ка—к секции Н4. Независимым источником энергии для
потребителей I группы служит аккумуляторная батарея
АБ. Так как электроприемники I группы требуют непре-
рывности электроснабжения, то их независимый источ-
ник постоянно включен. В нормальных условиях секции
НЗ и Н4 питаются от секции Н2 надежного питания по-
требителей II группы, т. е. рабочим источником
энергии для электроприемников I группы являются так-
же генератор и энергосистема. Связь между секциями
переменного и постоянного тока может выполняться или
с помощью выпрямителей и автоматического инвертора
или посредством обратимого агрегата.
В первом варианте (рис. 6.7,й) в нормальном режиме
через выпрямители ВУ, подключенные к секции Н2,
обеспечивается подзаряд аккумуляторной батареи и че-
рез автоматический инвертор АН питание нагрузки 0,4 кВ
I группы. В аварийной ситуации, когда напряжение на
- шинах Н2 исчезает (например, на время действия АВР
дизель-генератора) потребители I группы продолжают
получать питание от аккумуляторной батареи АВ: элек-
троприемники постоянного тока — непосредственно,
а электроприемники переменного тока (секция НЗ) —
через автоматический инвертор АН. Благодаря выпря-
мителям ВУ отсутствует прямая связь одежду секциями
——л -
214’—Т~
Н4 постоянного тока й секцией Н2 переменного тока.
В этом варианте в нормальном режиме имеет место по-
следовательное выпрямление и инвертирование для пе-
редачи мощности от секции Н2 к секции НЗ, что явля-
ется недостатком этого решения.
Обратимый агрегат ОА, используемый во втором ва-
рианте (рис. 6.7,6), состоит из машины постоянного тока
и синхронной машины, соединенных между собой общим
валом. В нормальном режиме обратимый агрегат рабо-
тает как «синхронный двигатель — генератор постоянно-
го тока» и является подзарядным агрегатом для акку-
муляторной батареи Д5. При исчезновении напряжения
переменного тока на секции Н2 автомат А мгновенно
отключается, а обратимый агрегат переходит в режим
«двигатель постоянного тока — синхронный генератор»,
осуществляя электроснабжение электроприемнйков пе-
ременного тока I группы, подключенных к секции НЗГ
Наличие электрической связи между секциями Н2 и НЗ
является недостатком этого варианта схемы.
На рис. 6.7 показана условно одна система надеж-
ного питания (заключена в пунктирный прямоугольник).
Фактически в настоящее время предусматривают три
такие независимые системы. Каждая система способна
обеспечить аварийное расхолаживание реактора. Неза-
висимость трех систем обеспечивают по технологичес-
кой, электрической частям и по цепям управления. Та-
ким образом, в схеме на рис. 6.7 на каждый блок пре-
дусматривают три дизель-генератора, три комплекта вы-
прямителей и инверторов, три аккумуляторные батареи.
Поперечные связи между этими системами отсутствуют.
Электродвигатели главных циркуляционных
насосов (ГЦН) и газодувок обладают большой
мощностью и требуют для питания напряжения пере-
менного тока 6 (10) кВ. Требования, предъявляемые
к надежности их электроснабжения, зависят от пара-
метров реактора} числа ГЦН (газодувок) на реактор и
их инерционности.
Главные циркуляционные насосы с большими махо-
выми массами обеспечивают аварийное расхолаживание
реактора на своем выбеге. Поэтому их электродвигатели
могут питаться от основных секций 6 (10) кВ с. н. сов-
местно с электродвигателями IV группы (рис. 6.7). ГЦН
с малыми маховыми массами (бессальникового типа)
выбегают быстро, и поэтому на циркуляцию теплоноси-
215
Тёля сильно влияют нарушения питания двигателей
ГЦН. Последние допускают перерывы питания менее
1 с. В этом случае необходимо предусмотреть независи-
мые постоянно работающие источники энергии. К ним
должно быть подключено определенное число двигате-
лей из расчета, чтобы в любой аварийной ситуации на
станции и в системе обеспечивалось, бы аварийное рас-
холаживание реактора.
На рис. 6.8 показаны два варианта схемы присоеди-
нения электродвигателей ГЦН с малыми маховыми мас-
сами. На рис. 6.8,а приведена схема питания электро-
двигателей малоинерционных ГЦН на АЭС, выполнен-
ной на принципе моноблока (реактор—турбогенератор).
Каждый блок обслуживает четыре ГЦН, причем для
аварийного расхолаживания необходимо не менее двух
ГЦН. К основным секциям 6 кВ — А и Б — присоединя-
ют по одному двигателю ГЦН (ГЦНЗ и ГЦН4) и потре-
бители IV группы. Кроме того, предусматривают допол-
нитёльную секцию В, к которой подключают двигатели
ГЦН1 и ГЦН2. К секции В подведено питание от вспо-
могательного синхронного генератора ВГ, расположен-
ного на одном валу с главным генератором блока. При
аварийной ситуации с исчезновением напряжения на
рабочем и резервном трансформаторах с. н. двигатели
ГЦН1 и ГЦН2 продолжают получать питание от ВГ.
Таким образом, для аварийного расхолаживания исполь-
зуют энергию выбега главного агрегата. Использование
энергии выбега турбоагрегата эквивалентно увеличению
инерционной постоянной ГЦН до 150 с [31]. Вспомога-
тельный генератор целесообразно снабдить многоступен-
чатой форсировкой возбуждения, что позволит более
продолжительное время поддерживать постоянное на-
пряжение на выбегающем генераторе.
При использовании дубль-блоков (реактор — два
турбогенератора) увеличивается число независимых
источников с. н. на блок, так как может быть исполь-
зована энергия выбега двух турбоагрегатов. На рис.
6.8,6 показана схема включения двигателей малоинерци-
онных ГЦН, принадлежащих дубль-блоку. Реактор име-
ет шесть ГЦН : ГЦН1^-ГЦН6. Для аварийного расхола-
живания достаточно сохранить в работе (до перехода
на естественную циркуляцию теплоносителя) половину
ГЦН. Схема присоединения рабочих ТСН выполнена
таким образом, что при повреждениях в РУ ВН или
216
Рис. 6.8. Присоединение электродвигателей главных циркуляционных
насосов с малыми маховыми массами к моноблоку (а) и к дубле-
блоку (б).
Электрооборудования объединенного блока генераторы:
отделяются от повышающих трансформаторов. Энергия:
выбега турбоагрегатов используется для аварийного’
расхолаживания реактора. Автоматические регуляторы,
возбуждения снабжают специальным блоком выбега,,
обеспечивающим поддержание напряжения статора при
изменении частоты вращения турбоагрегата.
6.7. Схема электроснабжения собственных нужд ГЭС
Мощность с. н. ГЭС составляет обычно лишь доли
процента установленной мощности генераторов, оказы-
ваясь, таким образом, на порядок ниже, чем на ТЭС и
АЭС равной мощности. При этом в составе нагрузки
с. н. ГЭС крупные электродвигатели встречаются редко.
Электроприемниками с. н. собственно гидроагрегатов да-
же больших мощностей являются исключительно элек-
Рис. 6.9. Схема объединенного
централизованного питания
агрегатных и общестаиционных
с. н. ГЭС на одном напряже-
нии.
тродвигатели малой мощ-
ности. Они располагаются в
непосредственной близости
от гидроагрегатов. Поэтому
их электроснабжение осу-
ществляют, как правило, на
напряжении 0,4 кВ.
Электроприемники с. и.
общестанционного назначе-
ния более разнообразны по
своему составу: электродви-
гатели небольшой мощно-
сти, электролампы, электро-
нагревательные устройства
и пр. Диапазон единичных
мощностей таких электро-
приемников для ГЭС сред-
ней и большой мощности по-
лучается довольно широким.
Электроприемники обще-
станционных с. н. размеща-
ются по всей территории ГЭС и даже могут выходить за ее
пределы (электроприемники эксплуатационного поселка,
шлюзов, головных сооружений гидроузла и пр.). Поэто-
му на ГЭС средней и большой мощности появляется не-
обходимость в двух ступенях напряжений: 6—10 кВ для
электроснабжения удаленной нагрузки и наиболее мощ-
?18
tibiX электроцриемников общестанционных с. н., распо-
ложенных в здании ГЭС; 380/220 В — для агрегатных
электроприемников и общестанционных электроприем-
ников небольшой мощности.
Ответственность с. н. ГЭС в целом меньше, чем на
ТЭС и АЭС. Среди электроприемников с. н. ГЭС нет
особо ответственных, которые бы не допускали кратко-
временного (па время действия АВР) перерыва пита-
b
I
¥
I
- •*
I
V
У
*
J
I
Рис. 6.10. Схема объединенного централизованного питания агрегат-
ных и общестанционных с. н. ГЭС на двух напряжениях.
- ния. Непрерывность смазки и регулирования гидроагре-
гата обеспечивается в течение нескольких минут масло-
напорной установкой. Поэтому для с. н. ГЭС нет необ-
ходимости предусматривать особые автономные источ-
ники энергии трехфазного тока. Для каждого РУ с. н.
достаточно иметь две независимые' друг от друга цепи
питания от главной электрической схемы ГЭС.
- 1 219
При проектировании схемы электроснабжения с. и.
ГЭС следует учитывать пиковый (полупиковып) режим
ее работы. Поэтому присоединение цепей питания с. и.
должно быть выполнено таким образом, чтобы даже при
полном останове всех агрегатов ГЭС на шинах РУ с. н.
обеспечивалось напряжение от энергосистемы.
Рис. 6.11. Схема раздельного питания агрегатных и общестанцион-
ных с. н. ГЭС.
Ниже рассмотрены три характфные схемы питания
с. н. ГЭС: 1) объединенное централизованное питание
агрегатных и общестанционных с. н. на одном напряже-
нии (рис. 6.9), применяемое на ^маломощных малоагре-
гатных ГЭС; 2) объединенное централизованное пита-
ние агрегатных и общестанционных с. н. на двух напря-
жениях (рис. 6.10), характерное для малоагрегатной
ГЭС средней мощности, имеющей удаленную местную
нагрузку; 3) раздельное питание агрегатных и обще-
станционных с. н. (рис. 6.11), типичное для многоагре-
гатной ГЭС средней и большой мощности.
220
Главная схема электрических соединений ГЭС имеет
блочную структуру построения. Рабочие ТСН присоеди-
няют: к сборкам генераторного напряжения укрупнен-
ных блоков (рис. 6.9 п 6.10), па ответвление от генерато-
ра (трансформаторы агрегатных с. п. на рис. 6.11), к тре-
тичной обмотке автотрансформатора связи (трансформа-
торы общестапцпонных с. н. на рис. 6.11). Резервное пи-
тание может быть выполнено на принципе скрытого ре-
зервирования (рис. 6.9 и 6.10) или явного резервиро-
вания (рис. 6.11). В последнем случае резервное пита-
ние для секций РУ 6—10 кВ подается от местной сети,
имеющей связь с энергосистемой.
Распределительное устройство 6—10 кВ (рис. 6.10 .и
6.11) выполняют по схеме с одной секционированной си-
стемой сборных шин с одним выключателем на присо-
единение. Каждая секция получает питание по независи-
мой цепи. Рабочие ТСН должны работать раздельно.
Поэтому секционный выключатель нормально отключен
и находится под воздействием АВР.
Шины 380/220 В с. н. каждого гидроагрегата секцио-
нированы на две части с помощью автомата (рис. 6.10
и 6.11). Секционный автомат нормально включен, так
что обе секции питаются от рабочего ТСН. Последний
может быть подключен к центральному РУ 6—10 кВ
(рис. 6.10) или присоединен по блочному принципу на
ответвлении от генератора (рис. 6.11). Резервное пита-
ние в обоих случаях предусмотрено от РУ 6—10 кВ.
Для питания сетей 0,4 кВ применяют, как правило, су-
хие трансформаторы, что дает возможность установить
их в непосредственной близости от сборок 0,4 кВ.
6.8. Проверка на успешность самозапуска
злектродвигатепей собственных нужд
Выбор элементов системы с. н. производят обычно
без учета самозапуска электродвигателей, поскольку
при наиболее вероятных в эксплуатации продолжитель-
ностях перерывов в электропитании самозапуск электро-
двигателей обеспечивается. Поэтому применять электро-
двигатели и трансформаторы с. н. большей мощности,
чем это требуется по условию их нормальной длитель-
ной работы, как правило, не требуется [32]. Расчеты
самозапуска электродвигателей с. н. следует проводить
только для зоны равноэкономичных вариантов системы
221
Рис. 6.12. К определению вре-
мени перерыва питания элек-
тродвигателей с. н.
1. Короткое замыкание
с. и. как дополнительный критерий выбора наилучшего
решения на стадии технического проекта. При расчете
самозапуска электродвигателей с. н. должны использо-
ваться конкретные данные и реальные режимы проек-
тируемой станции [42].
В процессе эксплуатации возможны кратковременные
понижения и даже полное исчезновение напряжения на
шинах с. н., что не должно приводить к расстройству
технологического процесса
электростанции. Для этого
необходимо, чтобы электро-
двигатели ответственных ра-
бочих машин, затормозив-
шиеся при нарушении нор-
мального питания, вновь
развернулись до нормаль-
ной частоты вращения, т. е.
чтобы состоялся самозапуск
электродвигателей с. н.
На примере энергоблока
КЭС (рис. 6.12) рассмот-
рим основные причины, вы-
зывающие кратковременное
нарушение нормального
электроснабжения системы
с. н., возможную длитель-
ность этих перерывов и по-
лезный эффект от последу-
ющего самозапуска элек-
тродвигателей с. и.
(трехфазное) в сети с. н.
(точка Л7). Напряжение на сборных шинах с. н. падает
до нуля. Работает релейная защита РЗ— токовая отсеч-
ка и отключает выключатель В1. Время перерыва пита-
ния /п,п складывается из времени действия защиты t3
(отсечки) и времени отключения выключателя /в,оп<:
Н.п^^з+Д.отк^О,!-ф-0,12=0,22 с.
Успешный самозапуск электродвигателей позволяет
удержать энергоблок под нагрузкой.
2. Короткое замыкание в цепи рабочего питания
(точка К2). Релейная защита отключает выключатели
В2 и В4, устройство АВР со временем действия /авр
переводит питание с. н. на резервный трансформатор
222
(автоматически включаются выключатели ВЗ и В5).
Время перерыва питания при работе основных (диффе-
ренциальной или газовой) защит составит:
Л1,п=4-Нв,отк~Навр=0, 14-0,12-4 (0,4—0,6) =
=0,62—0,82 с.
При отказе основной защиты и действия резервной
максимально-токовой защиты время перерыва питания
соответственно возрастет до
/п>п= (1—1,5) +0,12+ (0,4—0,6)=1,52—2,22 с.
Энергоблок должен быть аварийно остановлен. Для
безопасного останова необходимо обеспечить самозапуск
двигателей дымососов, циркуляционных и-конденсатных
насосов и некоторых двигателей 0,4 кВ.
3. Короткое замыкание во внешней сети (точка КЗ).
На шинах с. н. имеет место глубокая посадка напряже-
ния — ниже (0,7—08) £7Ном- После отключения линейно-
го выключателя В6 напряжение восстанавливается. Ус-
пешный самозапуск электродвигателей с. и. сохраняет
энергоблок под нагрузкой. Время нарушения нормаль-
ного питания с. н. определяется временем отключения
к. з., которое в случае действия основной защиты не пре-
восходит 0,1—0,3 с, а при ее отказе и действии резерв-
ной защиты —1,0 с.
При к. з. на линии и отказе линейного выключателя
В6 работает устройство резервирования отказа выклю-
чателей (УРОВ) и с выдержкой времени /уров отклю-
чает все присоединения данной системы сборных шин,
включая энергоблок. Если энергоблок может работать
па холостом ходу, то самозапуск двигателей с. н. проис-
ходит через рабочий трансформатор с. н., и тогда время
перерыва нормального питания составит:
+ п = +ров+ + отк = (0.3 - 0,4) 4- 0,08 = 0,38 - 0,48 с.
В тех случаях, когда режим холостого хода блока
невозможен, после отключения выключателя В4 энерго-
блок аварийно останавливается. Выключатель В2 тоже
отключается, а устройство АВР подключает к шинам
с. н. резервный трансформатор. Тогда
+ п — +ро₽ + ^В. отк + Схвр ‘—(0,3 — 0,4) + 0,12 +
+40,4 -0,6) = 0,8^- 1,12 с.
223
4. Отказы в технологической части, не требующие
продолжительных восстановительных работ. Работают
технологические защиты. При закрытии стопорных кла-
панов турбины формируются импульсы на отключение
выключателей В2 и В4 блока. Работает устройство АВР.
Перерыв питания с. н. составит:
ia. a^iB. отк + W = 0,12 --h (0,4 - 0,6) =0,52 - 0,72 с.
Успешный самозапуск электродвигателей с. н. позво-
ляет перевести котел в растопочный режим, что убыст-
ряет восстановление нормальной работы блока после
устранения повреждения.
5. Ошибочное или самопроизвольное отключение ра-
бочего питания с. н. При ошибочном или самопроизволь-
ном отключении выключателя В2 работает устройство
АВР и переводит питание с. н. на резервный трансфор-
матор. Перерыв питания будет равен времени действия
АВР:
fn,n=0,4—0,6 с.
Последующий разворот электродвигателей с. н. по-
зволяет сохранить блок в работе под нагрузкой.
Проведенный анализ показывает, что самозапуск
электродвигателей с. н. повышает надежность энерго-
блоков, так как позволяет:
удержать блок в работе под нагрузкой при к. з. во
внутренней (сети с. н.) и внешней (сети ВН) сетях,
а также при ошибочных или самопроизвольных отклю-
чениях рабочего питания с. н.;
ускорить восстановление нормальной работы энерго-
блока при некоторых отказах в технологической части;
обеспечить безопасный для оборудования аварийный
останов энергоблока при отказах элементов цепи рабо-
чего питания с. н.
В первой группе случаев, когда самозапуск как сред-
ство повышения надежности особенно эффективен, вре-
мя перерыва питания с. н. не превышает 1,0 с. Само-
запуск двигателей здесь должен быть обеспечен непре-
менно.
Самозапуск двигателей секции с. и. происходит при
пониженном напряжении и может быть успешным и не-
успешным. Успешным является лишь такой самозапуск,
при котором ответственные электродвигатели достигают
224
нормальной частоты вращения за время, допустимое по
условиям сохранения устойчивости технологического ре-
жима электростанции и нагрева двигателей. Допусти-
мое время самозапуска двигателей с. н. согласно [42]
составляет: для ТЭС среднего давления — 35 с (опреде-
ляется нагревом электродвигателей); для ТЭС высокого
давления с поперечными связями по пару — 25 с (опре-
деляется устойчивостью режима котлов высокого давле-
ния, обладающих малой аккумулирующей способно-
стью); для блочных ТЭС с агрегатами мощностью более
150 МВт — 20 с (определяется условием сохранения тех-
нологического режима блока).
Допустимая продолжительность перерыва в элек-
тропитании с. н. АЭС зависит в основном от характе-
ристик ГЦН и определяется условиями' защиты ядер-
ных реакторов. Для АЭС с малоинерционнымй ГЦН
продолжительность самозапуска не должна превышать
1—2 с.
Длительность процесса самозапуска определяется
тремя основными факторами: временем перерыва нор-
мального электроснабжения, параметрами элементов
цепи питания, составом и характеристиками группы са-
мозапускающихся электродвигателей. Эти данные реко-
мендуется определять на основании анализа реально
возможных режимов, сопровождающихся исчезновением
(глубоким снижением) напряжения в системе с. н„ для
конкретного варианта схемы питания. В схемах без ВГ
с пускорезервными трансформаторами мощность по-
следних должна обеспечить замену рабочего ТСН одно-
го блока и одновременный пуск или аварийный останов
второго блока. Соответственно требуется обеспечить са-
мозапуск электродвигателей наиболее загруженной сек-
ции работающего блока от пускорезервного трансфор-
матора, имеющего предварительную нагрузку, равную
нагрузке с. н. пускаемого блока (составляет примерно
50% максимальной нагрузки с. н. работающего блока).
В схеме, где пуски — остановы блоков выполняют с по-
, мощью рабочих ТСН, рассчитывают самозапуск элек-
'тродвигатслей наиболее загруженной секции работаю-
щего блока, причем принимают параметры той цепи пи-
тания (рабочего или резервного), сопротивление кото-
рой больше.
Время перерыва электроснабжения с. н., как прави-
ло, не должно превышать:
15—1342 225
0,7 с при отключении цепи рабочего питания дейст-
вием основной защиты;
1,5 с при отключении цепи рабочего питания дейст-
вием его резервной защиты;
2,0 с при отключении рабочего ТСН (с расщеплен-
ными обмотками НН) действием резервной защиты на
стороне ВН.
Электромеханический переходный процесс, вызван-
ный кратковременным снижением или исчезновением на-
пряжения на шинах питания электродвигателей, имеет
две характерные стадии: группового выбега и группово-
го разворота (самозапуска) электродвигателей. Расчет
этого переходного процесса можно вести следующими
методами:
1) строгим аналитическим расчетом путем совмест-
ного решения дифференциальных уравнений электроме-
ханических и электромагнитных переходных процессов
во всех элементах схемы;
2) графо-аналитическим методом последовательных
интервалов;
3) приближенным методом по значению начального
напряжения на шинах питания группы самозапускаю-
щихся двигателей.
Строгий расчет процесса самозапуска возможен
только с помощью цифровой ЭВМ. Программы расчета
самозапуска разработаны рядом проектных организаций
и научно-исследовательских институтов, например:
программа Донтехэнерго и Донецкого политехниче-
ского института, составленная для машины ЕС-ЭВМ на
языке ФОРТРАН-IV, позволяет рассчитать выбег и са-
мозапуск группы асинхронных двигателей;
программа Ленинградского политехнического инсти-
тута применительно к машине ЕС-ЭВМ на языке ФОР-
ТРАН-IV и программа Э-6 ГПИ Теплоэлектропроект (на
базе программы Киевского политехнического института)
для машины «Минск-32», позволяют рассчитать группо-
вой выбег и самозапуск смешанной группы асинхронных
и синхронных двигателей.
Строгий расчет самозапуска обычно выполняют для
действующих электростанций с полностью определив-
шимся оборудованием и условиями работы. Наиболее
достоверную картину самозапуска дают натурные испы-
тания. Однако в большинстве случаев в опыте оказыва-
226
Рис. 6.13. Схема замещения для расчета самозапуска
электродвигателей с. н.
ется трудно обеспечить расчетные условия,
для которых и проводится расчет на ЭВМ.
Граф о-аналитический метод
последовательных интервалов предполага-
ет использование механических характери-
стик рабочих машин Mc — f(n) и электро-
двигателей Ma = f(n), а также кривых из-
менения сопротивления двигателя от ча-
стоты вращения гд=/(«) (или кривых
изменения пусковых токов). Указанные ха-
$
А
рактеристики могут быть сняты экспериментально или
рассчитаны аналитически [55].
Переходный процесс разбивают на малые интервалы
Г времени АЛ На каждом интервале принимают перемен-
* ные величины (моменты Мя и Мс, сопротивления гя,
напряжение на шинах питания иш) неизменными и рав-
ными значениям, имевшим место в начале интервала.
Напряжение на шинах определяют из схемы замещения
(рис. 6.13):
£с Ес
[J =------•-----г —__________»----
ш • 1 ЛД.Э У
*Д, Э I I^CR # ХСВ
* * II- *
где Л'с~ЭДС источника питания, отн. ед.; хсв — сум-
• *
марное индуктивное сопротивление цепи питания (связи
до шин с. н.), отн. ед.; г. s=-— ------ — эквивалентное
• "д
г 3 ‘/'д.г
i=i
сопротивление группы электродвигателей, участвующих
в самозапуске, отн. ед.
Если принять, что Хд^Хд, то выражение (6.13) полу-
*чит вид:
(6.14)
Используя уравнение движения (6.4) в конечных
приращениях, получают для каждого двигателя прира-
15* 227
щение частоты вращения Ап за интервал времени А/:
*
Д/г = ^_(Л4д[7’ш-Мс). (6.15)
Последовательность графо-аналитического расчета
изложена в [55].
Приближенный метод оценки успешности са-
мозапуска заключается в определении начального на-
пряжения группы электродвигателей, участвующих в са-
мозапуске, и сопоставлении его значения с допускаемым
1/дОП*
ПшО^Пдоп. (6.16)
Согласно Директивным указаниям [42] £7ДОП=0,55
номинального напряжения двигателей для ТЭС средне-
го давления и 0,6[7Ном для ТЭС высокого давления; для
двигателей 0,4 кВ ЙдОП=0,55 USOM.
Начальное напряжение можно определить по (6.14),
принимая эквивалентное сопротивление
где /цуск — средняя кратность пускового тока группы
*
двигателей, разворачивающихся из неподвижного состо-
яния; kt — коэффициент, учитывающий снижение пуско-
вого тока из-за того, что за время перерыва питания /П(П
двигатели не успели полностью затормозиться.
Значение коэффициента kt определяют в зависимости
от времени /п,п по кривой рис. 6.14. В основу построения
этой кривой положено допущение, что группа развора-
чивающихся асинхронных двигателей заменена одним
эквивалентным, для которого опытным путем установ-
лены обобщенные зависимости: 1) скольжения от вре-
мени перерыва питания; 2) тока, отнесенного к началь-
ному пусковому значению, от скольжения.
Если то самозапуск в большинстве слу-
чаев проходит успешно. Следует отметить, что значение
начального напряжения при самозапуске группы двига-
телей может рассматриваться лишь как грубая предва-
рительная оценка этого процесса. Она ни в коем случае
не может исключить необходимость определения в даль-
нейшем (на ЭВМ или путем натурных испытаний) пол-
228
шаровых мельниц,
Рис. 6.14. Кривая за-
висимости коэффици-
ента снижения пуско-
вого. тока электро-
двигателей от вре-
мени перерыва пита-
ния.
ного времени самозапуска для оценки успешности этого
процесса.
Для облегчения самозапуска ответственных электро-
двигателей при глубоких продолжительных снижениях
напряжения в сети с. н. неответственные электродвига-
тели (например, на ТЭС двигатели
перекачивающих насосов, багерных
сов гидрозолоудаления, топливопо-
дачи и т. д.) автоматически отклю-
чаются. Для этой цели предусма-
тривают защиту минимального на-
пряжения (первой ступени) с на-
пряжением срабатывания 0,65—
0,7 Дном и выдержкой времени
0,5—1,0с. Если спустя 9с с момента
нарушения режима нормального
питания с. н. напряжение еще не
ВОССТаНОВИЛОСЬ (ниже 0,5 Дном), то
действует вторая ступень защиты
минимального напряжения и осу-
ществляет аварийный останов
блока.
Особую группу в процессе са-
мозапуска составляют синхронные
электродвигатели, которые при пе-
рерывах питания более 0,5 с обыч-
но переходят в асинхронный режим. Чтобы обеспечить
их успешную ресинхронизацию после достижения под-
синхронной частоты вращения, необходимы форсировка
возбуждения, а в некоторых случаях и уменьшение на-
грузки на валу.
Глава седьмая
КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ
7.1. Порядок проектирования
распределительного устройства. Общие требования
К (разработке конструкции РУ приступают после
того, как определилась полностью схема электрических
соединений, выбраны электрические аппараты (вклю-
229
чая измерительные трансформаторы, разрядники, за-
землители и пр.) и проводники связи, принята компо-
новка основных и вспомогательных сооружений на пло-
щадке станции (подстанции).
В объем конструктивной разработки РУ входят: вы-
бор типа конструкции РУ; выбор типа внутренней ком-
поновки электрооборудования РУ; эскизная проработка
компоновки РУ — составление эскизов ячеек РУ, схемы
заполнения и плана РУ; составление рабочих черте-
жей.
В современных условиях нет необходимости подхо-
дить к разработке конструкции каждого РУ как к про-
ектированию оригинального нового объекта во всех его
деталях. Ведущими проектными организациями разра-
ботаны типовые конструкции РУ применительно к ос-
новным электрическим схемам, которые в настоящее
время применяют на электростанциях и подстанциях.
По ’мере необходимости их заменяют новыми, более
совершенными конструкциями.
Типовые конструктивные решения служат основой
для разработки конструкций РУ при проектировании
конкретной электростанции (подстанции). Лишь для
ГЭС, где размеры помещения, отводимого в машинном
зале под электрооборудование, очень сильно зависят
от типа и мощности ГЭС, трудно использовать типовые
конструкции РУ. Поэтому для каждой ГЭС ведется
индивидуальная конструктивная разработка РУ генера-
торного напряжения.
В общем случае окончательное решение по конст-
рукции РУ принимают на основании технико-экономи-
ческого сопоставления ряда эскизно проработанных ва-
риантов компоновок.
Распределительные устройства должны удовлетво-
рять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основ-
ные из них — надежность, экономичность, удобство и
безопасность обслуживания, безопасность для людей,
находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность
расширения.
Надежность в работе означает малую вероят-
ность возникновения повреждения оборудования и к. з.
в РУ и локализацию повреждения, если оно все-таки
возникнет. Явления, сопутствующие нормальной работе
РУ, — электродинамические силы, нагрев, выброс газов
при отключении к. з. и т. п. — не должны приводить
230
к повреждению оборудования и 'возникновению к. з.
в РУ.
Требование экономичности предполагает воз-
можно меньшие размеры РУ (площадь, объем здания),
капитальные затраты и сроки сооружения.
На территории РУ может находиться только обслу-
живающий персонал —оперативный и ремонтный (при
наличии соответствующего допуска к ремонтным рабо-
там). Должны быть исключены возможность случайно-
го проникновения посторонних лиц на территорию РУ,
а также опасное приближение их к выводным элект-
рическим коммуникациям.
Для оперативного персонала необходимо обеспечить
безопасность и удобство осмотра оборудова-
ния, производства переключений и выполнения работ
по устранению мелких неполадок, для ремонтного пер-
сонала — безопасность и удобство ремонта и замены
оборудования при снятии напряжения лишь с того при-
соединения, которому принадлежит ремонтируемое обо-
рудование. Для замены оборудования должна быть
обеспечена возможность удобной его транспортировки
по территории (помещению) РУ.
Пожаробезопасность выражается в малой
вероятности возникновения пожара в РУ и предотвра-
щении его распространения в случае возникновения.
Требование возможности расширения озна-
чает возможность подключения к РУ новых присоеди-
нений.
7.2. Выбор типа конструкции РУ
По методу сооружения и монтажа все современные
конструкции РУ можно разделить на сборные и комп-
лектные, а по виду установки оборудования—на за-
крытые с оборудованием для внутренней установки и
на открытые с оборудованием для наружной установ-
ки. Надо отметить, что в настоящее время в литературе
встречается разная терминология: внутренние и наруж-
ные РУ [55] или закрытые и открытые РУ (ПУЭ и
другие документы Минэнерго). В дальнейшем изложе-
нии будет использована терминология ПУЭ. Таким об-
разом, по конструктивному исполнению будем разли-
чать следующие четыре типа РУ: сборные закрытые
(ЗРУ), сборные открытые (ОРУ), комплектные для
231
внутренней установки (КРУ), комплектные для наруж-
ной установки (КРУН).
Закрытые РУ монтируют (собирают) из отдельных
конструктивных узлов (готовых блоков, шкафов, пане-
лей и т. п.) внутри здания зального типа. Эти узлы
изготовляют специализированные мастерские или за-
воды. Чем крупнее конструктивные узлы заводского
изготовления, тем проще проектирование и тем полнее
осуществляется индустриализация сооружения таких
РУ. В группе ЗРУ эта тенденция наиболее полно про-
является в сборно-каркасных РУ (СБРУ), которые со-
ставляют из готовых шкафов и шинных мостов завод-
ского изготовления.
Несущие конструкции ОРУ выполняют из сборного
железобетона или металла и поставляют на строитель-
ную площадку порознь с электрическим оборудованием.
Монтаж ведется на месте, непосредственно на открытом
воздухе.
’Комплектные РУ составляют (комплектуют) из за-
крытых шкафов, изготовляемых на заводах и постав-
ляемых в собранном или полностью подготовленном
для сборки виде. Шкафы могут быть предназначены
для установки внутри здания (КРУ) или на открытом
воздухе (КРУН). Комплектные РУ представляют собой,
несомненно, наиболее современное и прогрессивное кон-
структивное решение. Сборные РУ могут быть выпол-
нены при любой схеме электрических соединений. Шка-
фы для комплектных РУ 6—35 кВ отечественные заво-
ды в настоящее время изготовляют лишь для схемы
с одной системой сборных шин.
При выборе типа конструкции РУ надо учитывать:
номинальное напряжение, схему электрических соеди-
нений, габариты устанавливаемого оборудования и ус-
ловия внешней среды.
При напряжении 6—10 (35) кВ, когда габариты
электрических аппаратов относительно невелики, при-
меняют обычно РУ закрытого типа. Размещение обо-
рудования внутри здания создает благоприятные усло-
вия как для его работы, так и для его обслуживания.
Для РУ таких напряжений характерна схема с одной
или двумя системами сборных шин с одним выключа-
телем на присоединение. Если выбрана схема с одной
системой сборных шин, то предпочтение отдают комп-
лектным РУ при условии, естественно, что заводы вы-
232
Таблица". 1. Области применения различных типов конструкций РУ
35 — 220 Стесненная площадка, тя- желые условия внешней среды Одна или две 1 системы сбор- ных шин с об- ходной 1 ЗРУ, КРУЭ
>35 Нормальные Любая ОРУ
- 10 Две системы сборных шин с реакторами ЗРУН-шкафы КРУ для линей- । ных выключа- телей
1 со Любые Одна система сборйых шин с реакторами ЗРУ+шкафы КРУ, СЕРУ, | КРУ
- 10(35) Две системы сборных шин без реакторов 1 ЗРУ
1 <О * Одна система сборных шин КРУ, КРУН, С БРУ
-а яг Внешние условия Электрическая схема Тип конструкции
233
пускают шкафы КРУ с намеченным типом выключате-
лей. В остальных случаях прибегают к сборным РУ
с использованием шкафов КРУ только для линейных
выключателей (если на отходящих линиях предусмот-
рены реакторы).
Начиная с напряжения 35 кВ и выше используют,
как правило, РУ открытого типа. Объясняется это тем,
что при повышенных напряжениях габариты электри-
ческих аппаратов (в первую очередь выключателей)
оказываются весьма велики, и сооружение здания для
их размещения обходится чрезмерно дорого (особенно
при сверхвысоких напряжениях 330 кВ и выше). Лишь
особые обстоятельства заставляют отступать от этой
рекомендации. Так, при стесненности площадки (напри-
мер, у деривационной ГЭС, сооружаемой в горном
ущелье) или при тяжелых условиях внешней среды
(агрессивность, повышенная запыленность, суровые
климатические условия) прибегают к закрытым РУ
(в СССР обычно до 220 кВ) или к комплектным
РУ — герметизированным элегазовым комплектным
устройствам КРУЭ на напряжения ПО—220 кВ и
выше.
Сводные рекомендации по выбору типа конструкции
РУ представлены в табл. 7.1.
7.3. Проектирование закрытых
распределительных устройств
Здания ЗРУ собирают из стандартных железобе-
тонных элементов заводского изготовления: колонн, ба-
лок, плит междуэтажных перекрытий, стеновых пане-
лей и т. д. Модули размеров строительных элементов
следующие: по длине здания — 6 м, по ширине — 3 м,
по высоте — 0,6 м. Поэтому габариты зданий РУ долж-
ны быть кратными указанным модулям строительных
элементов. Таким образом, сооружение зданий для со-
временных ЗРУ ведется индустриализированным спо-
собом.
Общие принципы выполнения ЗРУ
Общие принципы выполнения РУ определяют спосо-
бы выполнения требований, предъявляемых к конструк-
циям РУ.
Надежность ЗРУ обеспечивают прежде всего соблю-*
234
дением достаточных изоляционных расстояний в возду-
хе между .неизолированными токоведущими частями
разных фаз Лф,ф) между токоведущими и заземленны-
ми частями Лф,3> а также между .неогражденными токо-
ведущими частями разных присоединений Г (рис. 7.1).
Поскольку междуфаэные перекрытия приводят к более
тяжелым последствиям, чем перекрытия с фазы на за-
земленные части РУ, то минимально допускаемое рас-
Та блица 7.2. Минимально допускаемые расстояния в свету,
мм, от неизолированных токоведущих частей до различных
элементов ЗРУ при различных номинальных напряжениях, кВ
Номинальное напряжение, кВ
Расстояние з 6 10 20 35 110 150 220
Между фазами 70 100 130 200 320 800 1200 1§00
Между фазами и заземленными частя- ми Лф,3 65 90 120 180 290 700 1100 1700
От токоведущих частей до сплошных ограждений Б . 95 120 150 210 320 730 ИЗО 1730
От токоведущих ча- стей до сетчатых ог- раждений В 165 190 220 280 390 800 1200 1800
Между неогражден- ными токоведущимп частями разных це- пей Г 2000 2000 2000 2200 2200 2900 3300 3800
От неогражденных то ко ведущих частей до пола Д 2500 2500 2500 2700 2700 3400 3700 4200
От неогражденных линейных выводов из РУ до земли Е 4500 4500 4500 4750 4750 5500 6000 6500
(>т токоведущих чистой до ножа от- ключенного разъеди- нителя /К . 80 ПО 150 220 350 900 1300 2000
стояние между фазами назначают в 1,06—1,14 раз вы-
ше, чем минимально допускаемое расстояние фаз до
заземленных частей:
Лф,Ф= (1,06—1,14)Дф,3.
Указанные расстояния должны быть больше норми-
рованных ПУЭ минимально допускаемых значений,
235
приведенных в табл. 7.2. Обычно по условиям монтажа
расстояния Лф,ф и.Дф,з принимают в 1,5—4 раза больше
нормированных значений.
Локализация повреждений достигается с помощью
системы изолирующих продольных и поперечных пере-
городок. Продольные перегородки отделяют друг от
друга оборудование соседних присоединений, а попереч-
ные— разделяют оборудование в пределах одного при-
соединения. Предусматривают также изоляционные пе-
регородки с двухстворчатыми дверьми между соседни-
ми секциями сборных шин.
Таким образом, перегород-
ки образуют отсеки, в пре-
делах которых локализует-
ся возникшее повреждение.
Разделительные перегород-
ки позволяют, кроме того,
несколько уменьшить неко-
торые изоляционные рас-
стояния, например расстоя-
ния между неизолирован-
ными токоведущими частя-
ми разных присоединений.
Для удобства и безопас-
ности обслуживания обору-
дование располагают рядами в камерах — закрытых
или огражденных. Вдоль фронта камер предусматрива-
ют коридоры обслуживания. Токоограничивающие ре-
акторы устанавливают обычно в закрытых камерах и
создают естественную проточную вентиляцию этих
камер. Воздух поступает в камеры из вентиляционного
канала, расположенного под камерами, или из кори-
дора обслуживания, охлаждает реакторы и выходит
наружу. Закрытые камеры, кроме того, обеспечивают
хорошую локализацию повреждения, возникшего в ре-
акторе. Остальное оборудование, как правило, устанав-
ливают в открытых камерах, защищенных со стороны
коридора сетчатыми или смешанными (комбинацией
сеток и сплошных щитов) ограждениями. В результате
все оборудование и ошиновка хорошо просматриваются
из коридоров обслуживания.
Приводы выключателей, рукоятки ручных приводов
разъединителей, панели аппаратов управления и защи-
ты размещают вне камер — на их наружных стенках
236
и на полу коридора, у стенок соответствующей камеры.
Высота ограждения Н (рис. 7.1) по условию без-
опасности должна быть не менее 1,9 м, а расстояния
Рис. 7.2. Расстояния,
обеспечивающие за-
щиту персонала от
случайных прикосно-
вений к токоведущим
частям.
от токоведущих частей до сплошных и сетчатых ограж-
дений— не менее нормированных значений, приведен-
ных в табл. 7.2. То1коведущие части внутри камеры, рас-
положенные выше ограждения, должны быть удалены
от ограждения таким образом, чтобы человек не мог
приблизиться к ним на опасное расстояние. Для защи-
ты персонала от случайных при-
косновений к токоведущим частям,
находящимся вне камер, проводни-
ки должны быть расположены на
высоте не менее расстояния Дока-
занного на рис. 7.2, или огражде-
ны сетками. Высота прохода под
ограждением должна быть не ме-
нее 1,9 м.
Строительные конструкции, на-
ходящиеся вблизи токоведущих ча-
стей, могут нагреваться индуциро-
ванными токами. Для защиты пер-
сонала от ожогов проектирование
ЗРУ ведется таким образом, -чтобы
температура строительных конст-
рукций, доступных для прикоснове-
ния, была бы менее 50 °C. Для
строительных элементов, недоступ-
ных для прикосновения, значение
этой предельной температуры
ставляет 70 °C.
Коридоры предназначены
осмотра оборудования, его
мены, управления приводами
единителей. Ширина коридора должна обеспечивать
удобное выполнение этих функций, в том чис-
ле перемещение оборудования в случае его замены.
Минимальная ширина коридора нормируется в зависи-
мости от расположения оборудования относительно ко-
ридора п его назначения. Она составляет: для коридо-
со-
для
за-
выключателей и разъ-
ров обслуживания, предназначенных только для осмот-
ра и замены оборудования, 1 м при одностороннем и
1,2 м при двустороннем расположении оборудования;
для коридоров управления, откуда осуществляют управ-
237
ление приводами коммутационных аппаратов, соответ-
ственно 1,5 и 2 м.
Коридоры обслуживания (управления), проложен-
ные вдоль разных рядов оборудования, должны между
собой сообщаться через торцевые и промежуточные по-
перечные переходы. Из коридоров предусматривают вы-
ходы из РУ — наружу, на лестничные клетки или в дру-
гие .помещения. Количество выходов принимают, исходя
из длины РУ: при длине РУ до 7 м допускается один
выход, при длине от 7 до 60 м — два выхода по кон-
цам, при длине более 60 м предусматривают еще до-
полнительные промежуточные выходы, расположенные
с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки
коридора обслуживания (управления) до выхода со-
ставляло не более 30 м.
Безопасность и удобство ремонта оборудования
в ЗРУ обеспечиваются:
1. Отключением разъединителей с обеих сторон ре-
монтируемого оборудования, т. е. созданием необходи-
мых изоляционных расстояний, и наложением защит-
ных заземлений. Для надежной изоляции ремонтиру-
емого оборудования расстояние Ж (см. рис. 7.1) между
токоведущими частями, оставшимися под напряжением,
и ножом отключенного разъединителя должно быть не
меньше нормированных значений, приведенных
в табл. 7.2. Для надежной изоляции это расстояние на-
значается ,в 1,08—1,1'5 раз больше, чем расстояние меж-
ду фазами Дф,ф-
2. Продольными и поперечными изоляционными пе-
регородками, отделяющими ремонтируемое оборудова-
ние от работающего оборудования соседних присоеди-
нений, а также от токоведущих частей данного присо-
единения, которые остались под напряжением (напри-
мер, со стороны сборных шин). Изоляционные пере-
городки ограничивают пределы ремонтной зоны, т. е.
пространства, отводимого для производства ремонтных
работ на данном оборудовании. Надежное отделение
ремонтной зоны от соседних работающих участков обес-
печивается соответствующими ремонтными расстояни-
ями.
3. Созданием удобного и безопасного участка
в коридоре обслуживания перед, камерой ремонтируе-
мого оборудования (обеспечивается нормированными
расстояниями В, Г и Д). На этом участке могут быть
238
размещены вспомогательные механизмы и приспособ-
ления для проведения ремонтных работ и аппаратура
для испытания оборудования.
Пожарная безопасность. Для того, чтобы снизить
опасность возникновения взрыва и пожара, рекоменду-
ется применять аппаратуру либо совсем без масла (воз-
душные, электромагнитные выклдочатели), либо содер-
жащую ограниченное количество масла (малообъемные
масляные выключатели, масляные трансформаторы не-
большой мощности). Так, например, в помещении РУ
допускается установка одного масляного трансформато-
ра мощностью не более 630 кВ-А или двух масляных
трансформаторов мощностью до 400 кВ-А каждый. При
установке малообъемного масляного выключателя с ко-
личеством масла в одной фазе 60 кг и более в камере
делают порог, рассчитанный на удержание полного объ-
ема масла.
Здание, строительные конструкции и изоляционные
перегородки выполняют из огнестойких материалов —
металла, железобетона, шлакоблоков, асбоцемента
и т. п. Здание сооружают обычно без оконных проемов,
а двери выполняют металлическими.
Для локализации возникшего пожара междуэтаж-
ные перекрытия и перегородки не должны иметь от-
крытых проемов./Ироход токоведущих частей через пе-
регородки и перекрытия выполняют через проходные
изоляторы или трансформаторы тока проходного типа.
Проемы, через которые проходят кабели, заделывают
асбестом или цементом. Вентиляционные отверстия за-
щищают частыми металлическими сетками. Лестнич-
ные клетки и выходы из здания РУ располагают так,
чтобы обеспечить надежную эвакуацию персонала из
помещения в случае пожара.
Безопасность для окружающих. Для того, чтобы ис-
ключить возможность проникновения посторонних лиц
в здание РУ, все двери должны быть снабжены само-
запирающимися замками, которые извне открывают
купоном, а, изнутри — без ключа.
Наружные электрические вводы в здание РУ долж-
ны быть безопасны для лиц, которые могут оказаться
вблизи РУ. Это достигается или ограждением воздуш-
ных вводов или осуществлением их на безопасной для
, окружающих высоте Е (рис. 7.2). Минимально допу-
скаемое значение высоты линейных выводов (расстоя-
239
ние от низшей точки провода до поверхности земли)
нормировано (см. табл. 7.2).
Выбор типа внутренней компоновки
генераторных РУ 6—10 кВ для ТЭЦ
Такие распределительные устройства (ГРУ) типич-
ны для ТЭЦ с генераторами 30, 60 и 100 МВт. Для них
разработана серия типовых конструкций, из которой
и выбирают опорное, базовое решение внутренней ком-
поновки для ГРУ проектируемой конкретной ТЭЦ. При
этом учитывают электрическую -схему ГРУ (одна или
две системы сборных шин), типы выключателей и об-
щее число присоединений, ,т. е. число ячеек РУ.
Длина здания ГРУ должна быть согласована с дли-
ной главного здания (.машинного зала), для того чтобы
электрические связи между генераторами и ГРУ были
по возможности прямыми, а общая компоновка (ген-
план) компактна. Поэтому если число ячеек на секции
относительно невелико, то их располагают в один ряд,
а при большом числе ячеек — .в два ряда.
Ниже рассмотрены наиболее характерные типовые
конструктивные решения для ГРУ -с выключателями
типа МГ-10 (МГ-20), с секционными и линейными реак-
торами. Для ячейки линейных выключателей преду-
смотрены шкафы КРУ.
Генераторные РУ 6—10 кВ с одной системой сбор-
ных шин (схему см. на рис. 5.11,6); проект разработан
ВНИПИ Энергопром (рис. 7.3).
Здание одноэтажное с шагом колонн 6 м и шириной
18 м. Сборные шины и оборудование присоединений
с большими номинальными токами расположены в цент-
ральной части здания в два ряда, а шкафы КРУ
линейных присоединений — вдоль правой стены в один
ряд. Обслуживание оборудования осуществляют из
трех коридоров: центрального коридора управления и
двух боковых коридоров. Шаг ячеек равен 3 м, т. е.
половине расстояния между колоннами. Для прокладки
силовых и контрольных кабелей предусмотрены два ка-
бельных туннеля. Под камерами выключателей и реак-
торов проложены два вентиляционных канала. Из них
подается воздух для охлаждения реакторов. Нагретый
воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту.
Генераторные РУ 6—10 кВ с.двумя системами сбор-
240
Рис. 7.3. Закрытое РУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин (ВНИПИЭнергопром).
)
1
пых шин (схему см. на рис. 5.11, в); проект разработан
Теплоэлектропроектом (рис. 7.4).
Наличие двух систем сборных шин усложняет кон-
струкцию РУ. Для размещения оборудования преду-
сматривают двухэтажное здание шириной 15 м и с ша-
гом колонн 6 м. Высота этажей одинакова и равна по
4,8 м. В верхнем этаже размещают более легкое обо-
Рис. 7.4: Закрытое РУ 6—10 кВ с двумя системами сборных шин
(ТеплоэлектрОпроект).
рудование— сборные шины и шинные разъединители,
в нижнем — более тяжелое — выключатели (типа МГ-10
или МГ-20), реакторы и шкафы КРУ. Шаг ячеек РУ
равен 2,4 м.
Компоновка оборудования — двухрядная с тремя
коридорами обслуживания на каждом этаже. Все три
коридора второго этажа и два боковых коридора пер-
вого этажа являются коридорами управления, посколь-
ку из них осуществляют управление коммутационными
аппаратами. Средний коридор первого этажа предназ-
начен для обслуживания выключателей и реакторов.
242
Специальные вентиляционные каналы для охлажде-
ния реакторов не сооружают. Охлаждающий воздух
в камеры реакторов поступает из центрального ко-
ридора первого этажа, а затем, нагреваясь, удаля-
ется через специальные проемы с жалюзи на втором
этаже.
Здание, несмотря на наличие двух этажей, выполня-
ют зального типа. Блоки сборных шин и шинных разъ-
единителей опираются на металлический каркас камер
первого этажа. Поэтому междуэтажное перекрытие на-
несет большой нагрузки и выполняется легким. Опо-
рой для камер с тяжелым оборудованием, устанавли-
ваемым на первом этаже, служат железобетонные кон-
струкции кабельных туннелей, что облегчает выполне-
ние фундамента здания.
При осуществлении ГРУ по рассмотренным типовым
проектам шкафы сборных шин и шинных разъедините-
лей, а также металлические каркасы камер с тяжелым
оборудованием будут изготовлены на заводах или в ма-
стерских и доставлены на место монтажа готовыми
блоками. Однако значительный объем работ обуслов-
лен возведением тяжелого каркасного' здания, сооруже-
нием разделительных перегородок на металлических
каркасах, сборкой и монтажом мелкого электрообору-
дования, которое поставляют на место сооружения рос-
сыпью. Поэтому Теплоэлектропроектом был разработан
еще один проект ГРУ 6—10 кВ, более полно удовлетво-
ряющий современным требованиям максимального
укрупнения строительно-монтажных узлов и уменьше-
ния объема работы на строительной площадке.
Крупноблочные ГРУ 6—10 кВ в бескаркасном зда-
нии (рис. 7.5) разработаны Теплоэлектропроектом. Про-
ект разработан применительно к схеме ГРУ с одной
системой сборных шин (см. рис. 5.11,6) с токами при-
соединений до 8000 А и ударным током до 330 кА.
Конструкция ГРУ не требует сооружения громозд-
кого каркасного здания. Одноэтажное бескаркасное
здание высотой 4 м и шириной 12 м собирают из сте-
новых железобетонных панелей, которые одновременно
служат перегородками между ячейками и несущими
конструкциями. На кровле здания сделана надстройка
из металлических камер, в которых расположены шин-
ные разъединители. Сборные шины и ответвления от
них расположены выше надстройки и выполнены по-
16* 243
фазно экранированными токопроводами с электрически
непрерывными кожухами. Строительно-монтажные уз-
лы, таким образом, монтируют в три яруса: вверху
в один ряд расположены сборные шины, ниже в два
ряда — металлические камеры шинных разъединителей
и, наконец, в самом нижнем ярусе тоже ,в два ряда —
камеры выключателей, реакторов и шкафы КРУ.
Рис. 7.5. Крупноблочные ГРУ 6—10 кВ в бескаркасном здании (Теп-
лоэлектропроект).
Внизу один ряд занимают камеры тяжелых выклю-
чателей (типа МГ-10 или МГ-20) и секционных реак-
торов, а другой ряд — камеры линейных реакторов.
Отделение шкафов КРУ с линейными выключателями
(типа К-ХП) примыкает к ряду камер линейных реакто-
ров. Ошиновку в камерах выключателей и реакторов
выполняют тоже крупными монтажными блоками.
Секционные реакторы устанавливают горизонтально,
каждая фаза в отдельной камере; сдвоенные линейные
реакторы имеют ступенчатое расположение фаз — в од-
ной камере одна и в другой камере — две фазы. Меж-
ду рядами камер здания и надстройки предусмотрены
коридоры обслуживания.
244
Закрытые РУ 6—20 кВ для ГЭС
Как было сказано ранее, для ГЭС ввиду большого
разнообразия схемных, .параметрических и компоновоч-
ных решений типовые проекты конструкций РУ гене-
раторного напряжения отсутствуют. Отметим лишь не-
которые общие особенности, присущие РУ генератор-
ного напряжения ГЭС:
Рис. 7.6. Схема укрупненного блока два генератора — трансформа-
тор ГЭС.
245
отдельно стоящее здание для РУ не сооружают; РУ
компонуют в составе здания ГЭС, встраивая или при-
страивая РУ к машинному залу;
поскольку электрическую схему ГЭС строят в ос-
новном по блочному принципу, то каждый блок имеет
свое РУ генераторного напряжения, выполненное по
схеме с одной системой сборных шин, с ограниченным
числом присоединений;
Рнс. 7.7. План (а) н поперечные разрезы (б) по РУ 13,8 кВ укруп-
ненного блока ГЭС.
ячейки РУ размещают в один ряд, группируя их
вокруг осей соответствующих гидроагрегатов;
сборные шины и ошиновку, находящуюся вне камер
электрических аппаратов, выполняют обычно закрыты-
ми экранированными токопроводами. В токопроводы
генераторов встраивают трансформаторы тока и напря-
жения.
В качестве примера приведено РУ 13,8 кВ укрупнен-
ного блока — два генератора—трансформатор (рис. 7.6)
русловой ГЭС. На ответвлении от сборных шин при-
соединен трансформатор собственных нужд ТСН. Все
246
оборудование генераторного напряжения размещено
в машинном зале на отметке обслуживания гидроагре-
гатов. На рис. 7.7 представлены план по этой отметке
и поперечные разрезы по ячейке генератора.
Ячейки генераторов расположены по осям соответ-
ствующих генераторов. От выводов генератора идут эк-
ранированные токопроводы 1, в которые вмонтированы
трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
Выключатель типа МГ-20 и разъединитель типа РВК-20
помещены в огражденных камерах 2 и.З. Сборные Шины
выполнены также экранированными токопроводами 4,
расположенными снаружи машинного зала. К сборным
шинам закрытыми токопроводами 5 присоединен блоч-
ный трансформатор. Последний установлен на бычках
со стороны нижнего бьефа (см. рис. 2.7).
Трансформатор с. н. 6 с сухой изоляцией в метал-
лическом кожухе расположен на этой же отметке,
в промежутке между генераторами укрупненного бло-
ка. Токопроводами 7 он присоединен к сборным ши-
нам.
Закрытые РУ 35—220 кВ
Для тех случаев, когда особые условия заставляют
прибегнуть на повышенном напряжении к РУ закрытого
типа, разработаны типовые конструкции. Эти тицовые
проекты разработаны для наиболее характерных' ис-
ходных условий: напряжений 35, ПО и 220 кВ, элект-
рической схемы — две системы сборных шин (35 кВ) и
две системы сборных шин с обходной (110 и 220 кВ),
выключателей — воздушных (типов ВВН, ВВБ, ВНВ)
и маломасляных (типа ВМК).
Если возникает необходимость применить ЗРУ на
повышенном напряжении для других электрических
схем (одной системы сборных шин с обходной, схемы
3/2, многоугольника и т. д.), то разработку конструк-
ции РУ ведут те организации, которые проектируют
данную электростанцию. Такая необходимость чаще
всёго встречается при проектировании ГЭС. Поскольку
ЗРУ на повышенные напряжения применяют относи-
тельно редко, то специального оборудования для них
отечественные заводы не изготовляют. Поэтому типо-
вые проекты ЗРУ 35—220 кВ рассчитаны обычно на
применение Оборудования, предназначенного для на-
ружной установки.
247
Размещение оборудования в здании с разделитель-
ными перегородками между соседними присоединени-
ями позволяет уменьшить шаг ячейки по сравнению
с ОРУ того же напряжения. Так, например, при напря-
жении ПО кВ шаг ячейки ЗРУ составляет 6 м против
9 м для ОРУ.
Для ЗРУ 35—220 кВ используют как одно-, так и
двухэтажные здания. При сооружении здания в два
этажа сокращаются его ширина и опорная площадь,
но зато, естественно, увеличивается его высота.
Ячейки ЗРУ повышенных напряжений располагают,
как правило, в один ряд с выводом всех присоединений
в одну сторону, обычно в сторону воздушных линий
электропередачи. Поэтому электрические связи к транс-
форматорам перебрасывают над зданием РУ.
Закрытое РУ 35 кВ с двумя системами сборных шин
(рис. 7.8); проект разработан Теплоэлектропроектом.
Здание одноэтажное шириной 12 м, высотой 4,8 м и
шагом колонн по длине здания 6 м; шаг ячейки —
3 м.
Конструкция ЗРУ 35 кВ имеет много общего с кон-
струкцией ЗРУ 6—10 кВ: жесткая ошиновка с крепле-
нием на опорных изоляторах, одинаковый подход
к компоновке оборудования в здании, сходная система
размещения разделительных перегородок и коридоров
обслуживания.
Оборудование одного присоединения рассматривае-
мого РУ 35 кВ располагают в два ряда: сборные шины
и шинные разъединители—в одном ряду, выключате-
ли — в другом ряду. Для обслуживания оборудования
предусмотрены три коридора. В центральном коридоре
управления находятся приводы выключателей и их
разъединителей, кроме приводов заземляющих ножей
линейных разъединителей, которые вынесены в боковой
коридор.
Сборные шины расположены в вертикальной плоско-
сти и снабжены междуфазными перегородками из асбо-
шифера. В связи с относительно небольшой высотой
здания для присоединения трансформаторных связей и
воздушных линий перед зданием установлены отдель-
но стоящие порталы. Туннель контрольных кабелей на-
ходится у стены здания РУ.
Закрытое РУ 110 кВ с двумя основными и третьей
обходной системами шин (рис. 7.9); разработано Теп-
248
лоэлектропроектом. Электрическая схема приведена на
рис. 5.14, в. Здание одноэтажное высотой 10,2 м и ши-
риной 18 м; шаг ячейки — 6 м.
В отличие от ЗРУ 35 кВ сборные шины и ошиновка
выполнены многожильным стелеалюминиевым прово-
дом. Сборные шины — две основные и обходная — рас-
положены на большой высоте. Проводники фаз А и В
Рис. 7.9. Закрытое РУ 110 кВ с двумя основными и третьей обход-
ной системами сборных шин (Теплоэлектропроект).
прикреплены к конструкциям перекрытия с помощью
подвесных и натяжных гирлянд изоляторов, а провод-
ники фазы С — к консолям на опорных изоляторах.
Шинные разъединители размещены горизонтально
вверху на отметке 6,25 м, выходные (линейные) разъ-
единители — тоже горизонтально, но внизу на отметке
3,0 м. Обходные разъединители установлены вертикаль-
но на стене здания. Для обслуживания и ремонта гир-
лянд изоляторов, сборных шин и разъединителей пре-
дусмотрено использование гидравлического манипулято-
ра с высотой подъема рабочей площадки до 9 м.
Выключатели (воздушные или малообъемные мас-
ляные) установлены на полу ячейки. Высоту стула вы-
бирают с таким расчетом, чтобы расстояние до ниж-
ней кромки фарфорового изолятора составляло не ме-
нее 2,2 м. Это дает возможность свободного прохода
250
по полу ячейки. Металлические сетчатые разъедини-
тельные перегородки между ячейками выполнены по
высоте расположения оборудования.
Закрытое РУ 220 кВ с двумя основными и третьей
обходной системами шин (рис. 7.10); разработано Теп-
лоэлектропроектом. Здание двухэтажное высотой 18 м
и шириной 24 м; шаг ячейки — 12 м.
Рис. 7.10. Закрытое РУ 220 кВ с двумя основными и третьей обход-
ной системами шин (Теплоэлектропроект).
Здесь, как в ЗРУ ПО кВ, сборные шины и ошиновка
выполнены гибкими сталеалюминиевыми проводами.
Лишь на участке между шинными разъединителями и
выключателем применены жесткие трубчатые шины.
Сборные шины и шинные разъединители основных си-
стем расположены ,в два яруса с разделительной пере-
городкой между ними. Осмотр верхней системы сбор-
ных шин и ее шинных разъединителей удобно произ-
водить с пола второго этажа через ограждение, протя-
нутое вдоль стены здания.
Высота стульев шинных разъединителей нижней си-
стемы сборных шин и выходных (линейных) разъеди-
251
нителей составляет 3,9 м, что дает возможность .про-
езжать автомашине и передвижным .ремонтным при-
способлениям вдоль всех ячеек ЗРУ без снятия напря-
жения.
Принятая компоновка обеспечивает достаточные
изоляционные и ремонтные расстояния без необходи-
мости установки перегородок и ограждений. Обслужи-
вание и ремонт оборудования предполагается вести
с помощью автопогрузчика и самоходного гидравличе-
ского манипулятора.
Эскизная разработка конструкции ЗРУ
Если при разработке конструкции ЗРУ используется
типовой проект, то тем самым уже определяется раз-
мещение оборудования в ячейках основных присоеди-
нений. Необходимо лишь проверить соответствие раз-
меров камер типового РУ выбранному оборудованию и
выполнение всех требований ПУЭ. Основная работа
в этом случае состоит в размещении секций сборных
шин в здании РУ и распределении ячеек всех присоеди-
нений в пределах каждой секции. Работа по компонов-
ке оборудования в РУ оформляется в виде эскизов-
разрезов по ячейкам всех характерных присоединений
и по отдельным камерам аппаратов, поэтажных пла-
нов и схемы заполнения.
Секции сборных шин как при однорядном, так и при
двухрядном расположении камер ориентируют вдоль
здания РУ последовательно (рис. 7.11). Такая компо-
новка, во-первых, дает возможность удобного вывода
электрических связей в обе стороны от РУ и, во-вторых,
позволяет отделять секции друг от друга поперечными
перегородками.
Расположение ячеек в РУ производят в следующем
порядке. Сначала размещают ячейки межсекционных
связей в соответствии с принятым расположением сек-
ций. Затем размещают ячейки трансформаторов и ге-
нераторов (для РУ повышенных напряжений — воздуш-
ных линий). При этом руководствуются следующими
соображениями: а) электрические связи между РУ и
генераторами или трансформаторами должны быть по
возможности прямыми и короткими; б) вводы в РУ не
должны попадать на колонны здания. Так, например,
для ГРУ 6—10 кВ ТЭЦ в соответствии с ее компонов-
кой (см. рис. 2.1) ячейки генераторов должны быть
252
рохайц
Реактор Ч <КЮ»>-4
__ —:
*3 >—.
г— — — —
ТС2 _j
с;
ваш <Х —.
—- — —— —
—• — —
Реактор к *4
м. —— —
<4 —. — —— —
—
—. — —
доховц
Реактор <ъ
—— — — —
——. _ —4-
—— __ _
г— — — —
— — _
Реактор к~ —
—1
— _
-W —
Реактор
«
—
— —
—-. .
goxodp
Реактор
—
% .— __ — —
7 Г 1 1 1 1 4-1
й . _ »
_ — —— —
в —
_. —— — —
Реактор 14 И 1 Ц-4
—— —— —. —.
— —
~ — —
goxodg
4; Л г. Й is 1 Номера ячеек 1 ', Шкафы КР8 , I Камеры реакторо8\ и выключателей ' иг- ю I Шинные ! разъединители , 5 I
доховц
-
1
$
*4
$ Секцион- ный • реактор
poxodp
ч
- - kj
Vm-p,
$
^0
81 | 3/ 1 [ Секциям- , ный 1 реактор 1 _..1
goxodu
-- ч
1
Со
1 Секцией-. ный. ! ; реактор ।
goxodu
Номера ячеек Наименование присоединений. 1
Рис, 7.11. Схема заполнения ГРУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин (поперечный разрез дан на рис. 7.3).
ГС —трансформатор связи; 3 — заземлитель; TH — трансформатор напряжения; ТСН — трансформатор собственных нужд; Г — 1
lepawp; СВ — секционный выключатель; ТСН-Р — трансформатор собственных нужд резервный.
помещены на продолжении осей турбоагрегатов в ряду,
обращенном в сторону машинного зала. Ячейки транс-
форматоров связи ;с системой следует разместить в про-
тивоположном ряду примерно на линии осей этих транс-
форматоров.
В последнюю очередь размещают ячейки тех присо-
единений, которые не имеют ограничений ни по внут-
ренней, ни по внешней компоновке: ячейки трансфор-
маторов напряжения, шиносоединительных выключате-
лей (при двух системах сборных шин), разрядников
и т. п.
Камеры линейных реакторов не имеют ограничений
по компоновке в РУ с двухрядной установкой шкафов
КРУ с линейными выключателями (см. рис. 7.4), тогда
как при однородной установке шкафов КРУ (см. рис. 7.3)
камеры линейных реакторов приходится, естественно,
располагать в ряду, обращенном в сторону шкафов
КРУ.’ •
Схема заполнения — это схема электрических соеди-
нений, отображающая размещение оборудование в РУ.
Схема заполнения наглядно связывает электрическую
схему с конструкцией РУ. Наружные стены здания РУ,
внутренние продольные и поперечные разделительные пе-
регородки наносят на чертеже тонкими сплошными ли-
ниями (рис. 7.11). В результате образуются прямоуголь-
ники, соответствующие камерам, в которых размещены
аппараты, и выявляются продольные коридоры, по-
перечные проходы и междуэтажные перекрытия.
Схему заполнения чертят без масштаба. Слева от
изображения схемы, против каждого горизонтального
ряда -камер и коридоров указывают этажи здания
(в многоэтажных зданиях), наименование размещаемо-
го в камерах оборудования и коридоры. Сверху и сни-
зу по отношению к изображению схемы проставляют
номера ячеек, указывают названия присоединений, от-
мечают поперечные проходы.
На рис. 7.11 показана схема заполнения для одно-
этажного ГРУ 6—10 кВ ТЭЦ, приведенного на рис. 7.3,
Распределительное устройство имеет три секции, соеди-
ненные между собой реакторами и выключателями.
Ячейки генераторов и трансформаторов с. н. находятся
в ряду, обращенном ,в сторону машинного зала, ячейки
трансформаторов связи — в другом ряду. Поскольку
шаг ячейки равен 3 м, а шаг колонн вдоль здания —
254
Наименование Резервная Трансрорма- Линия Ренера- Секционные Секционный. Линия Генера-\Секционный
монтажных единиц линия с. н. тор связи с.н. тор дыклюиатели\ реактор с.н. тор \выклнунатель
pozoty
QOTOdp
Выключатели, реакторы Шинные разъединители Сборные ишны (токопроводы) . Шинные разъединители Реакторы 1 Разъединители Шкафы КРУ отходящих линий L gozodi/ |
рОЮРЫр %:нспшр
Рис. 7.12. Схема заполнения крупноблочного ГРУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин (поперечный разрез
дан иа рис. 7.5).
Рис. 7.13. Схема заполнения ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных шин (поперечный разрез дан на рис. 7.8).
6 м, то выводы генераторов и трансформаторов не мо-
гут попасть в места расположения колонн. Камеры ли-
нейных реакторов находятся против соответствующих
шкафов КРУ.
Рисунок 7.12 иллюстрирует выполнение схемы запол-
нения (двух секций) для крупноблочного ГРУ 6—10 кВ,
показанного на рис.' 7.5. РУ имеет одну секциониро-
ванную систему сборных шин, расположенную в один
ряд. Ячейки присоединений занимают два ряда.
Рис. 7.14. План одноэтажного двухрядного ГРУ 6—10 кВ (попереч-
ный разрез дан на рис. 7.3, а схема заполнения — на рис. 7.11).
На рис. 7.13 приведена схема заполнения ЗРУ
35 кВ применительно к типовому проекту, показанному
на рис. 7.8. Две системы сборных шин разделены меж-
ду собой перегородкой. Оборудование присоединения
воздушной линии занимает одну ячейку, оборудование
присоединения кабельной линии —одну или две ячейки
в зависимости от числа параллельных кабелей. Стрел-
ками показано, что трансформаторные связи должны
быть переброшены через здание РУ. К каждой системе
сборных шин присоединен комплект, состоящий из
трансформатора напряжения и разрядника.
Поэтажные планы определяют габариты здания РУ,
размещение выходов, лестничных площадок (двухэтаж-
ные здания), коридоров и проходов.
На пл-ане показывают: стены и колонны здания; ка-
меры электрических аппаратов, а в них габаритные
контуры основных, наиболее крупных аппаратов; двери
между помещениями смежных секций, двери камер,
а также двери выходов наружу.
План — это чертеж, выполняемый в масштабе. На
нем наносят габаритные размеры здания, ширину кори-
17—1342 257
доров и проходов,. габаритные размеры -камер. В каче-
стве примера на рис. 7.14 показан план одноэтажного
двухрядного ГРУ 6—10 кВ, поперечный разрез которо-
го дан на рис. 7.3, а схема заполнения — на рис. 7.11.
Помещения секций разделены между собой поперечны-
ми перегородками. С обоих торцов здания предусмот-
рены поперечные проходы и наружные выходы.
7.4. Комплектные распределительные устройства
Применением комплектных РУ достигаются: макси-
мальная индустриализация монтажных работ, что поз-
воляет резко сократить объем монтажных работ на
месте установки и сроки сооружения РУ; повышение
надежности работы РУ; повышение безопасности об-
служивания; сокращение строительной площадки под
РУ; .возможность быстрой замены неисправного вы-"
ключателя (при использовании шкафов с выключате-
лем на выкатной тележке).
В качестве изоляции между токоведущими частями
разных фаз, а также между токоведущими и заземлен-
ными частями могут быть использованы газ (воздух,
элегаз), жидкость (масло) и твердый диэлектрик (по-
ливинилхлорид, эпоксидная смола, полиэтилен).
Наша промышленность изготовляет шкафы КРУ на
напряжение 6—35 кВ с воздушной изоляцией (табл. 7.3)
и осваивает конструкцию КРУ на напряжение 110 и
220 кВ с элегазовой изоляцией. Шкафы на напряжение
6—35 кВ выпускают для схемы с одной системой сбор-
ных шин с маломасляными (типов ВМП, ВММ, ВМПЭ,
ВМПП и МГГ-10) и электромагнитными (типа ВЭМ)
выключателями на выкатных тележках. Функции разъ-
единителей там выполняют разъединяющие (втычные)
контакты.
Каждое проектируемое РУ состоит из ячеек различ-
ных присоединений: отходящих кабельных и воздушных
линий, питающих вводов, секционных связей, шинных
трансформаторов напряжения и разрядников, трансфор-
маторов с. н. и т. д. Поэтому заводы-изготовители для
каждой серии КРУ выпускают целый набор шкафов
для различных присоединений в соответствии с запла-
нированной сеткой схем. Все шкафы одной серии для
удобства компоновки имеют одинаковые габариты. По-
скольку номинальные токи питающих вводо.в и секци<-
258
Таблица 7.3. Основные технические данные КРУ отечественного производства
В скобках даньСразй'еры шкафов с коридором управления, который имеют КРУН серий К-37 К-33 и К-39.
Онных связей значительно больше номинальных токов
остальных присоединений, то для них завод предусмат-
ривает дополнительную серию шкафов. Габариты этих
шкафов (ширина, высота) обычно несколько больше
габаритов основной (опорной) серии.
Ниже рассмотрено несколько характерных серий
КРУ отечественного производства. Их технические дан-
ные приведены в табл. 7.3.
Рис. 7.15. Шкаф КРУ серии К-ХП с выключателем типа ВМП-10К-
1 — корпус; 2 — выкатная тележка с выключателем; 3 — отсек сборных шнн;
4 — отсек шкафа приборов.
Комплектные РУ серии К-ХП (K-XXVI) с выклю-
чателем типа ВМП-10 (ВМПЭ-10). Шкафы этой серии
компактны и дешевы, а набор схем достаточно обши-
рен. Их широко применяют на станциях (для выклю-
чателей реактированных линий в ГРУ 6—10 кВ ТЭЦ,
на собственных нуждах), на вторичной стороне под-
станций и в распределительных пунктах.
260
Шкаф КРУ с выключателем ЁМП-10К (рис. Т.15)
состоит ‘из четырех основных частей: корпуса 1, в кото-
ром размещены трансформаторы тока, заземлитель,
кабельные заделки, неподвижные части разъединяющих
контактов; выкатной тележки 2, на которой установлен
Рис. 7.16. Шкаф КРУ серии К-Х с выключателем типа ВЭМ-6.
/ — корпус; 2 — выкатная тележка с выключателем; 3 — отсек сборных шин;
4— отсек шкафа приборов.
выключатель -с .приводом и лодвижные части разъедини-
ющих контактов; отсека сборных шин 3 и шкафа 4
приборов защиты, управления и сигнализации.
Для питающих вводов и межсекционных связей
в КРУ серии К-ХП предназначены шкафы серии K-XV
на номинальные токи 2000 и 2750 А.
261
Комплектные РУ серии К-Х с выключателем типа
ВЭМ-6 .применяют в системе собственных нужд мощ-
ных тепловых и атомных электростанций, а также для
РУ 6—10 кВ подстанций с частыми операциями вклю-
чения и отключения. Последнее объясняется тем, что
электромагнитные выключатели хорошо работают в ре-
жимах частых коммутаций.
Шкаф серии К-Х (рис. 7.16) принципиально состоит
из тех же частей, что и шкаф серии К-ХП, а именно:
корпуса 1, тележки 2 с выключателем, отсека сборных
шин 3 и шкафа приборов вторичных цепей 4. Однако
габариты и компоновка -этих' частей и соответственно
габариты шкафа иные, чем у шкафа серии К-ХП. Глу-
бина шкафа с ВЭМ-6 несколько меньше, а высота
больше, чем у шкафа с выключателем ВМП-10.
Питающие вводы и секционные связи комплектуют
шкафами серии K-XXI, рассчитанными на номинальный
ток 2000 А.
Комплектные РУ серии КР10-&9 с выключателем
типа МГГ используют для ГРУ 6—10 кВ ТЭЦ с номи-
нальными токами присоединений до 3500 А и ударным
током до 170 кА.
Шкаф серии КРЮ-Д9 с крупногабаритным выклю-
чателем типа МГГ-10 (рис. 7.17) имеет заметно боль-
шие размеры по сравнению с размерами шкафов серий
К-ХП и К-Х; его глубина в 1,52—1,62 раза, ширина
в 1,67, высота в 1,7—1,32 раза больше соответствующих
размеров шкафов- К-ХП и К-Х. Шкаф состоит из кор-
пуса 1, выкатной тележки 2 с -выключателем и шинного
короба 3.
В ГРУ 6—10 кВ ТЭЦ выключатели типа МГГ уста-
навливают в присоединениях генераторов, трансформа-
торов связи, трансформаторов с. н. и секционных свя-
зей. По компоновке ячейки этих присоединений требуют
шинного ввода, что и предусмотрено в шкафу КРЮ-Д9.
Кроме шкафа с выключателем типа МГГ, в серию
входят: шкаф со штепсельным (втычным) разъедини-
телем, шкаф с шинным трансформатором напряжения,
шкаф с линейными реакторами со ступенчатой установ-
кой фаз, шкаф с секционными реакторами с горизон-
тальной установкой фаз. Размеры шкафов для разных
присоединений jb отличие от остальных серий неодина-
ковы; наибольшие габариты имеют шкафы реакторов.
Компоновка таких КРУ значительно сложнее.
262
Следует отметить, что шкафы этой серии постав-
ляют в разобранном виде и собирают на месте. Таким
образом, требование крупноблочного сооружения здесь
удовлетворяется не полностью.
Комплектные РУ наружной установки серии К-37
с выключателем типа ВМПЭ-10 (ВМПП-10) предназна-
Рис. 7.17. Шкаф КРУ серии КР10-Д9 с выключателем типа МГГ-10.
1— корпус; 2 — выкатная тележка с выключателем; 3— шинный короб.
1-1
чены для подстанций со вторичным напряжением 6—
10 кВ, в том числе комплектных трансформаторных
подстанций (КТП).
Шкафы серии К-37 имеют одностороннее обслужи-
вание и для этой цели снабжены коридором управле-
ния. Элементы коридора поставляют комплектно со
шкафами и собирают на месте монтажа. Наличие ко-
ридора обслуживания обеспечивает благоприятные ус-
ловия эксплуатации и ремонта оборудования независи-
ма
мо от погодных условий. В основу серии К-37 положе-
ны шкафы для внутренней установки серии К-ХП.
Комплектное РУ серии К-37 состоит из следующих
частей (рис. 7.18): корпуса 1 шкафа, в котором разме-
щены трансформаторы тока, неподвижные разъединя-
ющие контакты, заземлитель; выкатной тележки 2, на
которой установлен выключатель с приводом и подвиж-
Рис. 7.18. Шкаф КРУН серии К-37 с выключателем типа ВМПЭ-10.
1 — корпус; 2 — выкатная тележка с выключателем; 3 — отсек сборных шнн;
4 — шкаф приборов; 5 — коридор управления.
ные разъединяющие контакты; блока шин 3, состоящего
из отсека сборных шин и отсека воздушного ввода;
шкафа приборов 4 защиты, измерения, управления и
сигнализации; коридора управления 5.
С выкатной тележкой выполнены также шкафы
трансформаторов напряжения и разрядников, предохра-
нителей, секционных связей. Выкатной тележки не име-
ют шкафы трансформатора с. н., высокочастотной свя-
зи и глухого шинного ввода.
Для питающих (трансформаторных) вводов и сек-
ционных выключателей используют шкафы Феерии К-33
с номинальными токами 2500 и 3000 А.
264
Проектные разработки при использовании Л’РУ
В соответствии с выбранным оборудованием наме-
чают серию КРУ. На подстанциях отдают предпочте-
ние сериям для наружной установки с коридором об-
служивания (К-37, К-39), для станций используют серии
для внутренней установки (К-ХП, K-XXVI, К-Х,
КРЮ-Д9). Шкафы КРУН не обладают полной герме-
тичностью. Поэтому если подстанция проектируется
для тяжелых внешних условий (повышенная загрязнен-
ность атмосферы, тяжелые климатические условия), то
сооружают здание и применяют серии, предназначен-
ные для внутренней установки.
Для намеченной серии рассматривают набор схем,
который дается в заводских каталогах. Из негр наби-
рают состав шкафов, необходимый для выполнения РУ
согласно разработанной ранее схеме электрических со-
единений. Далее намечают порядок размещения секций
(в один или два ряда )и шкафов в пределах каждой
секции. При этом учитывают: место КРУ в компоновке
сооружений станции (подстанции) и соответствующее
расположение питающих вводов; число присоединений;
выполнение отходящих линий (кабельные или воздуш-
ные).
Ширина прохода для управления и ремонта КРУ
выкатного типа должна обеспечивать удобство обслу-
живания, перемещения и разворота тележки. С этой
целью согласно ПУЭ ширина прохода должна быть
больше длины тележки: минимум на 0,6 м при одно-
рядном исполнении КРУ и на 0,8 м при двухрядном
исполнении. Высота помещения для КРУ тоже норми-
руется. От наиболее выступающих частей шкафа КРУ
до потолка должно (Тыть не меньше чем 0,8 м, а до
балок — 0,3 м.
Особое внимание уделяют разработке вводов в шка-
фы КРУ. В общем случае возможны три основных ва-
рианта шинных вводов — сверху, сбоку или сзади. При
этом шинный ввод может быть осуществлен непосред-
ственно к шкафу с выключателем или может потребо-
вать отдельного дополнительного шкафа. Решение за-
висит от возможностей, представляемых набором схем
для данной серии КРУ. Глухие вводы к сборным шинам
сверху или сбоку (см. рис. 7.3 и 7.4) могут быть вы-
полнены у всех типов шкафов.
265
Соединения между секциями Осуществляют обычно
с помощью двух шкафов: один шкаф с выключателем
и боковым шинным вводом, а другой — только с штеп-
сельными разъединяющими контактами и тоже боко-
вым шинным вводом. Далее будут приведены примеры
компоновок КРУ для конкретных электроустановок.
Рис. 7.19. Комплектное РУ серии КР10-Д9 для ТЭЦ.
а —схема электрических соединений одной секции; б —поперечный разрез?
в — план; 1 — шкаф с выключателем типа МГГ-10; 2 — шкаф с линейными ре-
акторами; 3 —-шкаф с шинным трансформатором напряжения, 4 — ячейка
с секционными реакторами; 5 — шкаф со штепсельным разъединителем; 6 —
шкаф с линейным выключателем; 7 — кабельный канал; 8— вентиляционный
короб. •/
266
Компоновка КРУ серии КР10-Д9 применительно
к ГРУ 10 кВ ТЭЦ. На рис. 7.19 показана компоновка
одной секции ГРУ 10 кВ ТЭЦ. Ячейки в виде шкафов
расположены в два ряда в одноэтажном здании ши-
риной 12 м. Использованы шкафы серии КР10-Д9 пяти
типов: 1—с выключателем типа МГГ-10; 2 — с линей-
ными «реакторами; 3 — с шинным трансформатором на-
пряжения; 4 — с секционными реакторами; 5—с штеп-
сельным разъединителем. Для выключателей реактиро,-
ванных отходящих линий использованы шкафы 6 типа
КР-Ю/500 с выключателями типа ВМПЭ-10.
Ячейки генератора и трансформатора с. н. располо-
жены в ряду, обращенном в сторону машинного зала,
ячейка трансформатора связи с системой — со стороны
его установки, шкафы секционной связи — на стыке
двух соседних секций, а ячейки отходящих линий и
шинного трансформатора напряжения — на оставшихся
свободных местах.
В подвальном помещении проложены кабельные ка-
налы 7 и вентиляционные короба 8 для охлаждения
реакторов. Предусмотрены три коридора обслуживания.
Центральный коридор предназначен для управления и
выкатки тележек.
Компоновка КРУ серии К-Х применительно к собст-
венным нуждам мощного энергоблока (схема на
рис. 7.20, а). КРУ с. н. 6 кВ обычно размещают на
нулевой отметке в главном корпусе по рядам наружной
стены машинного зала, как это показано на рис. 7.20, б.
В некоторых случаях КРУ располагают под деаэратор-
ной этажеркой. Ячейки расположены в два ряда: в од-
ном ряду (у наружной стены) — ячейки секции А,
в другом — секции 15. Под потолком в закрытых ко-
робах проложены магистрали резервного питания 1.
Ячейки вводов р-абочего 2 и резервного 3 питания
выполнены шкафами -серии K-XXI, для всех осталь-
ных ячеек использованы шкафы серии К-Х. Ячейки вво-
дов рабочего питания (рис. 7.20, в) расположены на-
против рабочего трансформатора с. н., установленного
снаружи у стены машинного зала. Вводы резервного
питания выполнены с торцов секций.
Компоновка КРУП серии К-37 двухтрансформатор-
ной подстанции с одинарными реакторами в цепях пи-
тающих вводов. Шкафы КРУП вытянуты в один ряд
(риСь 7.21) с последовательным размещением двух сек-
867
Рис. 7.20. Комплектное РУ серии К-Х, 6 кВ для собственных нужд энергоблока.
а — схема электрических соединений; б — поперечный разрез; в — план; 1 — магистрали резервного питания; 2 — вводы рабо
чего питания; 3 — вводы резервного питания.
268
ций. Секционная связь осуществлена с помощью двух
шкафов (ячейки 12 и 13). Секции р'азделены перего-
родкой, имеющей двустворчатую дверь.
Бетонные реакторы установлены на открытом воз-
духе. Реакторы разных фаз расположены в одной гори-
зонтальной плоскости. Каждая фаза реактора укреп-
лена на железобетонной плите, поддерживаемой желе-
зобетонными опорами. Соединение реакторов со шка-
900 *24^21600
К транырорнатору К тражсрормалпору
Рис. 7.21. Комплектное РУН 10 кВ серии К-37 двухтрансформатор-
ной подстанции.
фами питающих вводов (ячейки 3 и 21) выполнено
жесткими открытыми шинами. Остальные ячейки (1, 2,
4-+-11, 14^-20, 22-+-24) принадлежат отходящим линиям
и шинным трансформаторам напряжения.
Вдоль ряда шкафов расположен закрытый коридор
обслуживания шириной 1900 мм. На торцевых стенках
КРУН имеются входные двери, открывающиеся на-
ружу-
Комплектные РУ с элегазовой изоляцией
Использование в качестве среды для изоляции и
для гашения дуги шестифтористой серы, названной
электротехническим газом (или сокращенно элегазом),
позволило создать компактные КРУ на повышенные на-
пряжения и тем самым сильно сократить занимаемые
ими площади. Это достоинство особенно существенно
для электроустановок, размещаемых в густонаселенных
районах, на территориях промышленных комплексов
или в условиях сложного рельефа местности. Кроме
компактности, КРУ с элегазовой изоляцией (КРУЭ)
269
Рис. 7.22. Два варианта планов
а —с ОРУ; б —с комплектными
обладают еще следующими достоинствами по отноше-
нию к ОРУ: надежностью в работе, безопасностью
в обслуживании, пожаробезопасностью, бесшумностью
при работе выключателя, увеличением межремонтного
периода.
Каждый элемент КРУЭ — выключатель, разъедини-
тель, ввод и т. д. — заключают в металлический герме-
тичный заземленный кожух (блок), заполненный элега-
зом- под избыточным давлением. Корпуса этих блоков
соединяют с помощью газоплотных фланцев, а элект-
рические соединения элементов—втычными контакта-
ми, обычно розеточного типа. Блоки, отделенные друг
от друга газоплотными перегородками, образуют систе-
му отсеков. Система отсеков позволяет в случае потери
270
подстанции 275/132 кВ (Англия).
элегазовыми РУ'.
газоплотности в одном из элементов — в аварийных
условиях или при необходимости замены одного из эле-
ментов— сохранить •газовое заполнение в остальной
части ячейки КРУЭ. В большинстве случаев КРУЭ
выполняют с разделенными фазами, т. е. с пофазно
разнесенным оборудованием. Соответственно и сборные
шины имеют фазные кожухи.
В связи с тем, что КРУЭ для каждого из напряже-
ний выполняются из типовых узлов, оно может быть
изготовлено для любой схемы электрических соедине-
ний — с одной системой сборных шин, по схеме много-
угольника, по схеме с 3/2 или 4/3 выключателями на
присоединение и т. д.
Для иллюстрации сказанного о компактности КРУЭ
на рис. 7.22 в одном масштабе приведены два варианта
271
Плана подстанции 275/132 кВ (Англия)'. По первому ва-
рианту (рис. 7.22, а) РУ 275 и 132 кВ выполняются
открытыми, а по второму (рис. 7.22,6)—с. примене-
нием КРУЭ. В обоих вариантах РУ 275 кВ выполнено
по схеме расширенного квадрата, с четырьмя транс-
форматорными присоединениями и четырьмя воздуш-
ными линиями. Распределительное устройство 132 кВ
в обоих вариантах выполнено по схеме с двумя систе-
мами сборных шин и одним выключателем на присоеди-
нение (их в этом РУ 17), -Из сопоставления этих двух
планов можно установить, что применение КРУЭ поз-
волило сократить размеры занятой подстанцией терри-
тории, уменьшить объем планировочных работ и длины
подъездных путей, протяженность оград и др. Вместе
с тем применение КРУЭ потребовало увеличить число
и протяженность кабелей 132 и 275 кВ (или элегазо-
вых комплектных токопроводов), так как без этих эле-
ментов вывод из КРУЭ всех линий и трансформаторов
невозможен из-за небольших размеров ячеек КРУЭ.
В том случае, когда для размещения РУ имеется
площадка с размерами меньшие, чем это нужно для
обычного ОРУ, можно применить так называемую «гиб-
ридную» конструкцию РУ, в которой устанавливают
часть электрооборудования наружной установки, а дру-
гую часть —в виде неполного КРУЭ. Так, например,
две системы шин и шинные разъединители могут быть
заключены в блок с элегазовой изоляцией, а выключа-
тель, трансформаторы тока и, напряжения и разрядни-
ки применены обычной конструкции для наружной
установки. Такая «гибридная» компоновка позволяет
сократить ширину площадки для РУ почти в 2 раза.
Возможен также И вариант РУ с одной системой шин,
в котором элегазовый выключатель вместе с трансфор-
маторами тока и напряжения и линейным разъедините-
лем образует один элегазовый блок, а остальное элект-
рооборудование — система сборных шин, шинные разъ-
единители и разрядники — устанавливается обычное,
как для наружной установки. Такая компоновка тре-
бует большей площади, чем предыдущая, несмотря на
то, что в ней предусмотрена только одна система шин,
а не две. Надо полагать, что стоимость РУ по второму
варианту будет несколько меньше, чем по первому. Та-
ким образом, выбор между этими двумя «гибридным»»
вариантами исполнения РУ должен быть произведен
272
с учетом размеров площадки, отведенной для сооружс-
ния РУ.
Одним из кардинальных вопросов, возникающих при
применении КРУЭ, является вопрос о способе их уста-
новки — наружной или внутренней. Сооружение здания
для КРУЭ обходится примерно в 10% его. стоимости
при внутренней установке. Для приспособления такого
КРУЭ к наружной установке с расчетной наружной тем-
пературой в —30 °C потребуются дополнительные за-
траты, равные нескольким процентам стоимости КРУЭ
внутренней установки. Однако в том случае, если КРУЭ
необходимо будет установить открыто в местности
с температурой воздуха ниже —30 °C, возникает еще
не решенный до настоящего времени вопрос о том, как
обеспечить надежную работу выключателей такого
КРУЭ при низких температурах, поскольку при тем-
пературе ниже —30 °C происходит сжижение элегаза,
что приводит к снижению отключающей способности
выключателей. Размер этого сжижения при -температу-
рах ниже —30 °C ещё не ясен, равно как и не выяснена
возможность подогрева элегаза и всего выключателя
в указанных условиях, что делает практически невоз-
можной наружную установку КРУЭ в таких местностях.
Это обстоятельство весьма важно, поскольку значитель-
ное число электроустановок СССР будет -размещаться
на Урале и в "Сибири, где низкие температуры воздуха
зимой держатся длительно. Здесь уместно еще доба-
вить, что при установке КРУЭ в помещении относи-
тельно небольшого объема обеспечение в последнем тем-
пературы не ниже —30 °C не составляет никаких проб-
лем и может быть легко осуществлено автоматически
включающимися при нужной температуре электропе-
чами.
При решении указанного вопроса не следует также
забывать эксплуатационные преимущества установки
КРУЭ в помещениях, а именно: при установке КРУЭ
в помещении обеспечивается более надежная работа
оборудования, так как последнее защищено от дождя,
снега, запыления, инсоляции, резких перемен темпера-
туры окружающего воздуха, воздействия загрязнений,
агрессивно действующих на кожухи среды. В помеще-
нии обеспечиваются лучшие условия для работы персо-
нала при проведении как периодических осмотров, так
и ремонтов. Хотя ремонты в КРУЭ производятся до-
18—1342 273
ЛЗТочно редко, их длительность больше, Чем Для обыч-
ных открытых РУ, из-за исключительной компактности
КРУЭ и высоких требований в отношении газоплотно-
сти и чистоты. Несомненно также, что при установке
Рис. 7.23. Разрез и поэтажные планы подстанции 110720 кВ.
/ — трансформатор; 2 — вспомогательные помещения; 3 —разрядник; 4 —
ние КРУЭ 110 кВ с пофазно-разнесениым расположением семи цепей; 8 — п
линии ПО кВ; // — ячейка кабельной линии ПО кВ; /2 — ячейка шиносое
274
КРУЭ в помещении будут -обеспечены лучшее качество
ремонтных работ и сокращение их длительности; при
этом возможно значительно больше механизировать ре-
монтные работы, чем при наружной установке, приме-
i
I
Индуктивная катушка: 5 — КРУ 20 кВ; 6 — кабельная шахта; 7 —поМеще-
анели управления; 9 — установка газоснабжения; 10 — ячейка воздушной
диннтельиого выключателя| 13 — ячейка трансформатора*
18*
875 •
нением мостовых кранов, приспособлений для работы
на расположенных высоко элементах оборудования
КРУЭ, консолей, тележек, промежуточных площадок
и пр. Учитывая изложенное, следует отдавать предпоч-
тение установке КРУЭ в помещениях, а наружную их
установку применять только в особо благоприятных
климатических и местных условиях.
Применение КРУЭ позволяет выполнить городские
понижающие подстанции исключительно компактными.
На рис.. 7.23 показаны схема и компоновка подстанции
110/20 кВ (ФРГ). Здесь РУ 110 и 20 кВ выполнены
как КРУЭ. Разрядники, трансформаторы напряжения,
проходные изоляторы на комплектных закрытых элега-
зовых токопроводах, подсоединяющих выводы воздуш-
ных линий к ячейкам КРУЭ НО кВ, установлены на
крыше здания. Крыша здания подстанции используется
также для установки на ней линейных порталов и под-
весных высокочастотных заградителей.
Ниже приведено несколько примеров КРУЭ для
разных напряжений и разных схем электрических со-
единений.
Ячейка 220 кВ производственного объединения
«Электроаппарат» (рис. 7.24) выполнена для схемы
с одной системой сборных шин. Ячейка состоит из трех
автономных полюсов, каждый из которых включает
в себя сборную шину 1, выключатель 5, шинный 2 и
линейный 7 разъединители, заземлители 3 и 8, транс-
форматоры тока 4 и 6, вводы 10. Каждый элемент за-
нимает отдельный газовый отсек, который контролиру-
ется приборами и запорными вентилями. Завод гаран-
тирует, что при правильной эксплуатации утечка газа
не превысит 1%' в год. Элегазовый выключатель имеет
два разрыва на полюс и снабжен пневматическим при-
водом. Разъединители также управляются пневматиче-
скими приводами. Отсеки выводов изготовляют в двух
исполнениях — для кабельных и для воздушных присо-
единений.
Технические данные КРУЭ 220 кВ: максимальное
рабочее напряжение 252 кВ, номинальный ток сборных
шин 2000 А, номинальный ток ответвлений 1000 А, но-
минальный ток отключения выключателя 40 кА. Га-
бариты полюса ячейки (без вводного блока): ширина
1,0 м, глубина 5,8 м, высота 4,7 м. Масса полюса ячей-
ки составляет примерно 17 т.
276
Рис. 7.24. Комплектное Р$ с элегазовой изоляцией 220 кВ производ-
ственного объединения «Электроаппарат».
I — сборная шина; 2 — отсек шинного разъединителя; 3, 8 — отсеки заземляю-
щих разъединителей; < 6 — отсеки трансформаторов тока; 5 — элегазовый вы-
ключатель; 7 — отсек линейного разъединителя; 9 — промежуточный отсек;
10 — отсеки вводов.
. Ячейка КРУЭ 500 кВ (Япония) для полуторной схе-
мы показана на рис. 7.25. Она представляет собой це-
почку из трех составных укрупненных блоков 1—3.
В каждый блок входят следующие элементы: выключа-
тель, два разъединителя, трансформаторы тока и за-
землители. Внутренние соединения между блоками вы-
полнены посредством промежуточных блоков 4. Откры-
277
той гибкой ошиновкой к ним подводятся присоедине-
ния трансформаторов 5 и воздушных линий 6. От тор-
цевых блоков 7 отходит гибкая ошиновка к сбо-рным
шинам 8.
Рис. 7.26. Комплектное РУЭ 420 кВ фирмы ВВС.
а — разрез; б—-схема соединений; / — блок первой системы сборных шин;
2 — блок второй системы сборных шин; 3 — блок обходной системы сборных
шии; 4 — элегазовый выключатель; 5 —элегазовые токопроводы; 6 — проходной
изолятор.
878
1ехнические данные КРУЭ 500 кВ: номинальный той
4000 А, номинальный ток отключения выключателя
50 кА, ток электродинамической стойкости (амплитуда)
125 кА. Глубина ячейки 84 м.
Комплектное РУЭ 420 кВ (Швейцария, фирма ВВС)
для схемы с двумя системами сборных шин и третьей
обходной представлено на рис. 7.26. Элегазовое КРУ
размещено внутри здания.
Рис. 7.27. Разрез по КРУЭ 765—800 кВ фирмы Сименс (ФРГ)
в здании.
1 — проходной изолятор наружной установки; 2 — заземлитель; 3 — выходной
разъединитель; 4 — трансформатор напряжения; 5 — выходной заземлитель; 6—
элегазовый выключатель; 7 — трансформатор тока; 8 — шинный разъединитель;
9, 10 — заземлители; 11 — сборние шины. Шаг ячейки 4,5 м.
Если при обычном открытом РУ с двумя системами
шин ,и одним выключателем на цепь добавление третьей,
обходной системы тин приводит к значительному уве-
личению ширины РУ, то при КРУЭ добавление обход-
ной системы шин практически не увеличивает его ши-
рину, как это молено видеть на рисунке. Сборные шины
выполнены с пофазными кожухами. Все соединения
между элементами КРУЭ —блоками сборных шин 1—3
и. элегазовым выключателем 4 — осуществлены элегазо-
выми токопроводами 5. Для уменьшения высоты вы-
279
Ключателей КРУЭ при еще более высоких напряжени-
ях (500 и 750 кВ) фирма ВВС выполняет эти выклю-
чатели с двумя вертикальными баками на фазу, с уста-
новкой в каждом баке по две или три последовательно
соединенных гасительных камеры с пристроенными
сопротивлениями для каждого разрыва. -
На рис. 7.27 показана установка КРУЭ 765—800 кВ
фирмы Сименс (ФРГ) в здании. КРУЭ выполнено
с двумя пофазно экранированными системами сборных
шин и наружным вводом, к воздушной линии или
трансформатору с помощью пофазно экранированных
элегазовых токопроводов.
7.5. Проектирование открытых
распределительных устройств
Элементы ОРУ
Сборные и соединительные шины (ошиновку) ОРУ
выполняют неизолированными гибкими сталеалюминие-
выми проводами (обычно марки АСО) на юттяжных и
подвесных гирляндах изоляторе или жесткими алю-
миниевыми трубами на опорных изоляторах (реже на
натяжных гирляндах).
Жесткие шины позволяют применить более простые
несущие конструкции, упростить обслуживание изоля-
торов благодаря меньшей высоте расположения токо-
проводов, устранить опасность обрывов в цепях сбор-
ных шин и их ответвлений, уменьшить площадь РУ. Од-
нако стоимость жестких шинных конструкций несколь-
ко выше стоимости гибких шин, для крепления жест-
ких шин требуются более дорогие и менее надежные
опорные изоляторы, возникает необходимость в уста-
новке компенсаторов теплового удлинения. Вид оши-
новки тесно связан со схемой электрических соедине-
ний РУ и компоновкой его оборудования. В ряде ком-
поновок удобно применять сочетание гибких и жестких
шин.
Для крепления гибких проводов предусматривают
порталы, для жестких шин и аппаратов — опоры в ви-
де стоек и стульев или также порталы. В настоящее
время все несущие конструкции — порталы, опоры,
фундаменты — изготовляют из сборных железобетон-
ных элементов. К стальным конструкциям прибегают
в двух случаях: при возникновении затруднений с по-
280
лучением или доставкой железобетонных элементов и
при больших расчетных изгибающих нагрузках (могут
иметь место в ОРУ 330 кВ и выше, если колонны и
траверсы имеют длину 20 м и более).
Общие принципы выполнения ОРУ
Электрические аппараты ОРУ располагают обычно
на горизонтальной плоскости, а соединительные шины —
в один или несколько ярусов. Оборудование одного
присоединения занимает горизонтальную полосу, кото-
рую по аналогии с ЗРУ называют ячейкой. Никаких
разделительных перегородок между оборудованием
разных присоединений или в пределах одного присоеди-
нения, как правило, не предусматривают. -
Надежность ОРУ достигается соблюдением' -доста-
точных изоляционных расстояний в воздухе между то-
коведущими частями разных фаз Лф,ф и между токо-
ведущими и заземленными частями Лф,3. При жестких
шинах эти расстояния должны быть не менее норми-
рованных значений, указанных в табл. 7.4.
При выборе аналогичных расстояний для гибких
шин, расположенных в одной горизонтальной плоско-
сти, учитывают возможную стрелу провеса ' f провода
(при расчетной температуре -4-15 °C) под воздействием
силы давления ветра Р и массы провода Q (Р и Q
принимают на 1 м длины провода). Скорость ветра
берут равной 60% значения, выбранного при расчете
строительной конструкции. Таким образом, минималь-
но допускаемые расстояния .между гибкими проводами
разных фаз и между фазным проводом и заземленной
конструкцией увеличиваются на величину a=fsina, где
a==arctg -Q-.
Поскольку электрическая прочность наружного воз-
духа при неблагоприятной погоде может быть заметно
ниже электрической прочности воздуха внутри поме-
щения, то все минимально допускаемые расстояния
в ОРУ назначают в 1,06—1,38 раза больше соответст-
вующих изоляционных расстояний для ЗРУ (меньшее
значение для 220 кВ, большее — для 35 кВ).
Безопасность обслуживания обеспечивают располо-
жением токоведущих частей на достаточно большой вы-
соте: нижняя кромка фарфора изоляторов аппаратов
должна быть расположена над уровнем планировки на
Таблица 7.4. Минимально допускаемые расстояния в свету,
мм, от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Расстояние - - Номинальное напряжение, кВ
ДО 10 20 35 ПО 150 220 330 500
Между фазами при жестких шинах Лф.ф 220 330 440 1000 1400 2000 2800 4200
Между фазами и заземленными частя- ми при жестких ши- нах Лф,3' 200 300 400 900 1300 1800 2500 3750
От токоведущих частей до внутренних ограждений Б 950 1050 / 1150 1650 2050 2550 3250 4500
Между токоведу- щими частями раз- ных цепей по верти- кали В 950 1050 П5Я 1650 2050 3000 4000 5000
От токоведущих частей до земли Г 2900 3000 3100 ч 3600 4000 4500 5000 6450
Между токоведу- щими частями разных цепей по горизонтали Д 2200 2300 2400 2900 3300 3800 4500 5750
От токоведущих частей до ножа от- ключенного разъеди- нителя Д{ 240 365 485 1100 1550 2200 3100 4600
высоте не менее 2,5 м, а токоведущйе части — на вы-
соте не менее нормированных значений Г. Если по ус-
ловиям компоновки или монтажа эти требования не
могут быть выполнены, то устанавливают внутренние
ограждения высотой 1,6 м. Расстояние по горизонтали
от токоведущих частей или элементов изоляции до
внутреннего ограждения должно быть не менее норми-
рованного значения Б.
Оборудование разных присоединений располагают
на достаточно большом расстоянии друг от друга (не
282
Менее нормированного значения Д), чем обеспечивают
возможность безопасного ремонта оборудования дан-
ного присоединения при неотключенных соседних.
Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта,
испытания и замены оборудования) предусматривают
проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда
должны быть не менее 4 м по ширине и высоте. Проезд
позволяет использовать передвижные монтажно-ремонт-
ные механизмы, приспособления и лаборатории, а также
транспортировать оборудование по территории РУ в слу-
чае необходимости его замены. Высота токоведущих
частей над проездом должна быть выбрана таким обра-
зом, чтобы расстояния от них до габаритов механизмов
и автотранспортного оборудования были бы не менее
нормативного значения Б.
Пожаробезопасность. На площадке ОРУ может быть
установлено оборудование с большим содержанием
масла (более 1000 кг в единице)—трансформаторы,
многообъемные масляные выключатели, реакторы. Для
предотвращения растекания масла и распространения
пожара при повреждении указанного оборудования под
ним устраивают маслоприемники с засыпкой гравием.
Маслоприемник должен быть рассчитан на поглощение
полного объема масла трансформатора или реактора и
на 80 % масла для многообъемного масляного выклю-
чателя. Фундаменты маслонаполненного оборудования
выполняют из несгораемых материалов.
Маслоприемники трансформаторов мощностью более
10 мВ-А оборудуют маслоотводами, выполненными в ви-
де подземных трубопроводов или открытых кюветов и
лотков. С помощью последних масло отводится в мас-
лосборники закрытого типа, удаленные от оборудования
станции на безопасное в пожарном отношении рас-
стояние.
Площадка ОРУ ограждается от остальной террито-
рии станции внутренним, забором высотой 1,6 м —
сплошным, сетчатым или решетчатым.
Выбор -типа компоновки ОРУ
Выбор компоновки производят на основании технико-
экономического сравнения нескольких вариантов (в эс-
кизной проработке). При их составлении, помимо общих
требований ПУЭ, учитывают электрическую схему про-
ектируемого РУ, его размещение в общем генплане
283
284
Рис. 7.28. Варианты исполнения сборных шин и ошиновки откры-
тых РУ.
а — гибкие сборные шииы на П-образных порталах; б —то же, но с килевым
расположением полюсов шинного разъединителя; в—то же,, ио со ступенчатым
расположением трех полюсов шинного разъединителя; г — гибкие сборные
шииы на одностоечных порталах; д — узел с жесткой ошиновкой для связи
трех разъединителей.
станции, наличие типовых компоновок. Основными тех-
нико-экономическими показателями являются: шаг
ячейки, габариты и площадь РУ; количество изолято-
ров, расход ошиновки и несущих конструкций; стоимость
материалов и строительно-монтажных работ.
При компоновке ОРУ большую роль играют число
рядов размещения выключателей, количество ярусов
расположения шин, тигг разъединителей. Обычно при
переходе с однорядного расположения выключателей иа
двух- и трехрядное ширина возрастает, а длина РУ
уменьшается. С увеличением числа ярусов расположе-
ния шин растет высота порталов, поддерживающих
ошиновку,-и снижается надежность РУ.
В ОРУ повышенных напряжений применяют разъе-
динители горизонтально-поворотного и рубящего типов
на двух опорных изоляторах и подвесного типа. Рас-
смотрим сначала компоновки с использованием разъе-
динителей на опорных изоляторах (опорных разъедини-
телей) .
285
Таблица 7.5. Размеры, м, типового ОРУ по схеме с двумя
основными и Третьей обходной системами шин (рис. 7. 29)
Размеры Номинальное напряжение, кВ
V ,/ПО 150 220 330 | 500
а 8,0 11,5 11,75 18,0 29,0
б 9,0 9,5 12,0 19,6 26,8
в 12,5 15,0 18,25 20,4 29,0
г 10,5 16,0 20,5 31,5 45,0
д 9,0 ИЛ 15,4 22,0 31,0
е 2,5 3,0 4,0 8,0 11,0
эю 2,0 2,55 3,7 4,0 5,5
3 7,5 8,0 11,0 11,0 14,5
и 11,0 13,0 16,5 16,5 23,6
к 3,0 4,25 4,0 4,5 6,0
Наименование ~ присоединений В/11 В/12 Л7/.7 Блок2 св, гн 1 Бл1 7Л 7 е db, ill.' Л77 4- В 35
Номера ячеек 1 2 3 4 5 7 S 3
Дроссели, конден- саторы Обходная система шин ОЬходные оазъединители Выходные разг единители Трансформаторы тока Выключатели Разъединители се кии и 1 1НЦ ф '|нЦ fl
I 1 Г! 1 1 1 V о II [1 I _1
Се кии я 1 Разъединители секции 2 1 I
Секция 2 Дроссели, конденса- торы, разрядники, трансформаторы напряжения 1 lb <—ШИП—1}> £ h| А
Рис. 7.30. Открытое РУ 110 кВ с одной основной и второй обходной
системами шин (Энергосетьпроект).
'схема заполнения; б — разрез по присоединению блока; СВ — секционный
пы$л!рчатедь; — обходной выключатель.
На рис. 7.28 приведены характерные конструктивные
решения узла сборных шин и шинных разъединителей
на опорных изоляторах. В отечественных ОРУ применя-
ют обычно гибкие сборные шины с креплением их на
П-образных (рис. 7.28,а—в) или на одностоечных
(рис. 7.28,г) порталах.
Полюсы шинных опорных разъединителей распола-
гают: рядом (рис. 7.28,а и г), под проводами соответст-
вующей фазы сборных шин (килевое расположение,
рис. 7.28,6) или ступенчатым образом (рис. 7.28,в).
Ступенчатое и килевое размещение полюсов шинного
разъединителя позволяют отказаться от установки
опорного изолятора на ответвлении от проводов наибо-
лее удаленной фазы сборных шин. В некоторых компо-
новках, где шаг ячейки определяется именно размеще-
нием шинных разъединителей относительно колонн
шинных порталов, ступенчатое расположение полюсов
позволяет заметно сократить ширину ячейки.
Рис. 7.31. Открытое РУ 500 кВ для полуторной схемы и трехряд
а — схема заполнения двух яяеек; б — разрез.
При использовании одностоечных шинных порталов
(рис. 7.28,г) для поддержания петли средней фазы
(фазы В) сборных шин подвешивается дополнительная
гирлянда изоляторов на консоли (верхняя консоль).
Аналогичное решение применяют на линейных опорах
для транспозиции фаз проводов воздушных линий. Од-
ностоечные порталы позволяют сократить затраты ма-
териалов на несущие конструкции.
На рис. 7.28,д показано конструктивное решение для-
узла с тремя разъединителями. Такого рода узлы ха-
рактерны для места присоединения цепей (линий,транс-
форматоров) в кольцевых схемах. Здесь применена
жесткая ошиновка в виде труб из алюминиевого спла-
ва, расположенных в два яруса. Верхний ярус ошиновки
опирается на горизонтальные трубы нижнего яруса,
причем в местах опирания установлены А-образные
стойки.
Далее будут рассмотрены конструкции ОРУ с ис-
пользованием опорных разъединителей для различных
схем электрических соединений.
Для схемы с двумя основными и третьей обходной
системами шин для напряжений ПО—500 кВ Энерго-
сетьпроектом разработана типовая компоновка, пред-
ставленная на рис. 7.29. В указанном диапазоне напря-
жений компоновка оборудования сохраняется одинако-
вой и лишь изменяются размеры конструктивных
элементов, изоляционные и компоновочные расстояния
(табл. 7.5). Несущие конструкции составляют из сбор-
ных железобетонных элементов. Типовая компоновка
предусматривает возможность установки воздушных и
масляных выключателей разных типов.
ного расположения выключателей (Энергосетьпроект).
19—1342
289
Все выключатели размещены в один ряд. Шинные
разъединители крайней рабочей системы шин — трехпо-
люсные, а шинные разъединители внутренней рабочей
системы шин — однополюсные. Каждый полюс располо-
жен под проводами соответствующей фазы сборных шин
(килевое расположение). Это позволяет выполнить соеди-
нительные шины развилки непосредственно под сборны-
ми шинами.
Компоновка ОРК с одной основной и второй обход-
ной системами шин (Эщергосетьпроект). На рис. 7.30
приведена компоновка для ОРУ напряжением 110 кВ
с такой схемой соединений. Выключатели расположены
в один ряд. Сборные шины секционированы. Шины
секций 1 и 2 расположены в два ряда. Шины присоедине-
ний крайней секции 2 проходят под проводами шин
Рис. 7.32. Открытое РУ 500 кВ для полуторной схемы и одноряд
а—-схема заполнения; б — разрез.
290
внутренней секции 1 с креплением на опорных изолято-
рах. Высота шинных порталов — 7,85 м, высота линей-
ных порталов — 11,35 м.
Открытое РУ, выполненное по схеме с тремя
выключателями на два присоединения (схема 3/2), име-
ет большое число вариантов компоновок. Разработаны
компоновки с однорядным, двухрядным, трехрядным и
четырехрядным (Н-образным) расположением выклю-
чателей. Каждый вариант компоновки имеет свои
достоинства и недостатки. Поэтому окончательное реше-
ние для конкретных условий проектируемой станции
может быть принято только на основании технико-эко-
номического сопоставления указанных вариантов в их
эскизной проработке.
На рис. 7.31 и 7.32 приведены типовые компоновки
ОРУ 500 кВ, разработанные Энергосетьпроектом соот-
ветственно для трехрядного и однорядного расположе-
ния выключателей.
Компоновка с установкой выключателей в три
ряда — самая простая и наглядная. Размещение обору-
дования соответствует обычному виду изображения по-
луторной схемы на чертеже (см. рис. 7.31,а). Соедини-
тельные шины вытянуты вдоль цепочки аппаратов.
Сборные шины и протяженные соединительные шины
выполнены гибкими проводами, а короткие соединения
между соседними аппаратами — трубами. Токоведущие
части занимают три яруса. Оборудование цепочки зани-
мает одну ячейку, если нет чередования мест присоеди-
нений линий и трансформаторов, и две ячейки — если
чередование необходимо. Шаг ячейки — 28 м.
При однорядной установке выключателей компонов-
ка оборудования получается довольно сложной. Она
кого расположения выключателей (Энергосетьпроект).
19*
S)
291
Рис. 7.33. Варианты компоновок ОРУ, выполненного по схеме шестиугольника, со следующим расположением вы-
ключателей.
Jo а~~ в один ряд; б —в два ряда; в —в два ряда с шахматным смешением и жесткой ошиновкой; а —в два ряда с шахматным
со смешением и гибкой ошиновкой.
Рис. 7.34. Открытое РУ 750 кВ, выполненное по схеме двух
294
требует, зигзагообразного расположения жестких соеди-
нительных шин (рис. 7.32,а). Узлы вывода линейных
(узел А) и трансформаторных (узел Af) присоединений
выполнены в виде шинных сборок с использованием
шинных порталов. Оборудование каждой цепочки зани-
мает три ячейки. Компоновка позволяет выполнить из-
менение чередования мест присоединения линий и транс-
форматоров без дополнительного увеличения числа
ячеек.
связанных четырехугольников.
а — поясняющая схема; б — план; в —разрез.
295
При установке выключателей в один ряд ширина РУ
несколько сокращается, а длина сильно возрастает, так
что в итоге площадь РУ значительно увеличивается.
Кроме того, рассматриваемая компоновка требует уве-
личенного числа элементов конструкций и натяжных
гирлянд изоляторов. Поэтому к однорядной компоновке
выключателей прибегают лишь в тех случаях, когда
имеются ограничения по ширине площадки, отводимой
в генплане для ОРУ. Такая ситуация может иметь ме-
сто при расположении ОРУ против фасада главного
корпуса (см. рис. 2.3,а).
В ОРУ, выполненном по схеме многоугольника
(рис. 7.33), выключатели могут быть расположены
в один и два ряда.
При однорядной компоновке выключателей
(рис. 7.33,а) соединительные шины образуют зигзагооб-
разный контур. Продольные участки соединительных
шин выполняют гибкими проводами и крепят с помощью
шинных порталов. К ним подводят линейные и транс-
форматорные присоедцнения. Соседние аппараты соеди-
няют жесткими шинами. Однорядная компоновка вы-
ключателей требует большей площади и большего
количества элементов конструкций, ошиновки и гирлянд
изоляторов, цем в других вариантах компоновки.
При установке выключателей в два ряда один ряд
выключателей может быть расположен прямо против
выключателей второго ^яда (рис. 7.33,6) или иметь
шахматное смещение (рис. 7.33,в, г). Соединительные
шины образуют кольцевой контур и могут быть выполне-
ны как трубами (рис. 7.33,в), так и гибкими проводами
. (рис. 7.33,5 и г). Двухрядная компоновка выключателей
экономичней однорядной и требует меньшей площади.
Кроме того, она позволяет в случае необходимости
сравнительно просто осуществить перемычки между
двумя многоугольниками.
На рис. 7.34 приведена компоновка четырехугольни-
ков с двумя перемычками. Компоновка выключателей
четырехугольников — двухрядная, аналогичная той, ко-
торая была показана на рис. 7.33,5.
Рассмотренные компоновки ОРУ с использованием
разъединителей на опорных изоляторах обладают сле-
дующими недостатками: большое количество опорной
изоляции, которая дороже, чем подвесные гирлянды
изоляторов, и менее надежна; большое число несущих
296
конструкций для крепления разъединителей и опорных
изоляторов соединительных шин; обширные площади.
Поиски новых более совершенных компоновок ОРУ
привели к использованию подвесных разъединителей.
Конструкция подвесного разъединителя была предложе-
на в СССР инж. М. Л. Зеликиным [13] и освоена Запо-
рожским заводом высоковольтной аппаратуры (тип
РПД). Подвесной разъединитель в несколько раз де-
шевле разъединителя опорного типа.
Рис. 7.35. Подвесной разъединитель.
а — общий вид; б — подвесное контактное устройство; / — подвесная часть;
2—гирлянда изоляторов; 3 — контактное кольцо; 4— опорный изолятор; 5 —
груз; 6 — пружинящие лапы; 7 — контактный наконечник; 8— токоподводящий
провод; 9 — трос; 10 — блок.
Подвесной разъединитель состоит из двух основных
частей (рис. 7.35): подвесного контактного устройства 1,
подвешенного на гирлйнде изоляторов 2, и неподвижно-
го пружинящего контактного элемента 3 на опорной
изоляции 4. Подвижное контактное устройство состоит
из груза 5 с пружинящими лапами 6 и контактными
наконечниками (в виде крючьев) 7, присоединенными
гибкими связями к центральной пластине с приварен-
ным к ней токопроводом 8.
При операциях включения и отключения гирлянда
изоляторов с подвижным контактом перемещается вер-
тикально с помощью троса 9 п блока 10, закрепляемого
на траверсе. Во включенном состоянии надежный кон-
такт между пружинящими лапами 6 и кольцом 3 обес-
297
печивает груз 5 массой в 200—300 кг. Управление
системой тросов и блоков осуществляют с помощью
привода.
В качестве опорной изоляции для неподвижного кон-
такта могут быть использованы опорные изоляторы
соседних аппаратов. Такое совмещение подвесного
разъединителя с соседними аппаратами сильно сокра-
щает общее количество опорных изоляторов и конструк-
ций и как следствие площадь под РУ.
Рис. 7.36. Металлические порталы для подвесных разъединителей.
а— шинный для сборных шин и шинных разъединителей; б — линейный для
двух разъединителей и присоединения; в — линейный для трех разъединителей
и присоединения-.
Кроме того, сам^ подвесной разъединитель как
коммутационный аппарат обладает следующими досто-
инствами: он хорошо работает в условиях гололеда и
сильного ветра, обладает свойством самоочищаемости
контактов во время посадки подвижной части в кольцо,
проще в монтаже.
Для монтажа подвесной системы разъединителей
разработаны специальные металлические конструкции
порталов, представленные на рис. 7.36,а—в: шинный для
сборных шин и шинных разъединителей; линейный для
двух разъединителей и присоединения (линейного или
блочного) и линейный для трех разъединителей и при-
соединения.
Нижний ярус линейного портала имеет две травер-
сы 71 и Т2, размещенные на консолях. Под траверсами
располагают опорные изоляторы аппаратов, совмещен-
298
299
ных с подвесными разъединителями Pi и Рз. Если на
этом же портале размещают третий разъединитель Рз,
то конструкция портала, естественно, усложняется; на
траверсе Т3 второго яруса крепят подвижную часть
с удлинителем разъединителя Рз, а внизу предусматри-
вают опорную конструкцию для неподвижного контакта.
Линейные порталы указанных конструкций применя-
ют для выполнения узлов линейных и блочных присое-
динений в схемах 3/2 и 4/3. Использование порталов с
креплением трех разъединителей позволяет несколько
уменьшить шаг ячейки (с 30 до 28 м при напряжении
500 кВ) и соответственно сократить размеры площадки
ОРУ. Однако условия эксплуатации при этом оказыва-
ются хуже.
Ниже приведены два примера компоновок с подвес-
ными разъединителями.
На рис. 7.37 приведено ОРУ 500 кВ для полуторной
схемы с трехрядным расположением выключателей, раз-
работанное Теплоэлектропроектом. Рассматриваемая
компоновка позволяеу изменять чередование присоедине-
ний блочных трансформаторов и линий (см. схему за-
полнения на рис. 7.37,а). Для крепления подвесных
разъединителей использованы металлические порталы,
аналогичные тому типу, который представлен на рис.
7.36,6. К траверсам указанных порталов подвешивают-'
ся подвижные части двух разъединителей. Неподвижные:
контактные элементы разъединителей крепятся или на
изоляторах трансформаторов тока (у разъединителей
Рз, Pi и Рв) или на специальных опорных изоляторах.
Присоединение лини^выполнено на опорах 2 (узел М)
и 1, блочного трансформатора — на опорах 3 (узел У)
и 4.
Сравнение двух компоновок ОРУ (при трехрядном
расположении выключателей) с подвесными (рис. 7.37,6)
и опорными (см. рис. 7.31, 6) разъединителями показы-
вает, что при использовании подвесных разъединителей
компоновка оборудования получается более компактной,
ширина РУ уменьшается примерно в 1,4, а площадь РУ
(при 14 присоединениях) более чем в 1,6 раза.
В качестве второго примера на рис. 7.38 показано
ОРУ 500 кВ, выполненное по схеме генератор — транс-
форматор— линия с уравнительно-обходным много-
угольником. Компоновка РУ осуществлена на базе много-
угольника с, однорядным расположением выключателей.
300 .
Это хорошо видно на схеме заполнения (рис. 7.38, а) .
К многоугольнику подключены три блочных цепи транс-
форматор— линия, а между ними.— еще одна линия
ВЛ 4 и автотрансформатор связи АТС с РУ 220 кВ. Ши-
ну N уравнительного многоугольника, не имеющую пос-
тоянного присоединения, используют как обходную си-
Наименование
присоединений
Номера ячеек
Разъединители
Шины
Разъединители
Выключатели
7рансф^маторы
Разъедини телЛ'
Шинные перемычки
Разъединители
Высокочастотные
заградители,
разъединители
Шины
Разрядники
Трансформаторное
устройство НДШ500
Номера ячеек
Наименование
присоединений
Рис. 7.38. Открытое РУ 500 кВ с подвесными разъединителями для
схемы «генератор — трансформатор — линия» с уравнительно-обход-
ным многоугольником.
а — схема заполнения; б — разрез.
301
стему шин при ремонте выключателей. На рис. 7.38, б
дан разрез по цепи трансформатор — линия. Все разъ-
единители подвесного типа.
7.6. Зарубежные конструкции открытых
распределительных устройств
В зарубежных конструкциях ОРУ есть много проект-
ных решений, аналогичных или близких к отечествен-
ным конструкциям. Однака есть достаточно большое
количество конструкций, имеющих определенную спе-
цифику. Наиболее характерные из них, принятые в раз-
ных странах, полезно рассмотреть.
На рис. 7.39 показано ОРУ 380 кВ (ФРГ), выполнен-
ное по схеме с тремя рабочими и четвертой обходной
системами сборных шин. Жесткие сборные шины крепят-
ся на высоте 13,3 м на опорных изоляторах, установлен-
ных на П-образных опорах высотой Юме длиной тра-
верс также 10 м. Сборные шины — из алюминиевых труб
диаметром 250 мм, толщиной стенки 12 мм — рассчита-
ны на номинальный ток 8000 А; ошиновка, соединяющая
аппараты, выполнена из алюминиевых труб того же диа-
метра, но с толщиной стенки 5 мм, рассчитанных на ток
4000 А. Сборные шины установлены с пролетом 18 м,
равным шагу ячейки. Единственная высокая конструю
ция в линейной ячейке этого РУ — выходной портал.
Выключателц в РУ установлены элегазовые, шинные
разъединители — пантографического типа, а линейные —
рубящего типа. Напомним, что пантографическш”! разъе-
динитель получил свое название по виду подвижной кон-
тактной системы (ножа), которая выполнена в виде пан-
тографа. Пантограф крепится на опорном изоляторе, а
неподвижный контакт располагается над ним. При от-
ключении пантограф складывается, а при включении
распрямляется, допуская, таким образом, самые неболь-
шие расстояния между фазами по сравнению с другими
одноколонковыми р азъединителями.
На рис. 7.40 приведено ОРУ 400 кВ (Англия) с жест-
кими шинами для пяти возможных электрических схем:
а) расширенного квадрата; б) двух систем сборных шин
с одним выключателем на присоединение; в) двух сис-
тем сборных шин с Ш-образным их расположением, с
выводами линий в противоположных направлениях (две
линии из одного «поля»); г) полуторной схемы; д) двух
302
рабочих и третьей обходной системы сборных шин с од-
ним выключателем на присоединение.
Все пять компоновок ОРУ выполнены с применением
жестких трубчатых алюминиевых шин, причем трубчатая
ошиновка верхнего яруса подвешена на стальных пор-
талах с помощью V-образно расположенных натяжных
гирлянд изоляторов. Ошиновка сборных шин и ответвле-
ний от них к шинным разъединителям выполняется так-
же трубчатыми шинами на треугольных подкосах. Такие
ответвления не требуют установки дополнительных под-
держивающих изоляторов. Сборные шины устанавлива-
ются на опорных изоляторах, а последние — на стойках
высотой 2,6 м.
Все компоновки выполняются с применением одина-
ковых узлов: сборные шипы с шинным разъединителем;
выходной портал с высокочастотными заградителями,
разрядниками и емкостными делителями напряжения;
выключатель с трансформаторами тока и линейным
разъединителем; порталы с подвеской трубчатой оши-
новки. Шаг ячейки — 21,3 м.
Для сокращения шага ячеек РУ приняты трехколон-
ковые поворотные разъединители. В этих же целях РУ
выполнены с многопролетными, а не П-образными пор-
талами.
Представляет интерес конструкция ОРУ 500 кВ с
жесткой ошиновкой, спроектированного в Японии
(рис. 7.41). Электрическая схема — две системы сбор-
ных шин с одним выключателем на присоединение.
Жесткие сборные шины занимают три ряда: первая сис-
тема шин — ц середине, а вторая система шин П-образ-
ной формы — по краям. Шинные разъединители первой
центрально расположенной системы шин — рубящего ти-
па с двумя полуножами, а шинные разъединители —
второй системы шин—пантографические, линейные разъ-
единители — рубящего типа. Сборные шины рассчитаны
на номинальный ток 8300 А, а ответвления на 6400 А;
для первых приняты алюминиевые трубы диаметром
350 мм, а для вторых — 250 мм; толщина стенки трубы
в обоих случаях одинакова—10 мм. Наибольший сво-
бодный пролет для труб 350 мм равен 32 м, а для труб
250 мм — 16 м. Трубчатые шины подвешиваются на пор-
талах высотой 24 м; каждая труба подвешивается по
концам пролета двумя V-образно расположенными на-
тяжными гирляндами изоляторов, чем достигается со-
303
Рис. 7.39. Открытое РУ £80 кВ (ФРГ).
а — поперечный разрез и план одной ячейки: / — основ-
ные системы сборных шин; 2 — обходная система шин;
б — крепление контактной траверсы для пантографиче-
ского разъединителя на трубчатой шине: 1 —контактный
зажим ответвления; 2— труба из алюминиевого сплава,
0 250 мм; 3 — ответвительные провода АС 560/50; 4 —
контактная траверса.
<w
о
„ АЛЛ ЛАЛ
fl IT ft и I'fi ГРТ ft I) и ~7lii
и и и b uii u Li U jj u b'u и i
i АЛЛ, АДА
pr-fi ft и lift ii ft ft 'n'-ftfi 11 ft тг,, ,, , „
! Ц u uii ii ij и l U uii U Li Li и U J u о
1П W П ПП П W П ПП П WRIMfl-
a)
Рис. 7.40. Схемы соединений и поправочные разрезы ОРУ 400 кВ для различных схем и компоновок (Англия),
Рис. 7.4Т. Разрез и план ОРУ 500 кВ с подвесной трубчатой оши-
новкой (Япония).
1 — опорный изолятор; 2 — элегазовый выключатель; 3 — пантографический
разъединитель; 4 — рубящий разъединитель с двумя полуножами, открываю»
щимися в вертикальной плоскости; 5 —разрядник.
Рис. 7.42. Поперечный разрез ОРУ 765 кВ (США).
1 — грозозащитный трос; 2— линия с проводами СА 4X485 мм2; 3— трос,
шины из алюминиевых труб 0 152 мм; в — выключатель; 7 — одноколонковый
10 — разрядник;
308
кращение длины свободного пролета шин и обеспечива-
ются незначительные перемещения последних при про-
текании по ним тока к. з. Шаг ячейки — 32 м. Ширина
РУ 5x32—160 м. В РУ установлены элегазовые выклю-
чатели в пофазных горизонтальных заземленных баках
с трансформаторами тока на выводах из выключателя.
На рис. 7.42 приведена еще одна интересная кон-
струкция ОРУ с жесткими шинами на напряжение
765 кВ (США). Распределительное устройство выполнено
по схеме с 3/2 выключателями на цепь с присоединением
к каждой из линий шунтирующего реактора. Сборные
шины и ответвления от них к разъединителям выполне-
ны из алюминиевых труб. Ошиновка верхнего яруса осу-
ществлена гибкими алюминиевыми проводами (2х
Х2200 мм2 на фазу).
Все разъединители цепочки — рубящие одноколонко-
вые с вертикальным положением ножа во включенном
состоянии. Верхние контакты этих разъединителей
укреплены либо на трубах сборных шин, либо на допол-
нительных отрезках трубчатых шин, подвешенных на
опорных изоляторах. Последние закреплены на травер-
сах порталов, установленных по обе стороны среднего
ряда выключателей. Эти отрезки труб соединены с гиб-
кой ошиновкой верхнего яруса. Разъединители возле
шунтирующих реакторов установлены также рубящего
типа, но с горизонтальными ножами во включенном со-
стоянии.
связывающий два портала; 4 —ошиновки проводами 2X2195 мм2; 5 —сборные
разъединитель; 8 — высокочастотный заградитель; 9 — конденсатор связи;
11 — шунтирующий реактор. Шаг ячейки 45, 75 м.
309
Из четырех рядов порталов для подвески указанной
ошиновки каждые два портала образуют с помощью
двух тросовых оттяжек и двух горизонтальных тросовых
связей, натянутых у стоек этих порталов, устойчивую
конструкцию, в которой колонны воспринимают только
сжимающие усилия, а тросы — только растягивающие,
что и позволяет выполнить эти железобетонные колонны
небольшого сечения и с малой массой. Трос применен
стальной 0 47,6 мм; два троса рассчитаны на восприя-
тие тяжений от проводов трех фаз концевого пролета
примыкающей линии — 3x20 т на одну траверсу порта-
ла. Такое решение применяется при подходе линии к
порталу с углом не более 5°; при больших углах при-
меняют свободностоящие опоры (с траверсами).
Следует отметить, что стулья под выключатели и
разъединители приняты высотой около 6 м, что обеспе-
чивает удобство для персонала и для подъезда кранов
и лабораторий при производстве монтажных и ремонт-
ных работ на этом громоздком оборудовании высокого
напряжения.
Рассмотрев ряд характерных зарубежных конструк-
ций ОРУ, можно сделать следующие выводы:
1. В зарубежных ОРУ довольно часто применяют
жесткую ошиновку для сборных шин и для соединений
между аппаратами (ошиновки нижнего яруса), сохра-
няя, как правило, ошиновку верхнего яруса гибкой.
2. В одном РУ часто применяются разъединители
разных типов — два типа рубящих с горизонтальным и
вертикальным положениями ножей во включенном со-
стоянии, пантографическйЪ разъединители и разъедини-
тели с горизонтальными ножами.
3. Для облегчения массы высоких несущих конструк-
ций для ошиновки верхнего яруса их выполняют в ряде
случаев таким образом, что вертикальные нагрузки от
этой ошиновки воспринимаются вертикальными колон-
нами, а горизонтальные нагрузки от тяжения по прово-
дам и от ветровых усилий воспринимаются мощными
тросовыми растяжками.
Глава восьмая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
8.1. Общие сведения
Система управления представляет собой совокуп-
ность технических средств, необходимых для оператив-
ного управления работой электростанции (подстанции),
т. е. для ведения технологического процесса с заданны-
ми технико-экономическими показателями. Система
управления включает в себя пять основных групп
}гстройств (подсистем): регулирования, управления ис-
полнительными органами, сигнализации, измерения и
защиты. Подсистемы измерения и сигнализации обеспе-
чивают необходимую информацию о работе оборудова-
ния и ходе технологического процесса, а с помощью
подсистем регулирования и управления осуществляется
активное воздействие, т. е. управление объектом. При
резких отклонениях от назначенного нормального режи-
ма или повреждении оборудования действует защита и
производит автоматическое отключение соответствую-
щих элементов.
Для удобства оперативного обслуживания организу-
ют посты управления, на которых находится оператив-
ный персонал и где сосредоточиваются необходимые
для работы персонала приборы и аппараты, как-то: из-
мерительные приборы, сигнальные устройства, аппара-
тура управления и регулирования и т. п.
Выбор системы управления зависит от особенностей
проектируемого объекта (типа станции и ее оборудова-
ния, структуры технологических связей, уровня автома-
тизации технологического процесса), от принятой орга-
низационной структуры оперативного управления, а так-
же от уровня развития самих систем управления.
Для электростанций на современном этапе их разви-
тия характерен переход от неавтоматизированных к
автоматизированным системам управления технологиче-
ским процессом (АСУ ТП). АСУ ТП— это человеко-ма-
шинная система управления, в которой автоматизирова-
ны основные ее функции — сбор, обработка и передача
информации об управляемом объекте (электростанции)
и выдача управляющих (регулирующих) воздействий на
объект.
311
Различают два основных уровня развития систем
управления.
Уровень 1 — неавтоматизированная (ручная) система
управления, она характеризуется:
индивидуальной формой сбора/ обработки и пред-
ставления информации (необходимую информацию опе-
ратор получает от измерительных приборов с последу-
ющей обработкой полученной информации «вручную»);
ручным (дистанционно или по месту установки) воз-
действием на исполнительные органы управления;
частичной автоматизацией технологического процес-
са— применением лишь особо ответственных регулято-
ров, воздействующих на главные параметры основного
оборудования (регуляторов скорости турбин, регулято-
ров топлива и воды котлов и т. п.).
Уровень 2 — автоматизированная система управления
с использованием информационных и управляющих вы-
числительных машин (информационно-управляющего
комплекса, рис. 8.1); характерные особенности этой си-
стемы:
автоматизированный 'централизованный сбор, обра-
ботка, преобразование информации и передача ее в вы-
числительно-управляющий комплекс;
автоматическая выдача управляющих воздействий на
объекты через вычислительно-управляющий комплекс;
глубокая автоматизация технологического процесса
обеспечивается применением регуляторов режимных (на-
пример, регуляторов горения, регуляторов температуры
пдра), а также пусковых и местных, обеспечивающих
регулирование вспомогательных процессов (например,
уровня воды в деаэраторе).
АСУ ТП электростанций на разных стадиях своего
развития могут использоваться:
. в качестве регистратора — вся необходимая информа-
ция обеспечивается информационно-вычислительным
комплексом, но операции управления остаются за опе-
ратором;
в качестве советчика оператора — машина определя-
ет оптимальное в данной ситуации решение по управле-
нию объектом, а оператор, нажимая кнопку, «утвержда-
ет» его и реализует;
в качестве регулятора (как автоматическая система
управления)—управление всем технологическим про-
цессом осуществляет информационно-управляющий ком-
312
плекс на основе заранее составленной программы, а опе-
ратор выполняет лишь контрольные функции.
АСУ ТП, используемое в качестве регулятора, вклю-
чает в себя следующие подсистемы: информационно-вы-
числительную (ИВС), авторегулирования, функциональ-
но-группового автоматического управления и технологи-
ческие защиты.
Объект
Аналоговые \Дискретные
Датчики
Исполнительные
органы
Преобразующее _________
устройство
Пост управления
СОИ
Информац ионно - вы числитель пая система Управление Автоматическое регулирование Защита и блокировки
Информаци- онная подсистема Вычисли- тельная подсистема
Изме- рение Сигна- лиза- ция
Информац ионно -управляющий комплекс
Рис. 8.1. Структурная схема автоматизированной системы управле-
ния технологическим процессом электростанции.
АСУ ТП требует больших затрат. Поэтому целесооб-
разность ее применения должна быть доказана в техни-
ческом проекте соответствующими технико-экономиче-
скими расчетами. При оценке эффективности АСУ ТП
учитывают: повышение экономичности работы электро-
станции благодаря оптимизации режимов ее работы, по-
вышение эксплуатационной надежности работы станции
из-за быстрой и четкой реакции АСУ на опасные откло-
нения параметров технологического режима от заданных
нормальных значений, сокращение оперативного персо-
313
нала. Все это приводит к тому, что срок окупаемости
АСУ ТП мощных электростанций — тепловых, атомных
и гидравлических — в большинстве случаев не превыша-
ет 2—3 лет. Уместно добавить, что в перспективе управ-
ление всей производственно-хозяйственной деятельно-
стью мощных электростанций будет осуществляться так-
же при помощи средств вычислительной техники. Для
мощных ТЭС уже спроектирована и проходит апроба-
цию такая автоматизированная система управления
(АСУ ТЭС). АСУ ТП является ее составной частью.
АСУ ТЭС имеет следующие подсистемы: оперативно-дис-
петчерского управления, управления производственно-
хозяйственной деятельностью и ремонтом, технико-эко-
номического планирования, управления финансовой дея-
тельностью, управления материально-техническим снаб-
жением, бухгалтерского учета.
Приведем перечень задач, решаемых в техническом
проекте при проектировании системы управления элек-
тростанции: выбор организационной структуры управле-
ния проектируемым объектом; определение числа пос-
тов управления и их размещение; определение объема
автоматизации и телемеханизации, технико-экономиче-
ское обоснование применения АСУ ТП; выбор техниче-
ских средств системы управления; проектирование щитов
управления; выбор источников и схемы оперативного
тока. Ниже будут рассмотрены лишь некоторые из пере-
численных вопросов.
В электротехническом разделе технического проекта
электростанции помещают обычно следующие разделы:
организация управления, измерения и автоматики в
электрической части; установка оперативного тока; ре-
лейная защита, системная автоматика и телемеханика;
связь и телесигнализация. Проект релейной защиты
оформляют обычно в виде отдельной части рабочего
проекта. В его состав входят: пояснительная записка,
содержащая перечень и описание защит, расчеты и
принципиальные схемы защит.
8.2. Выбор организационной структуры
оперативного управления. Посты управления
Организационная структура оперативного управле-
ния устанавливает принцип деления проектируемого
объекта на оперативные участки, состав оперативных
бригад и их взаимодействие. При этом должно быть
314
обеспечено четкое разделение обязанностей и ответст-
венности за правильную эксплуатацию, экономичную и
надежную работу оборудования, за быструю ликвида-
цию аварийных ситуаций на объекте.
В настоящее время существуют три формы организа-
ционной структуры управления: цеховая, блочная (бес-
цеховая) и централизованная. Цеховая структура пред-
полагает деление обслуживаемого объекта на оператив-
ные участки (цеха), сформированные по принципу объ-
единения однотипного силового оборудования. Каждый
цех обслуживает оперативная бригада, возглавляемая
начальником смены цеха. При блочной (бесцеховой)
структуре в оперативный участок входит оборудование
одного или двух энергетических блоков. Участок обслу-
живает оперативная бригада, состоящая из операторов
и нескольких обходчиков. Оперативное управление
станцией в целом в обоих случаях осуществляет началь-
ник смены станции, находящийся в оперативном подчи-
нении у дежурного диспетчера системы. Централизован-
ная структура управления означает, что оперативное
обслуживание всего объекта ведется централизованно
одной оперативной бригадой без деления объекта на
оперативные участки.
Для блочных электростанций (КЭС, АЭС) принима-
ют: для основного оборудования блочную структуру опе-
ративного управления, а для обслуживания оборудова-
ния общестанционного назначения цеховую структуру.
На блочных станциях организуют посты управления:
блочные щиты управления (БЩУ) для централизован-
ного управления всем входящим в блок оборудованием,
центральный щит управления (ЦЩУ) для централизо-
ванного управления элементами РУ повышенных напря-
жений и резервного питания собственных нужд, местные
щиты управления (МЩУ) вспомогательных цехов и ус-
тановок общестанционного назначения (топливоподачи,
химводоочистки, компрессорной, электролизерной и др.),
агрегатные щиты (АЩУ), на которых размещают при-
боры и аппараты, необходимые персоналу при обходах.
На АЭС, кроме того, предусматривают резервный
щит управления (РЩУ). Он предназначен для проведе-
ния операций по останову блока и отводу остаточного
тепла из активной зоны реактора в особых ситуациях,
когда осуществить эти операции с БЩУ не представля-
ется возможным.
315
Оперативное управление ТЭС с поперечными связями
проектируют по цеховому принципу. На ТЭС мощностью
более 250 МВт соответственно ее основным цехам обра-
зуют пять участков оперативного обслуживания: топлив-
но-транспортный, котлотурбинный, химический, тепло-
вой автоматики и измерений и электрический. На ТЭС
с поперечными связями организуют посты управления
трех видов: главный щит управления (ГЩУ) для управ-
ления генераторами, трансформаторами, воздушными и
кабельными линиями, междушинными связями; группо-
вые агрегатные щиты управления (ГрЩУ) для управ-
ления котлами и турбинами; местные щиты управления
(МЩУ) вспомогательных цехов и общестанциоиных ус-
тановок. Групповые щиты котлов и турбин (один щит
на четыре агрегата) размещают в одном помещении,
ориентированном по возможности центрально к обслу-
живаемым агрегатам.
Относительная простота технологического процесса
и высокая степень его автоматизации на гидроэлектро-
станциях позволяют выбрать централизованную струк-
туру оперативного обслуживания: с центрального щита
управления ЦЩУ (осуществляет начальник смены ГЭС)
или с диспетчерского пункта энергосистемы (осуществ-
ляет дежурный диспетчер системы с помощью средств
телемеханики). В последнем случае также предусмат-
ривают ЦЩУ, так как в некоторых ситуациях (неисправ-
ность средств телемеханики, отказ автоматики и т. п.)
оказывается необходимым функции управления пере-
дать в руки персонала ГЭС или персонала, прибывшего
на ГЭС по аварийному вызову. Наряду с ЦЩУ в ма-
шинном зале у каждого агрегата устанавливают щиты
(АЩУ) для управления агрегатами во время ремонтов
и испытаний, а также в случае неисправности устройств
автоматики.
Для районных подстанций напряжением 35—НО
(220) кВ типично централизованное оперативное управ-
ление с диспетчерских пунктов предприятий, районных
электрических сетей, энергосистем с - использованием
средств телемеханики. Операции, требующие присутст-
вия персонала на месте (допуск ремонтных бригад, лик-
видация аварийного состояния, осмотр оборудования и
т. п.), выполняют оперативно-выездные бригады. При
такой системе оперативного обслуживания общепод-
станционный пост управления (ОПУ) принципиально
316
не нужен. При управлении подстанцией с диспетчерско-
го пункта ОПУ предусматривают лишь в тех случаях,
когда на подстанции есть закрытые помещения — для
аккумуляторной батареи или для РУ 6—10 кВ. На мощ-
ных узловых районных подстанциях с высшим напряже-
нием 220—750 кВ необходим постоянный дежурный пер-
сонал. Это обстоятельство заставляет сооружать на тер-
ритории подстанции ОПУ. Его пристраивают к зданию
РУ 6—10 кВ, а если последнее отсутствует, то выпол-
няют в виде отдельно стоящего здания.
8.3. Проектирование постов (щитов) управления
При любом уровне автоматизации за человеком-опе-
ратором остается ведущая роль. Поэтому проектирова-
нию постов (щитов) управления, откуда осуществляется
централизованное управление оборудованием и.где на-
ходится оперативный персонал, уделяется большое вни-
мание в технических проектах всех станций. При этом
приходится учитывать две стороны: а) технические ха-
рактеристики объекта — тип, сложность оборудования,
структуру связей, уровень автоматизации объекта и
т. п.; б) психологические, физиологические, биологиче-
ские особенности и возможности человека-оператора.
Число и назначение щитов управления (ЩУ), как
это было показано выше, определяются выбранной орга-
низационной структурой оперативного обслуживания.
Размеры помещения центрального и главного щитов
управления, а также релейных щитов принимают, исхо-
дя из конечной мощности проектируемой электростан-
ции.
Размещение ЩУ.^Щит управления стараются разме-
щать по возможности в центре оперативного участка,
где 'находится оборудование, управляемое с данного
щита. Этим обеспечивается наименьшая протяженность
контрольно-измерительных кабелей и кратчайшая доро-
га персонала ко всем элементам обслуживаемого опера-
тивного участка. Щиты управления располагают в изо-
лированном помещении, находящемся внутри главного
здани5Ц(например, ГрЩУ, АЩУ), в его пристройке (на-
пример, БЩУ), в зданиях вспомогательных цехов и ус-
тановок (МЩУ), в пристройке к зданию ГРУ (ГЩУ)
или, наконец, в отдельно стоящем здании (например,
ЦЩУ).
317
Приборы, аппаратура, устройства 1ДУ. Все они име-
ют две группы элементов. Одна группа находится непо-
средственно у управляемого оборудования, это— первич-
ные измерительные преобразователи (датчики, измери-
тельные трансформаторы и пр.), коммутационные аппа-
раты, исполнительные механизмы. Другая группа эле-
ментов сосредоточена на соответствующем ПТУ К ним
в общем случае относятся: измерительные (вторичные)
приборы; средства отображения цифровой и текстовой
информации — цифропечатающие электрифицированные
машинки, электронно-лучевые индикаторы (специфично
для АСУ с ЭВМ третьего поколения); сигнальные уст-
ройства — лампы, табло, электрические сирены и звонки;
приборы и аппаратура управления — ключи, кнопки,
тумблеры; приборы и реле защит и автоматических
устройств, электронные регуляторы и т. д. Элементы
обеих частей связаны между собой контрольно-измери-
тельными кабелями.
Увеличение единичной мощности агрегатов сопровож-
.дается заметным возрастанием количества элементов
•системы управления. Так, например, теплотехническая
часть пылеугольного блока мощностью 800 МВт содер-
жит 1500 единиц электрифицированной запорной и ре-
гулирующей арматуры и примерно 80 электродвигателей
•с. н. Система управления таким блоком содержит около
•5000 датчиков и 600 единиц щитовых приборов и уст-
ройств. Энергоблок мощностью 1000 МВт с реактором
типа ВВЭР-1000 имеет примерно 5000 точек измерения
и около 1000 управляемых элементов.
Для сокращения числа приборов контроля и управ-
ления в проектах ЩУ широко используют измерения
«по вызову», избирательное и групповое управление.
Измерение «по вызову» позволяет одним прибором с по-
мощью переключателя осуществлять целую серию по-
следовательных измерений. Отличительной 'особенностью
избирательного управления является использование для
группы исполнительных механизмов одного общего клю-
ча управления и клавишного номеронабирателя. Управ-
ление любым элементом данной группы- осуществляют
.двумя последовательными операциями — подготовитель-
ной (выбор механизма с помощью клавишного номерона-
бирателя) и исполнительной (подача команды группо-
вым ключом) .Д
Групповое управление предусматривает подачу ко-
318
манды либо одновременно на ряд исполнительных ме-
ханизмов (например, на приводы нескольких задвижек»
принадлежащих параллельным технологическим трак-
там), либо на один исполнительный механизм группы
функционально связанных механизмов с дальнейшим
развитием команды по определенной программе. Выс-
шей фазой группового управления является иерархиче-
ская система управления функциональными группами с
помощью управляющих вычислительных машин (УВМ)
по цепочке: исполнительные механизмы (низший уро-
вень), подгруппы (средний уровень), группа (высший
уровень). Под функциональной группой понимается со-
вокупность элементов управляемого объекта, выполня-
ющая определенную функцию. Например, к числу функ-
циональных групп генератора следует отнести устройст-
ва охлаждения, возбуждения и синхронизации.
Аппараты управления монтируют на пультах управ-
ления, а остальные приборы и аппараты — на панелях.
На современных щитах применяют миниатюрные прибо-
ры и аппараты управления, что в сочетании с измере-
нием по вызову, избирательным управлением и исполь-
зованием электронно-лучевых индикаторов (дисплеев)
позволило значительно сократить габариты панелей и
пультов и снизить площадь помещения, 'занимаемо-
го ЩУ.
Принципы проектирования ЩУ [/, 36]
1. Помещения ЩУ должны обеспечивать благопри-
ятные условия труда (комфорт) операторам и хорошие
условия функционирования аппаратуре и приборам. В
щитовом помещении независимо от внешних условий и
тепловыделения приборов должны поддерживаться тем-
пература 18—22°С и "влажность 30—60%. Для этого
помещения щитов оборудуют установкой кондициониро-
вания воздуха.
Помещение щита обеспечивают хорошим освещени-
ем — ровным и рассеянным. Наилучшее световое реше-
ние — это- полностью светящийся потолок. Осуществля-
ется это путем устройства дополнительного подвесного,
потолка, выполненного из матового стекла или фольги.
Между дополнительным и основным потолком разме-
щают люминесцентные лампы.
Щитовое помещение должно иметь звуковую изоля-
цию, предохраняющую операторов от производственных
31»
шумов, и хорошую акустику, устраняющую или умень-
шающую эхо. Высоту центральной части помещения, где
располагаются пульты управления, принимают равной
4 м. Перекрытие щитового помещения снабжают гидро-
изоляцией.
2. Расположение панелей и пультов должно обеспе-
чивать максимум наглядности и удобства обслуживания.
Для этого выделяют оперативную и неоперативную
части щита. В оперативном контуре располагают панели
Рис. 8.2. Исполнение и компоновка пультов и панелей щита управ-
ления.
а — разомкнутая компоновка с пультом рояльного типа; б — совмещенная ком-
поновка, использующая пульт-йанель с приставкой; в — совмещенная компо-
новка с пульт-панелью; 1—основные аппараты управления; 2 — основные по-
казывающие приборы; 3 — сигнальные устройства; 4 — вспомогательные пока-
зывающие приборы; 5 — регистрирующие приборы.
и пульты с приборами, сигнальными устройствами и
аппаратурой, обеспечивающими контроль основных по-
казателей работы оборудования и выполнение основных
операций по управлению. В неоперативном контуре, на-
пример, находятся: а) панели с показывающими, реги-
стрирующими приборами, которые предназначены для
периодического контроля, и аппаратура управления для
выполнения второстепенных операций; б) панели с элек-
тронными регуляторами, приборами защиты и сигнали-
зации, вспомогательной аппаратурой различного назна-
чения. Устройства защиты и регуляторы, не требующие
контроля со стороны операторов, можно также разме-
щать в отдельном вспомогательном помещении.
Панели и пульты оперативного контура размещают
обычно по эллипсу или дуге, что обеспечивает операто-
ру, во-первых, хорошие условия для визуального наблю-
дения за основными измерительными приборами и сиг-
нальными устройствами, а во-вторых, свободный доступ
к органам управления и регулирования. Панели неопе-
ративной части щита занимают место позади и (или)
сбоку оперативного контура.
320
3. Конфигурация и компоновка панелей и пультов
оперативного контура должны быть таковы, чтобы ос-
новные показывающие приборы были удобны для визу-
ального наблюдения, а основные органы управления —
удобны для ручного воздействия.
На рис. 8.2 показаны три возможных варианта ис-
полнения и компоновки пультов и панелей оперативного
контура. При разомкнутой компоновке (рис. 8.2,а)
пульт управления рояльного типа и оперативная панель
расположены на некотором
расстоянии друг от друга. На
пульте смонтированы основ-
ные аппараты управления 1,
а на оперативной панели —
основные показывающие при-
боры 2 и сигнальные устрой-
ства 3. В совмещенной компо-
новке пульт конструктивно
объединен с панелью, образуя
так называемую пульт-панель.
Сигнальные устройства раз-
мещены на верхней наклонной
приставке к пульт-панели
(рис. 8.2,6) или в верхней ча-
Рис. 8.3. Рекомендуемая
компоновка приборов и ап-
паратов на пульт-панели.
сти панелей неоперативного
контура (рис. 8.2,в).
На рис. 8.3 показана рекомендуемая компоновка при-
боров и аппаратов на пульт-панели. Наиболее важные
для работы оператора средства отображения информа-
ции и органы управления следует располагать в зоне 1,
менее важные — в зонах 2 и 3. При их размещении сле-
дует учитывать приоритет, группировки в логические
блоки, взаимосвязь медсду органами управления и сред-
ствами отображения информации.
4. Щит управления должен иметь мнемоническую
схему соединений основных элементов управляемого
объекта. Так, например, на БЩУ должна находиться
схема соединений элементов технологической части бло-
ка, на ЦЩУ (ГЩУ) —схема соединений элементов элек-
тротехнической части станции.
Мнемосхема может быть активной, т. е. содержать
органы управления, встроенные в мнемознаки активных
элементов схемы (выключателей в электрической схеме,
исполнительных механизмов в технологической схеме,
21—1342
321
рядом с мнемознаком активного элемента монтируют
указатели положения или состояния), и пассивной, когда
мнемосхема лишь отражает состояние схемы на данный
момент. Активную мнемосхему располагают на пульте
управления, пассивную чаще всего помещают на верх-
ней части панелей, стоящих позади пульта (пульт-па-
нели).
5. Панели щитов должны набираться из типовых
ячеек заводского изготовления нормализованных разме-
ров: ячеек управления, ячеек сигнализации, ячеек вспо-
могательных устройств и т. д. Этим достигаются упро-
щение и убыстрение проектных работ по щиту управле-
ния, сокращение сроков монтажа, высокая эксплуатаци-
онная маневренность (быстрая замена и перегруппиров-
ка ячеек панелей). Мнемоническая схема должна также
набираться из типовых планшетов.
6. Щит управления оснащают сигнализацией, кото-
рая должна представлять оператору необходимую ин-
формацию о нарушениях в режиме работы управляемо-
го объекта. Информация поступает в виде световых и
звуковых сигналов, которые должны привлечь внимание
персонала, обеспечить понимание им причины происхо-
дящего и тем самым способствовать принятию правиль-
ного решения для действия в сложившейся ситуации.
В пунктах централизованного управления (ЦЩУ,
ГЩУ, БЩУ) сигнализацию выполняют в следующем
объеме:
световую сигнализацию положения активных элемен-
тов управляемого объекта;
светозвуковую аварийную сигнализацию: аварийную
технологическую сигнализацию, сигнализацию аварий-
ных отключений и автоматических включений выключа-
телей;
светозвуковую предупредительную сигнализацию об
отклонении от нормального режима работы оборудова-
ния и о нарушении исправности оперативных цепей;
светозвуковую сигнализацию вызова персонала в по-
мещения МЩУ вспомогательных цехов и различных
электротехнических устройств; действует при нарушени-
ях нормального режима оборудования этих цехов и
устройств;
сигнализацию действия технологических и электриче-
ских защит.
322
Проектирование блочных щитов управления [Л 53]
Выбирая месторасположение БЩУ, рассматривают
два основных варианта (рис. 8.4): а) внутри главного
корпуса, в деаэраторной (бункерно-деаэраторной) эта-
жерке; б) вне главного корпуса — в здании, примыкаю-
щем к главному корпусу со стороны машинного зала.
На АЭС еще возможен вариант сооружения БЩУ в тор-
це реакторного зала.
Рис. 8.4. Варианты размещения блочного щита управления (БЩУ)
на ТЭС.
1 — котел; 2 — турбоагрегат; 3 — деаэраторная (бункерно-деаэраторная) эта-
жерка; 4 — БЩУ.
В первом варианте (рис. 8.4,а) рационально исполь-
зуется площадь этажерки, а кабельные связи получают-
ся относительно короткими — на 15—20% меньше, чем
во втором варианте. При размещении БЩУ вне главно-
го корпуса (рис. 8.4,6) легче обеспечиваются вентиля-
ция, изоляция от шума и вибрации, достигается большая
пожаробезопасность и появляется возможность исполь-
зования естественного освещения.
Применение АСУ ТП, с одной стороны, требует до-
полнительной площади для размещения вычислительной
машины и управляющих устройств, с другой стороны,
позволяет уменьшить ^размеры оперативного контура,
который становится относительно небольшим и удобным
для работы оператора. Общая площадь, необходимая
для расположения всех устройств АСУ ТП двух энерго-
блоков, зависит, естественно, от мощности блоков. При
мощности блоков КЭС 200, 300, 500 и 800 МВт она со-
ответственно составляет 240, 450, 650 и 720 м2, при мощ-
ности блоков АЭС (с реакторами типа ВВЭР) 400 и
1000 МВт — 400 и 500 м2 соответственно. Эта площадь
может предусматриваться частично на отметке собст-
венно БЩУ, частично — на других этажах.
Сказанное проиллюстрируем тремя примерами:
БЩУ для двух конденсационных блоков мощностью
21* 323
28600
Рис. 8.5. План блочного щита управления для двух энергоблоков
КЭС мощностью по 300 МВт.
/ — пульты оперативного контура; 2 —панели оперативного контура; 5 — па-
нели приборов неоперативного контура; 4— информационно-вычислительная
машина типа ИВ-500М; 5 — панели электронных регуляторов; £ —релейные па-
нели регуляторов; 7 —приборные панели защиты; 8 — релейные панели защи-
ты; 9— устройства связи; 10 -- столы операторов.
Рис. 8.6. План блочного щита управления для двух энергоблоков
КЭС мощностью по 800 МВт.
1—пульты оперативного контура; 2 — панели оперативного контура; 3 — пане-
ли приборов неоперативного контура; 4 — панели регуляторов и защиты; 5 —
панели функционально-группового управления; 6 — комната операторов; 7 —
аппаратная связи; 8 — столы операторов блоков; 9— стол старшего оператора;
10 — кабельные шахты.
324
по 300 МВт (рис. 8.5) с применением АСУ ТП на базе
информационно-.вычислительной машины типа ИВ-500М;
БЩУ для двух конденсационных блоков по 800 МВт
(рис. 8.6) с использованием управляющего вычислитель-
ного комплекса типа «Комплекс-АСВТ»;
БЩУ для одного блока АЭС (рис. 8.7), управляемо-
го также с помощью АСУ ТП.
Рис. 8.7. План блочного щита управления для одного блока АЭС.
1— пульт-панели реактора; 2 — пульт-панели турбин; 3 — п.ульг-панели гене-
раторов; 4 — панели приборов оперативного контура; 5 —панели неоперативно
го контура (аппаратура управления системами безопасности, узлами и агрега-
тами первого контура неоперативного назначения); 6 — панели неоперативного
контура (приборы радиационного контроля, аппаратура управления контуром
герметичности, пожарная сигнализация шт. п.); 7 —панели вспомогательных
электрических устройств; 8 — печатающие машинки; 9— стол оператора.
В первом случае БЩУ находится внутри главного
корпуса, во втором и третьем случаях — в здании, при-
мыкающем к главному корпусу. Размеры и конфигура-
ция примыкающего здания определяются в основном
требованиями комплекса АСУ ТП.
Рассмотрим более подробно БЩУ для блоков
800 МВт (см. рис. 8.6). Здание БЩУ имеет семь эта-
жей. Собственно БЩУ находится на оперативной отмет-
ке главного корпуса (10,8 м). Там размещены панели
функционально-группового управления. Вычислительная
часть информационно-вычислительной подсистемы
(ИВПС) занимает пятый этаж (отметка 14,1 м). На
верхнем этаже, на отметке 21,6 м, расположено релейное
помещение, в котором сосредоточены устройства
защиты и регуляторы, не требующие контроля со сто-
роны операторов блока. Под отметками БЩУ и релей-
325
кого помещения находятся кабельные этажи, через кото-
рые все кабели связи двумя потоками вливаются в ка-
бельные шахты и затем выводятся к оборудованию.
Установка кондиционирования воздуха занимает два
нижних этажа. На всех отметках имеются служебные
помещения для эксплуатационного, ремонтного и нала-
дочного персонала, обслуживающего БЩУ.
Информационно-вычислительная подсистема произво-
дит опрос первичных приборов и ввод преобразованных
данных в вычислительную часть, осуществляет контроль
и регистрацию параметров по вызову оператора, сигна-
лизирует отклонения параметров от уставок и пере-
дает соответствующую информацию об отклонениях в
вычислительную часть.
Оперативный контур БЩУ составляют пульты и па-
нели информационной части подсистемы ИВПС. Над
панелями оперативного контура расположена мнемони-
ческая схема. В нее вмонтированы устройства сигнали-
зации положения запорных органов и механизмов.
Приборы и аппаратура управления скомпонованы на
панелях и пультах по принципу их принадлежности обо-
рудованию, а сами панели и пульты расположены по
ходу технологического процесса (последовательно-агре-
гатная компоновка): сначала идут пульт-панели котла,
затем турбины и, наконец, генератора. Последователь-
ность расположения пульДов и панелей, а также поря-
док размещения на них приборов и аппаратов должны
быть одинаковыми для всех блоков.
Для получения непрерывной информации об особо
важных параметрах агрегатов (например, об активной
и реактивной мощностях генератора, его напряжении и
фазных токах) предусмотрены индивидуальные показы-
вающие приборы. Остальные измерения должны произ-
водиться по вызову.
Предупредительная сигнализация БЩУ имеет свои
особенности. Поскольку здесь возможно одновременное
действие большого количества сигналов, то табло вновь
подействовавшей предупредительной технологической
сигнализации горят мигающим светом, что отличает их
от ранее подействовавших сигналов, табло которых го-
рят ровным светом. Мигающее свечение позволяет опе-
ратору определить вновь поступивший сигнал, после че-
го с помощью групповой кнопки он переводит его на
ровный режим свечения.
326
На БЩУ еще предусматривают аварийную техноло-
гическую сигнализацию, которая извещает персонал о
срабатывании технологических защит энергоблока, а
также об аварийных отклонениях некоторых технологи-
ческих параметров. Она выполняется на тех же принци-
пах, что и технологическая предупредительная сигнали-
зация, отличаясь от нее лишь тембром звукового
сигнала.
Блочный щит управления АЭС, представ-
ленный на рис. 8.7, имеет свои особенности. Поскольку
на АЭС оперативный персонал не может ознакомиться
с состоянием оборудования радиоактивного контура на
месте, то объем технологической информации на АЭС
получается более обширный, чем на ТЭС. Помимо теп-
лотехнического контроля, аналогичного тому, что выпол-
нено на ТЭС, на АЭС предусматривают ядерно-физиче-
ский контроль (для информации о реакторе и внутрире-
акторных процессах) и технологический радиационный
контроль (для информации о герметичности радиоактив-
ного контура).
Оперативная часть БЩУ АЭС делится на три части:
реакторную (включая парогенератор), турбинную и ге-
нераторную. На пульте управления реакторной установ-
ки смонтированы основные приборы пуска, останова
реактора, ключи управления регулирующими органами,
кнопки аварийной защиты, сигнальные табло и элек-
тронно-лучевой индикатор, информирующий о работе
реакторной установки. На оперативной панели размеще-
ны приборы теплотехнического контроля реакторной ус-
тановки, устройства отображения массового контроля
(например, температуры каналов активной зоны), указа-
тели положения регулирующих стержней и т. п.
Проектирование центральных постов управления
С центральных постов управления (ЦЩУ, ЦПУ,
ГЩУ) осуществляют управление элементами электро-
технической части станции. С этих позиций эти посты
желательно располагать вблизи основных электротехни-
ческих .устройств. Однако здесь приходится учитывать и
другие обстоятельства: управление с поста некоторыми
элементами технологической части, присутствие на посту
дежурного инженера станции, который руководит опера-
тивным обслуживанием всей станции.
С центрального щита управления (ЦЩУ) блочных
тепловых и атомных станций производится управление
327
выключателями РУ высшего и среднего напряжений
(рис. 8.8,а), выключателями системы резервного питания
собственных нужд для секций 6—10 кВ, выключателями
электродвигателей резервных возбудителей. Кроме того,
с ЦЩУ осуществляют управление некоторыми техноло-
гическими элементами общестанционного назначения,
Рис. 8.8. Организация команд управления выключателями блоков.
например циркуляционной насосной. Если блок имеет
выключатель только на стороне высшего напряжения,
то им управляют с БЩУ (рис. 8.8,6) или — в схемах
с коммутацией присоединений через два выключателя —
с обоих щитов — БЩУ и ЦЩУ (рис. 8.8,в).
Контроль за работой блоков ведется с БЩУ, а на
ЦЩУ предусматривают лишь минимальную информа-
цию об их работе: сигнализацию положения выключа-
телей генераторов, измерение активной и реактивной
мощностей генераторов и одно общее табло на каждый
блок, извещающее о неисправности на блоке.
В целях большей компактности панелей ЦЩУ (та-
кую же систему применяют и на ГЩУ) каждый обслу-
328
живаемый объект снабжают только одним индивидуаль-
ным табло, которое зажигается при действии любого
датчика контролируемых режимов и служит лишь для'
определения объекта, на котором сработала предупре-
дительная сигнализация. Вид же сигнала расшифровы-
вается по надписи, которая светится на групповом таб-
ло, принадлежащем целой группе объектов, управляе-
мых с одной панели. Поскольку на ЦЩУ количество
Рис. 8.10. Организация команд управления выключателями укруп-
ненного блока ГЭС.
Рис. 8.9. Организация команд управления выключателями на ТЭЦ.
одновременно действующих сигналов не может быть ве-
лико, то мигание табло предупредительной сигнализации
не предусматривают. ЦЩУ пристраивают к главному
корпусу (в середине-или со стороны его постоянного
торца) или размещают на территории РУ повышенных
напряжений.
Организация цепей управления с главного щита уп-
равления (ГЩУ) тепловой станции с поперечными свя-
зями показана на рис. 8.9. С ГЩУ осуществляют также
управление циркуляционной насосной и некоторым дру-
гим технологическим оборудованием. Здание ГЩУ со-
оружают, как правило, непосредственно возле РУ гене-
раторного напряжения (ГРУ), чаще всего пристраивают
со стороны постоянного торца здания ГРУ.
Центральный пост управления (ЦПУ) гидроэлектро-
станции предназначен не только для управления выклю-
329
чателями главной схемы (рис. 8.10), но и для центра-
лизованного автоматизированного управления гидро-
агрегатами (пуск, останов, регулирование). На ЦПУ
могут быть предусмотрены средства дистанционного уп-
равления выключателями системы питания РУ 6—10 кВ
собственных нужд; ЦПУ обычно размещают в служеб-
ном здании блока монтажной площадки.
Компоновка панелей на ЦПУ проиллюстрирована на
рис. 8.11. На центральных постах небольших электро-
установок панели располагают по прямой (рис. 8.11,а)
или по Г-образной (рис. 8.11,6) и П-образной (рис.
Рис. 8.11. Компоновка панелей на центральных постах управления.
а — по прямой; б — по Г-образной ломаной прямой; в — по П-образной лома-
ной прямой; г — по дуге; д — по эллипсу; 1 — пульт-панели оперативного кон-
тура; 2 — панели неоперативного контура; 3 — панели защиты, автоматики,
регистрирующих приборов; 4 — стол дежурного.
330
8.11,в) ломаным линиям. Многочисленные пульты и па-
нели оперативного контура мощных электростанций раз-
мещают по дуге полуокружности (рис. 8.11,г) или эллип7
су (рис. 8.11,0). Криволинейная компоновка панелей ве-
дет к удорожанию щитов управления, но зато улучшает
их обзор.
8.4. Проектирование измерительной подсистемы
Управление режимом работы электростанции (на лю-
бом уровне автоматизации) требует контроля за ее ре-
жимом. Последний складывается из контроля за пара-
метрами основного и вспомогательного оборудования
(осуществляет измерительная подсистема) и контроля за
состоянием этого оборудования (осуществляет подсисте-
ма сигнализации).
Структурная схема измерения в общем случае вклю-
чает в себя: первичный измерительный прибор, преоб-
разователи, канал связи и вторичный измерительный
прибор. При проектировании измерительной подсисте-
мы, руководствуясь ПТЭ и ПУЭ, оценивают необходи-
мый объем измерений, определяют способ измерения и
месторасположение вторичных измерительных приборов
и выбирают тип прибора и все остальные элементы схе-
мы измерения.
Измерением должны быть охвачены все параметры
основного и вспомогательного оборудования, которые
определяют режим управляемого объекта — электро-
станции, подстанции. Особенно большой объем измере-
ний получается на ТЭС и АЭС. Контроль технологиче-
ского процесса ТЭС, например, требует теплотехниче-
ских, механических и электрических измерений. К числу
теплотехнических измерений относятся измерения тех-
нологических параметров рабочего тела (воды, пара,
пароводяной среды, топлива и т. п.): давления, темпе-
ратуры, расхода, уровня расположения и т. д. Механи-
ческие измерения — это измерения перемещений, часто-
ты вращения, вибрации, шумов и т. д. Наконец, элек-
трическим измерениям подлежат ток, напряжение, ча-
стота, активная и реактивная мощности. Специфичными
измерениями на ГЭС являются измерения уровней воды
в верхнем и нижнем бьефе, напора, стока воды и т.. п.,
на АЭС — дозиметрический контроль.
Вторичные измерительные приборы устанавливают
на постах управления, откуда ведется централизованное
331
оперативное обслуживание соответствующего оборудо-
вания. Так, например, на панелях БЩУ блочных ТЭС
монтируют измерительные приборы агрегатов энерго-
блока — котла, турбины, генератора и их вспомогатель-
ного оборудования.
Для контроля за режимом работы электростанций и
подстанций используют:
а) для визуального наблюдения — показывающие
аналоговые и цифровые приборы (условное графическое
обозначение — окружность);
б) для непрерывной графической или цифровой за-
писи параметров в нормальном режиме — регистрирую-
щие (самопишущие) приборы (условное графическое
обозначение — квадрат);
в) для суммирования показаний во времени — инте-
грирующие приборы, т. е. счетчики (условное обозначе-
ние—.квадрат с двойной линией вверху);
г) для графической записи параметров в аварийных
условиях — фиксирующие приборы (самопишущие при-
боры с ускоренной записью, осциллографы, специальные
регистраторы событий и т. п.).
Для особо важных параметров предусматривают ин-
дивидуальные показывающие приборы, по которым опе-
ратор может осуществлять непрерывный контроль. Для
измерения менее ответственных параметров принимают
избирательный принцип (по вызову), который позволяет
вести лишь периодический контроль.
Рассмотрим подробнее проектирование измеритель-
ной подсистемы в части электрических измерений [32].
Электрические параметры основного электрооборудова-
ния (генераторов, трансформаторов) и линий контроли-
руют с помощью индивидуальных измерительных при-
боров. Если пост управления находится в пределах тер-
ритории обслуживаемого объекта, то применяют систе-
му дистанционного измерения: для измерения электри-
ческого параметра используют трансформаторы тока и
напряжения, которые связывают с измерительными при-
борами контрольно-измерительными кабелями. При зна-
чительной удаленности (более 1—1,5 км) контролируе-
мого объекта от поста управления (имеет место на ГЭС
и подстанциях, управляемых с диспетчерского пункта)
прибегают к телеизмерению. В этом случае передача
измеряемого параметра происходит путем преобразова-
ния его в другую вспомогательную величину, более удоб-
ную для передачи йо каналу связи на дальнее расстоя-
ние.
Согласно ПУЭ щитовые показывающие, регистриру-
ющие и фиксирующие электроизмерительные приборы
должны иметь класс точности не ниже 2,5 (для фикси-
рующих допускается класс 3), а счетчики активной
энергии, предназначенные для денежных расчетов (рас-
четные счетчики), — не ниже 2,0 (для линий межсистем-
ных связей напряжением 110—150 кВ — 1, напряжением
220 кВ и более — 0,5). Класс точности расчетных счет-
чиков реактивной энергии выбирают на одну ступень
ниже соответствующего класса точности счетчиков ак-
тивной энергии. Амперметры подстанций, распредели-
тельных устройств и неответственных электродвигателей
могут быть класса 4.
Класс измерительных трансформаторов и преобразо-
вателей устанавливают в зависимости от класса прибо-
ров: для подключения приборов класса 0,5 требуются
измерительные трансформаторы и преобразователи клас-
са 0,2, при классах приборов 1,0 и 1,5 — трансформато-
ры и преобразователи класса 0,5 и, наконец, для класса
прибора 2,5 — трансформаторы и преобразователи клас-
са 1,0. Шунты и добавочные сопротивления, включаемые
с приборами, берут класса 0,2, если класс прибора ра-
вен 0,5, а в остальных случаях — 0,5.
В схемах с коммутацией присоединений через два
выключателя измерительные приборы должны вклю-
чаться на сумму вторичных токов измерительных транс-
форматоров цепей соответствующих выключателей. Из-
мерительные приборы и реле защиты должны быть при-
соединены к разным трансформаторам тока. Их объ-
единение допускается лишь в случае, если раздельное
подключение требует дополнительных трансформаторов
тока. При вынужденном объединении измерительных
приборов с высокочастотной, дифференциальной или ди-
станционной релейной защитой или с фильтром токов
нулевой последовательности необходимо приборы и за-
щиту разделить промежуточными трансформаторами
тока.
Расчетные счетчики следует присоединять к транс-
форматорам тока совместно с другими измерительными
приборами. Отдельные трансформаторы тока предусма-
тривают лишь в двух случаях: а) если при объединении
расчетных счетчиков с другими приборами не обеспечи-
333
вается необходимый класс точности; б) если при объ-
единении со специальными видами релейной защиты
устанавливают промежуточные трансформаторы тока.
Ниже будет показано, какие измерительные приборы
следует устанавливать для контроля за режимом основ-
ного электрооборудования станций и подстанций. Изме-
рительные приборы генератора, включенного в блок
с повышающим трансформатором, представлены на рис.
8.12. Основной комплект приборов (комплект /) уста-
навливают на БЩУ, на ЦЩУ предусматривают лишь
ваттметры и варметры для наблюдения за нагрузкой
Рис. 8.12. Измерительные приборы блочной электростанции.
334
каждого генератора и сумматоры мощности для контро-
ля за суммарной нагрузкой всех генераторов станции.
Кроме того, на сборке возбуждения, откуда осуществля-
ют перевод генератора с рабочего на резервное возбуж-
дение или наоборот, размещают вольтметры основного
и резервного возбудителей.
Рис. 8.13. Измерительные приборы электростанции с РУ генератор-
ного напряжения.
Если генератор включен на сборные шины ГРУ (рис.
8.13), то полный комплект 1 приборов генератора разме-
щают на ГЩУ. В машинном зале, на групповом щите
управления (ГрЩУ) монтируют ваттметр и частотомер,
а на сборке возбуждения — вольтметры основного и ре-
зервного возбудителей. Все параллельные катушки при-
335
боров генератора присоединяют к комплекту трансфор-
маторов напряжения TH, включенному на выводы гене-
ратора.
Для контроля за работой синхронного компенсатора
(рис. 8.14) на его агрегатном щите управления (АЩУ)
предусматривают основной комплект приборов (ком-
плект 2), а на ОПУ помещают только амперметр и вар-
Рис. 8.14. Измерительные приборы подстанции.
метр. Поскольку синхронный компенсатор может как
выдавать, так и потреблять реактивную мощность, то
его варметры должны иметь двустороннюю шкалу,
а вместо одного счетчика реактивной энергии необходи-
мо установить два со стопорами, разрешающими вра-
щение диска только в какую-нибудь одну сторону.
Контроль за работой двухобмоточного трансформа-
тора ведут с помощью комплекта, включающего в себя
336
амперметр, ваттметр и варметр. Вместо двух раздель-
ных приборов — ваттметра и варметра — для экономии
места на панели практикуют использование одного ком-
бинированного прибора с переключением в цепях напря-
жения. При необходимости учета энергии, протекающей
через трансформатор, на нем устанавливают счетчики
(см. комплект 3 на рис. 8.13). Если возможен реверсив-
ный режим работы трансформатора, то устанавливают
ваттметр и варметр с двусторонней шкалой и два ком-
плекта счетчиков со стопорами (комплект 3'). Трехоб-
моточные трансформаторы и автотрансформаторы тре-
буют дополнительного комплекта измерительных прибо-
ров на стороне СН (рис. 8.14). Контроль за током
осуществляют на всех обмотках. Если трансформатор
работает в блоке с генератором (см. рис. 8.12), то спе-
циального комплекта измерительных приборов для него
не требуется, так как для этой цели используются при-
боры генератора.
На линиях 6—35 кВ, которые обычно идут непосред-
ственно к потребителям, устанавливают амперметр и
счетчик активной энергии, а если расчет с потребителем
производят с учетом коэффициента мощности, то еще и
счетчик реактивной энергии (см.. комплект 4 на рис. 8.13
и 8.14). Три амперметра требуются только при значи-
тельной несимметрии токовой нагрузки фаз. Это может
быть, если линия питает электропечи или потребителя
с большой долей осветительной нагрузки (более 14—
20% общей нагрузки).
Линии напряжением ПО кВ и выше сетей районного,
значения нуждаются в контроле за током и мощностью
(см. комплекты 5 и 6 на рис. 8.13 и 8.12). Учет активной
энергии должен быть обеспечен лишь на линиях меж-
системных связей, где-для этой цели с каждого конца
устанавливают счетчики активной энергии со стопорны-
ми механизмами. На линиях 330—500 кВ предусматри-
вают фиксирующие приборы для записи фазных токов
и напряжений, а также тока и напряжения нулевой по-
следовательности.
На сборных шинах основных напряжений электро-
станций ведется контроль за напряжением, а в некото-
рых случаях, указанных ниже, и за частотой. В неза-
земленных и компенсированных сетях (6—35 кВ), где
режим однофазного замыкания может быть длительным,
измеряют одно междуфазное и три фазных напряжения
22—1342
337
относительно земли. В эффективно заземленных сетях
(ПО кВ и выше), где однофазные к. з. отключаются
автоматически, достаточно следить лишь за междуфаз-
ными напряжениями. Регистрирующие вольтметры пре-
дусматривают на шинах напряжений ПО кВ и выше,
если от шин отходят линии межсистемных связей или
шины являются контрольными точками, по которым ве-
дется режим энергосистемы.
Контроль за частотой осуществляют на шинах ГРУ
6—10 кВ (комплект 7 на рис. 8.13), на шинах повышен-
ных напряжений мощных электростанций (более
200 МВт), а также подстанций в точках возможного
деления энергосистемы на несинхронно работающие
части.
8.5. Выбор источников и схемы оперативного тока
Для нормальной работы приборов и аппаратов си-
стемы управления нужен вспомогательный источник
энергии, или иначе источник оперативного тока. Этот
источник должен -обладать свойством автономности, так
как даже при полном исчезновении на объекте трехфаз-
ного переменного тока его система управления должна
продолжать функционировать. Поэтому на электростан-
циях и районных подстанциях в качестве источника опе-
ративного тока выбирают свинцово-кислотную аккуму-
ляторную батарею (обычно типа СК) с номинальным
напряжением 220 В.
Для того, чтобы аккумуляторная батарея всегда бы-
ла готова полностью отдать запасенную энергию, а так-
же в целях упрощения ее эксплуатации и увеличения
срока службы для нее выбирают режим постоянного
подзаряда. С этой целью выбирают подзарядное выпря-
мительное устройство, которое включают между шина-
ми аккумуляторной установки и шинцми 0,4 кВ системы
собственных нужд. Таким образом, в нормальных усло-
виях питание электроприемников оперативного тока про-
исходит от первичной сети через выпрямительное
устройство, а аккумуляторная батарея воспринимает
лишь толчковую нагрузку. При исчезновении напряже-
ния перемёяного тока и отключении подзарядного
устройства аккумуляторная батарея принимает на себя
всю нагрузку. Для заряда аккумуляторных батарей
устанавливают обычно один общестанционный зарядный
338
агрегат (асинхронный двигатель — генератор постоянно-
го тока) или зарядное выпрямительное устройство.
Аккумуляторную батарею используют также для пи-
тания аварийного освещения, преобразовательных агре-
гатов устройств связи, для резервирования питания,
электродвигателей особо ответственных рабочих машин,
собственных нужд.
Многочисленные и менее ответственные электропри-
емники оперативного тока системы с. н. 0,4 кВ питают-
от силовой сети этого напряжения непосредственно (пе-
ременный оперативный ток) или через выпрямители
(выпрямленный оперативный ток). Так, например, тех-
нологическую сигнализацию на блочных и групповых,
щитах управления рекомендуется выполнять на выпрям-
ленном токе. Система управления подстанции неболь-
шой мощности без РУ на стороне ВН может целиком:
работать на переменном или выпрямленном переменном
токе [9], т. е. не требовать установки аккумуляторных,
батарей.
Выбор числа и месторасположения аккумуляторных,
батарей производят в соответствии с предлагаемой на-
грузкой электроприемников постоянного тока и их раз-
мещением на площадке электроустановки. При ограни-
ченной суммарной мощности потребителей постоянного
тока и размещении их на небольшой площади достаточ-
но предусмотреть одну аккумуляторную батарею с цен-
трализованным питанием от нее всех электроприемни-
ков. Такое решение рекомендуется, например, принимать,
на ТЭС мощностью до 200 МВт с поперечными связями
в тепловой части, на ГЭС мощностью не более 1000 МВт-
(для питания электроприемников, находящихся в зда-
нии ГЭС), на подстанциях с высшим напряжением 35—
ПО кВ. На мощных электростанциях и узловых район-
ных подстанциях, исходя из условия надежности пита-
ния и рационального выполнения распределительной се-
ти, выбирают несколько аккумуляторных батарей: одну-
батарею на каждые один-два блока и одну батарею-
общестанционного назначения на блочных ТЭС, две ба-
тареи в здании мощных ГЭС (более 1000 МВт) и две
батареи на территории узловых подстанций. Питание;
потребителей оперативного тока РУ повышенных напря-
жений мощных электростанций стремятся осуществлять
от батарей, установленных в главном здании, и лишь
при значительном удалении этих РУ от главного здания
22*
33»
предусматривают отдельную батарею, которую разме-
щают на территории РУ. Аккумуляторные батареи
обычно связывают между собой сетью для осуществле-
ния взаимного резервирования.
На шинах установок постоянного тока предусматри-
вают автоматическое регулирование напряжения (АРН)
с помощью элементного коммутатора (рис. 8.15) или
специального тиристорного устройства. Кроме того,
Рис. 8.15. Схема аккумуляторной установки с элементным комму-
татором.
осуществляют автоматический или полуавтоматический
подзаряд добавочных («хвостовых») элементов (аккуму-
ляторов) батареи, которые в нормальном режиме посто-
янного подзаряда не использущт. Колебания напряже-
ния на шинах аккумуляторной установки для обслужи-
вания РУ повышенных напряжений относительно малы,
так как нагрузка здесь практически постоянна, а толч-
ковые токи при включении выключателей длятся доли
секунды. Это позволяет выбрать схему без элементного
коммутатора.
Выбор аккумуляторных батарей [32, 43]
Поскольку аккумуляторная батарея в нормальных
условиях работает в режиме постоянного подзаряда и,
следовательно^яостоянной нагрузки не несет, то расчет-
340
ной для нее является аварийная ситуация на станции,
когда батарея принимает на себя всю аварийную на-
грузку. Длительность работы батареи в аварийном ре-
жиме (время аварийного разряда tp) рекомендуется
принимать: для ТЭС и ГЭС, работающих в системе,
0,5 ч, для изолированных электростанций 1 ч. Аккуму-
ляторная батарея должна обеспечивать аварийную на-
грузку в течение расчетного времени при условии, что
в конце этого периода имеет место совпадение устано-
вившейся аварийной нагрузки с толчковой.
Выбор аккумуляторной батареи ведут в следующем
порядке:
1. Определяют расчетные нагрузки на батарею. Ава-
рийная длительная (установившаяся) нагрузка /ав,дл
батареи главного корпуса электростанций складывается
из постоянной нагрузки электроприемников системы уп-
равления, нагрузки аварийного освещения и нагрузки от
двигателей постоянного тока аварийных механизмов
с.н.
Аварийную кратковременную (толчковую) нагрузку
/ав,кр определяют суммированием длительной аварийной
нагрузки и токов, потребляемых приводами /пр одновре-
менно включаемых и отключаемых выключателей.
2. Рассчитывают количество элементов батареи (рис.
8.15):
основных (присоединяемых к шинам установки в ре-
жиме постоянного подзаряда)
п0=иш/ит, (8.1)
где Um — напряжение на шинах; С/пз=2,15 В — напря-
жение на элементе в режиме подзаряда;
общее
” nl = UtJUp, (8.2)
где £7р=1,75 В — напряжение на элементе в конце ава-
рийного разряда;
добавочных
^ao6==^s «о- (8-3)
3. Исходя из длительной аварийной нагрузки, опре-
деляют емкость батареи. Поскольку емкость (разрядный
ток) аккумулятора с типовым номером N (CK--/V) рав-
няется произведению емкости (разрядного тока) акку-
мулятора первого номера (СК-1) на типовой номер, то
341
расчет емкости сводится к определению типового но-
мера:
1,05/ав.дл/7р(Л'=1),
(8.4)
где 1,05 — коэффициент запаса; /Р(я=1) — ток разряда ак-
кумулятора первого номера (определяется в зависимо-
сти от температуры электролита & по рис. 8.16).
Рис. 8.16. Характеристика за-
висимости тока разряда акку-
мулятора первого номера от
температуры электролита.
Рис. 8.17. Характеристи-
ки зависимости напряже-
ния от тока разряда ак-
кумулятора первого но-
мера.
4. Намеченный аккумулятор проверяют по току крат-
ковременной аварийной нагрузки, который не должен
превосходить максимально допускаемый кратковремен-
ный (пятисекундный) разрядный ток. Последний в 2,5
раза больше тока одночасового разряда, что для акку-
мулятора типа СК составит 2,5- 18,5N=46N.
Тогда условие проверки по току кратковременного
аварийного разряда запишется следующим образом:
/ав,кр^4бА^.
(8-5)
5. Выполняют проверку батареи по допускаемому на-
пряжению (t/ш.доп) в условиях аварийной кратковремен-
ной нагрузки.
Значения допускаемых отклонений напряжения при-
ведены в табл. 8.1, а кривые зависимости напряжения
на аккумуляторе первого номера от значения кратковре-
менного тока разряда — на рис. 8.17.
Оценив по табл. 8.1 значение [7ш,доп, определяют по
рис. 8.17 максимально допускаемую (по напряжению)
342
кратковременную нагрузку и сравнивают ее с расчетной,
приведенной к первому номеру:
Подзарядное устройство (ПЗУ) выбирают по рас-
четным значениям тока и напряжения в нормальном
режиме.
Таблица 8.1. Допустимые отклонения напряжения для
электроприемников постоянного тока
Электроприемники Допустимое отклонение напря- жения, % Пном
Нижний предел ] Верхний предел
Приборы и аппараты управления и за- 65—70 110—120
ЩИТЫ Механизмы включения приводов вы- 80—85 110
ключателей Лампы на щитах управления 75—80 105
Лампы аварийного освещения 95 105
Элект ро двига те ли 95 105
Подзарядное устройство основных элементов в нор-
мальном режиме питает постоянно включенную нагруз-
ку /пост и подзаряжает батарею. Ток подзаряда прини-
мают равным 0,15N; тогда расчетный ток ПЗУ основных
элементов батареи будет равен:
^ПЗУ Люст -J- 0,1оА.
(8-7)
Расчетное напряжение ПЗУ
^ПЗУ —
(8-8)
В качестве подзарядных устройств применяют выпря-
I мительные агрегаты с твердыми выпрямителями типа
ВАЗП-380/260-40/80 на напряжение 380—260 В и ток
40—80 А.
| Добавочные элементы в нормальном режиме нагруз-
। ку не несут. Поэтому расчетный ток их ПЗУ равен толь-
ко току подзаряда:
Атзу, доб^О’О^- (8.9)
343
Расчетное напряжение
(8.10)
Выбор зарядного устройства (ЗУ) выполняют по рас-
четным значениям тока и напряжения в режиме заряда
батареи.
Расчетный ток зарядного устройства
73y = /nocT + 52V; (8.11)
расчетное напряжение (в конце заряда)
^ЗУ=^,-, (8-12)
где Ua—2,75 В — напряжение на элементе в конце за-
ряда.
Для заряда батарей может применяться двигатель —
генератор постоянного тока. Последний типов П32-П102
изготовляют в широком диапазоне номинальных мощно-
стей от 1,7 до 100 кВт.
Пример 8.1. Выбрать'аккумуляторную батарею, подзарядные и
зарядное устройства для энергоблока мощностью 800 МВт.
Принимаем одну батарею типа СК на блок. Батарея будет ра-
ботать в режиме постоянного подзаряда в схеме с элементным ком-
мутатором (см. .рис. 8.15). Расчетная длительность аварийной на-
грузки 0,5 ч. Номинальное напряжение на шинах’ установки 230 В.
Расчетная температура электролита ~4-25°С.
Подсчет нагрузок приведен в табл. 8.2. Из нее следует:
7ав,дл=670 А; /ав,кр=910 А.
Число основных элементов батареи согласно (8.1)
по=23О/2,15=108.
Общее число элементов батареи согласно (8.2)
/?г= 230/1,75= 130.
Количество добавочных элементов по (8.3)
: пДоб=130—108=22.
Типовой номер батареи по (8.4)
„ 670
N 1.05-25 =28,1,
где значение /р(к = ц=25 А найдено по кривой 1 рис. 8.16 для 6=
=25°С.
Принимаем ближайший больший типовой номер N-32 (СК-32).
Проверяем СК-32 по условию (8.5)
/ав,кР=910 А<46-32=1470 А.
В режиме кратковременной (толчковой) нагрузки значение
t/ш,доп определяем по условию надежной работы приводов выклю-
чателей, т. е. 85% U30M. С учетом потерь напряжения в питающем
кабеле (5%) принимаем (/ш,доп=90% (7НОм. Для этого значения по
кривой 2 на рис. 8.17 определяем /Р(л-=.1)=35 А. Выполняем про-
верку по (8.6)
, 910
(Л'—1) — 35 А > .^2 28,4 А.
- Таким образом, окончательно принимаем СК-32.
Таблица 8.2. Подсчет нагрузок на аккумуляторную
батарею блока 800 МВт
Электропрпе мники Количество 1SX кон£/ J 8. О I . <L» 1 ** 5 | w S Q. 4) СХ ^пуск’ А Расчетные ава- рийные нагруз- ки, А
' длительные 1 (0,5 ч) L_ . кратковремен- ные (толчко- вые)
Постоянная нагруз- ка — — — 70 — 70 70
Аварийное освеще- ние .— — — 250 —• 250 •—
Приводы выключа- телей — — — — — . — 300
Двигатели аварий- ных маслонасо- сов уплотнений генератора 1 32 168 150 420 150
Двигатели аварий- ных маслонасо- сов системы смазки Итого 2 42 216 200 540 2С0 670 540 910
Расчетные ток по (8.7) и напряжение по (8.8) подзарядного
устройства основных элементов:
7пзу =70 + 0,15-32 = 74,8 А;
t/n3y =2,15-108 = 232 В.
Выбираем подзарядное устройство типа ВАЗП-380/260-40/80.
Расчетные ток по (8.9) и напряжение по (8.10) подзарядного
автоматического устройства добавочных элементов:
'пзУ, доб= 0-05-32 = 1,6 А;
"пзу.доб = 2,15-22 = 47,ЗВ.
345
Выбираем автоматическое ПЗУ типа АРН-3, которое поставля-
ется комплектно с панелью автоматического регулирования напря-
жения типа ПЭХ-9045-00А2.
Расчетные ток по (8.11) и напряжение по (8.12) зарядного
устройства:
/зу = 70 4-5-32 = 230 А; 4
[7зу = 2,75-130 = 356 В.
Выбираем зарядный агрегат, состоящий из генератора постоян-
ного тока типа П-92 (РНом=60 кВт, (7НОм=270 В, /Ном=222 А) и
асинхронного двигателя типа А2-91-4 (РНом=75 кВт).
Глава девятая
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
9.1. Общие сведения
Одним из решающих факторов повышения эффектив-
ности производства и качества продукции является ус-
корение научно-технического прогресса. В области строи-
тельства электростанций эта необходимость ужесточает
требования как к их технико-экономическим характе-
ристикам, так и к темпу ввода генерирующих мощно-
стей. Сроки сооружения и качество электростанций в
значительной мере определяются при их проектировании-
Однако в условиях, когда мощности отдельных агрега-
тов и станций непрерывно растут, а оборудование ста-
нойится все более сложным, обеспечить выполнение тре-
бований ускорения темпов и повышения качества
традиционными методами неавтоматизированного проек-
тирования становится все труднее. Аналогичное положе-
ние имеет место и в других отраслях техники.
Указанное противоречие роста необходимо разре-
шить переходом к новому методу проектирования, со-
ответствующему высокому уровню сложности современ-
ных технических объектов,— к автоматизированному
проектированию.
Под системой автоматизированного проектирования
(САПР) понимается система, основанная на формализа-
ции процесса проектирования и его реализации (мате-
риализации) на ЭВМ (см. ГОСТ 22487-77). Система ав-
346 V
томатизированного проектирования в своей полной форме
развития содержит следующие компоненты: матема-
тическое описание всех операций процесса проектирова-
ния объекта; оптимизацию проектного решения; техни-
ческие средства в виде ЭВМ и вспомогательных уст-
ройств; диалог проектировщика с ЭВМ; машинное
оформление результатов проектирования (выходной тех-
нической документации).
Совершенно очевидно, что по сравнению с прежним
традиционным методом неавтоматизированного проекти-
рования САПР обладает значительными преимущества-
ми, ставящими ее на уровень современных требований к
проектированию сложных технических объектов, а имен-
но: за счет оптимизации проектных решений повышается
качество проектируемого объекта; экономится труд про-
ектировщика и сокращается время проектирования, у
проектировщиков резко’ уменьшается доля рутинных опе-
раций и открываются большие возможности для творче-
ской работы; легче обеспечивается так называемая проб-
лемная ориентация проектирования, т. е. ориентация на
поиск принципиально новых решений; снижается стои-
мость проектных работ.
Традиционные методы неавтоматизированного проек-
тирования не позволяют рассмотреть все многообразие
возможных вариантов проектных решений, ограничива-
ясь кругом привычных «типовых» вариантов. В резуль-
тате принимаемое проектное решение в большинстве
случаев не совпадает с оптимальным. Поскольку масш-
табы и стоимость современных крупных технических
объектов весьма велики, то даже сравнительно неболь-
шое отклонение принимаемого решения от оптимального
может причинить значительные убытки народному хо-
зяйству.
Автоматизированное проектирование — молодая от-
расль науки. В ее развитии можно отметить три стадии
с разными уровнями использования ЭВМ. На первой на-
чальной стадии ЭВМ используется для машинного реше-
ния отдельных наиболее трудоемких расчетных задач,
т. е. как быстродействующий арифмометр или «техноло-
гическая счетная линейка». Например, в области проек-
тирования электростанций разработаны типовые про-
граммы для расчета токов к. з., для расчета самозапу-
ска электродвигателей с. н. и т. д. Совершенно очевид-
но, что возможности ЭВМ здесь недоиспользуются. Эф-
347
фект от автоматизации отдельных изолированных задач
проектирования еще относительно невелик.
На второй стадии имеет место автоматизация проек-
тирования отдельных узлов проекта (подсистем низшего
уровня проектируемого объекта). Для создания САПР
отдельных подсистем требуется составить математиче-
ское описание (алгоритм) ряда последовательных опера-
ций, необходимых для проектирования данной подсисте-
мы; предусмотреть оптимизацию решения с использова-
нием методов прикладной математики; создать необхо-
димый машинный банк исходной информации. На этой
стадии ЭВМ используют на значительно более высоком
уровне — для организации оптимального проектирования
-локальных подсистем объекта. Назовем такие системы
САПР низшего уровня или малыми САПР.
Наконец, третья стадия развития характеризуется
комплексной автоматизацией проектирования всего объ-
екта (или одной из его автономных подсистем высшего
уровня), т. е. системным подходом к процессу проекти-
рования. Отличительные черты САПР на высшем уровне
ее развития составляют, во-первых, осуществление пол-
ного комплекса компонентов процесса проектирования^—
от ввода исходной информации (технического задания)
до выпуска всей выходной документации и, во-вторых,
использование ЭВМ в режиме диалога с проектировщи-
ком. Таким образом, САПР на полной стадии развития
(САПР высшего уровня или большая САПР) представ-
ляет собой человеко-машинную систему, где доля уча-
стия проектировщика и ЭВМ в процессе проектирования
устанавливается в соответствии с их особенностями и
возможностями.
Процесс проектирования сложного объекта состоит
из ряда крупных последовательных процедур (циклов
операций), каждая из которых должна заканчиваться
определенным проектным решением. Это решение долж-
но давать промежуточное описание проектируемого объ-
екта, необходимое для дальнейшего продолжения процес-
са проектирования, т. е. для выполнения следующей про-
ектной процедуры. На стыке выполнения двух крупных
проектных процедур может быть необходимо вмешатель-
ство проектировщика для критической оценки получен-
ных промежуточных результатов (осуществления обрат-
ной связи). В случае необходимости проектировщик
может внесди^оответствующую корректировку — изме-
348
нить или пополнить' входную информацию, повторить
выполнение данной проектной процедуры, сузив или, на-
против, расширив круг рассматриваемых вариантов,
и т. д.
Наиболее совершенный вид автоматизированного про-
ектирования — это автоматическое проектирование, при
котором переход от одной процедуры к другой может
быть формализован и выполнен с помощью ЭВМ без
участия человека. Автоматическое проектирование воз-
можно реализовать лишь для относительно простых
объектов.
Из сказанного видно, что построение САПР высшего
уровня требует применения высокопроизводительных
ЭВМ и затраты больших средств и труда. Поэтому к со-
зданию такого рода САПР можно приступать лишь пос-
ле проведения технико-экономического обоснования эф-
фективности ее сооружения. В ряде случаев может ока-
заться целесообразным создание малых САПР (САПР
низшего уровня) для отдельных подсистем объекта на
базе малых и средних ЭВМ.
В настоящее время САПР разрабатывают во многих
отраслях нашего. народного хозяйства, прежде всего в
радиоэлектронике, микроэлектронике, вычислительной
технике, машиностроении. Развертываются работы по
созданию САПР в энергетике, химической промышленно-
сти, строительстве и т. д. В перспективе предполагается
создание больших базовых САПР, обеспечивающих об-
щесистемное автоматизированное проектирование, т. е.
инвариантное к технологической (отраслевой) специфи-
ке. Такого рода базовые САПР должны обеспечивать до-
статочно простой переход к функциональным САПР, имею-
щим явно выраженную отраслевую ориентацию. Для пе-
рехода от базовой САПР к функциональной необходимо
совместными усилиями специалистов по базовым САПР
и специалистов-технологов составить математическую
модель всего процесса проектирования, реализованную в
виде совокупности функциональных программ, после
чего — уже без участия специалистов-технологов — бу-
дет осуществляться закладка этой модели в базовую
САПР.
В области электротехники и энергетики следует от-
метить работы по автоматизации проектирования элек-
трических машин и электромеханических устройств;
трансформаторов; средств электроизмерительной техни-
349
ки в приборостроении; систем электроснабжения про-
мышленных предприятий, районов нагрузки, электрифи-
цированных железных дорог и метрополитенов; линий
электропередачи. Развиваются постепенно работы и в
направлении автоматизации проектирования электриче-
ских станций. Так, например, Теплоэлектропроектом раз-
работаны малые САПР для трубопроводов, каркасов,
циркуляционных водоводов, земляных плотин и дамб; в
.МЭИ созданы САПР электроустановок с. и. ТЭС (см.
приложение П9. 1), в Уральском политехническом инсти-
туте — САПР электроснабжения электрифицированной
запорной и регулирующей арматуры и т. д.
9.2. Структура системы автоматизированного
проектирования
При создании САПР решаются следующие задачи:
составление схемы процесса проектирования, организа-
ция исходной информации, математическое описание
процесса проектирования (функциональная задача) с ал-
горитмом поиска оптимального решения, оснащение си-
стемы техническими средствами для осуществления са-
мого процесса 'автоматизированного проектирования,
организация диалога «человек — машина», оформление
результатов проектирования. Эти задачи решаются со-
вместно специалистами-технологами, хорошо знающими
специфику проектируемого объекта, и специалистами по
САПР. Реализация этих задач осуществляется полным
комплексом средств, состоящим из совокупности ин-
формационного, математического (функционального),
программного, лингвистического и технического обеспе-
чения. Структура САПР высшего уровня отражена на
рис. 9.1 обобщенной блок-схемой.
Организация исходной информации внутри САПР
лежит на средствах информационного'обеспечения. Ин-
формационная база есть совокупность определенным об-
разом организованных, проблемно-ориентированных ис-
ходных данных, необходимых для автоматизированного
проектирования объекта. Различают переменную и по-
стоянную исходную информацию. Переменная информа-
ция— это массив данных о конкретном проектируемом
объекте (техническое задание на проект). Если проекти-
руется подсистема объекта, то в задание входят выход-
ные данные смежных подсистем, необходимые для проек-
•350 А
тирования данной подсистемы. Постоянная часть инфор-
мации включает в себя массивы справочно-нормативных
данных: каталоги, прейскуранты, стандарты и т. п.
Информационная база есть не только хранилище дан-
ных, в ней осуществляются формирование и подача по
запросу информации, необходимой для выполнения от-
------------------------» 14оэтому информационную
Исходная информация
Рис. 9.1. Структурная
схема системы автомати-
зированного проектиро-
вания.
дельных проектных операции. .
базу больших САПР выпол-
няют в виде банка данных,
состоящего из базы и систе-
мы управления этой базой.
База данных—это специаль-
ным образом организован-
ная совокупность данных,
хранимая в памяти прямого
доступа, а система управле-.
ния — комплекс программ,
обеспечивающих функции уп-
равления массивом данных.
В математическое (функ-
циональное) обеспечение
САПР входит математичес-
кая модель процесса проек- .
тирования объекта, включая
. все необходимые алгоритмы
проектирования (см. подроб-
нее в § 9.4 и 9.5).
Основным средством тех-
нического обеспечения авто-
матизированного проектиро-
вания служит ЭВМ. Для
САПР высшего уровня ис-
пользуют, как правило, ЭВМ
третьего поколения (например, ЕС-1033, ЕС-1040, ЕС-1045,
ЕС-1060), для САПР низшего уровня могут быть исполь-
зованы малые ЭВМ (например, «Мир-2», «Наири»
и т. д.). Широкий диапазон производительности (от
10 тыс. до 1,5 млн. операций в секунду), мощная систе-
ма математического обеспечения и расширенная номен-
клатура внешних устройств делают ЭВМ третьего поко-
ления прекрасным техническим средством САПР слож-
ных объектов.
Математическое обеспечение соответствующего уров-
ня процесса проектирования реализуется в ЭВМ через
351
пакет прикладных программ. Он состоит из набора про-
ектирующих программ, реализующих решение проектных
процедур, и управляющей программы, осуществляющей
управление общим ходом работы проектирующих про-
грамм.
Система автоматизированного проектирования, явля-
ясь человеко-машинной системой, предполагает осуще-
ствление процесса проектирования в режиме диалога с
проектировщиком. Для этой цели сооружают автомати-
зированное рабочее место (АРМ), оснащенное соответ-
ствующими техническими средствами. В диалоговом ре-
жиме проектировщик должен располагать полной и
понятной ему информацией о ходе процесса проектиро-
вания и в случае необходимости иметь возможность ак-
тивно вмешаться в этот процесс. При этом учитывается,
что проектировщик не имеет специальных знаний об
ЭВМ и САПР. Поэтому диалоговая система АРМ долж-
на не только вести соответствующую обработку выход-
ных данных ЭВМ, но — в случае, если пользователь за-
трудняется ответить на поступивший с ЭВМ запрос,—
выдать ему или образцы наиболее вероятных ответов,
или список всех возможных ответов, или, наконец, ото-
слать его к соответствующей странице инструкции по
эксплуатации САПР. Таким образом, для обеспечения
режима диалога необходимы определенные технические
и программные средства — средства диалогового взаи-
модействия.
В состав технических средств АРМ входят: пульт
пользователя; устройства отображения информации о
проектируемом объекте в удобной для проектировщика
форме; устройство ввода информации в ЭВМ; процес-
сор в виде малой ЭВМ для управления всеми устройст-
вами АРМ.
Устройства отображения информации должны реаги-
ровать на изменение параметров проектируемого объек-
та и предоставлять проектировщику возможность внес-
ти необходимые изменения в ход проектирования. Для
отображения текстовой информации и текстового обще-
ния проектировщика с ЭВМ используют электрифици-
рованные пишущие машинки. В качестве устройств отоб-
ражения графической информации наибольшее распро-
странение в САПР получили графические дисплеи на
электронно-Аучевых трубках с устройствами обратной
связи. \
352
Графический дисплей (рис. 9.2) состоит из электронно-лучевой
трубки 1 с экраном 2, блока формирования изображения 3 и све-
тового пера 4. Электронно-лучевая трубка представляет собой ва-
куумный стеклянный сосуд. Его передняя стенка, покрытая светя-
щимся веществом люминофором, служит экраном для воспроизве-
дения изображения схемы, графика, чертежа и т. п. В задней части
трубки находится система электродов, служащая для генерирова-
ния пучка электронов и создания луча на люминесцентном экране
и для управления его перемещением по внешнему сигналу.
Рис. 9.2. Структурная схема устройства отображения графической
информации.
/-электронно-лучевая трубка; 2 — экран; 3— блок формирования изображе-
жения; 4 — световое перо; 5 — блок светового пера; 6 — функциональная кла-
виатура; 7 — блок ручного ввода; 8— процессор.
Выходной сигнал, поступающий йз ЭВМ (например, после вы-
полнения соответствующей проектной операции), вызывает пропор-
циональное отклонение луча в трубке. Блок 3, используя эти от-
клоняющие сигналы, формирует на экране светящееся графическое
изображение, составленное из точек или отрезков линий.
Световое перо 4 состоит из оптической системы, фотоэлемента
и световода. Если световым пером указать на экране дисплея на
определенную точку или линию, то оптическая система фокусирует
попавший в нее свет на фотоэлемент. Последний через световод пе-
редает световой сигнал в блок 5 — на электронное устройство, или
иначе триггер. Триггер срабатывает и формирует импульс обратной
связи на ЭВМ. Корректирующий импульс может быть также послан
путем нажатия клавиш функциональной клавиатуры 6 и блока руч-
ного ввода 7. Дисплей и функциональную клавиатуру подключают
к ЭВМ через процессор 8 — миии-ЭВМ, которая осуществляет управ-
ление работой дисплея. Таким образом, с помощью светового пера
нли клавиш функциональной клавиатуры в ходе процесса проекти-
рования могут быть внесены нужные коррективы.
В результаты работы САПР должно быть выдано ко-
нечное проектное решение в виде комплекта докумен-
тов— графических (чертежей, схем и т. п.) и текстовых
(параметров, описаний, спецификаций и т. д.). Процесс
вывода проектной документации из ЭВМ осуществляют
устройства документирования. В настоящее время ис-
23—1342 353
пользуют следующие технические средства для доку-
ментирования: алфавитно-цифровые печатающие устрой-
ства (АЦПУ) для вывода исходящей информации в ви-
де текстов и таблиц; чертежные автоматы рулонного и
планшетного типа для вывода графической информации
в виде чертежей, схем, графиков и т. п.; устройства мик-
рофильмирования для изготовления копий в виде микро-
фильмов.
Алфавитно-цифровые печатающие устройства входят
обычно в комплект периферийного оборудования ЭВМ.
В качестве носителя они используют ленту из обычной
бумаги, на которой текстовая информация наносится
механическим контактным способом; АЦПУ машины ти-
па ЕС-7030 имеет следующие характеристики: скорость
печати — 900 строк/мин, длина строки—128 позиций,
число символов —82.
В качестве чертежных автоматов наибольшее распро-
странение в САПР получили графопостроители — авто-
маты электромеханического типа. Графопостроитель по
данным, поступающим из ЭВМ непосредственно по ка-
налу связи или через промежуточные носители инфор-
мации в виде перфокарты или магнитной ленты, автома-
тически вычерчивает (строит) соответствующие схемы
или чертежи. Для этой цели входная информация пере-
рабатывается в сигналы управления для обеспечения
движения по заданной программе пишущего узла отно-
сительно планшетного или барабанного носителя. Пишу-
щий узел приводится в движение электродвигателями и
механизмами, преобразующими вращательное движение
двигателей в поступательное движение пишущего узла.
Из сказанного следует, что техническое обеспечение
САПР — это целый комплекс технических средств: ЭВМ
как главная составляющая комплекса, автоматизирован-
ное рабочее место проектировщика, устройства докумен-
тирования проектного решения, а также средства связи
внутри системы и вне ее.
Важную роль играет программное и лингвистиче-
ское обеспечение. Программное обеспечение включает в
себя совокупность машинных программ, необходимых
для автоматизированного проектирования. По назначе-
нию*их можно разделить на три группы: проблемно-ори-
ентированный комплекс программ (пакет прикладных
программ) \для выполнения проектных процедур; комп-
лекс программ общесистемного назначения, куда входят
354 V
операционная система ЭВМ и программы управления
общим ходом работы САПР; сервисный комплекс про-
грамм для общения пользователя с системой.
С программным обеспечением неразрывно связано
лингвистическое (языковое) обеспечение. Язык служит
естественным средством общения проектировщика с ма-
шиной, он необходим для формулирования и описания
операций проектирования и, наконец, для организации
и управления всем, процессом проектирования. Разли-
чают: а) входные проблемно-ориентированные языки,
используемые для описания проектируемого объекта,
управления процессом автоматизированного проектиро-
вания и управления массивом исходных данных;
б) внутренние языки — универсальные языки програм-
мирования, их используют для описания'операций про-
ектирования; в) выходные языки для обеспечения диа-
лога проектировщика и системы (программные диалого-
вые средства).
Общие сведения о САПР и ее структуре, изложенные
в первых двух параграфах данной главы, относились в
той или иной мере' ко всем современным САПР безот-
носительно к отраслям их применения. Последующее из-
ложение материала будет вестись применительно к
САПР электротехнической подсистемы электростанций.
9.3. Методы оптимизации проектируемого объекта
в САПР
Сложный технический объект (система) имеет, как
правило, явно выраженную иерархическую структуру:
объект (например, электростанция) состоит из подси-
стем (технологической, электротехнической, строитель-
ной, гидротехнической; транспортной и вспомогательных
сооружений), которые в свою очередь состоят из подси-
стем низшего уровня. В то же время сам проектируемый
объект является составной частью технической системы
более высокого уровня (электростанция входит в со-
став энергосистемы).
Иерархическая структура объекта проектирования
открывает возможность декомпозиционного подхода [16]
к процессу его проектирования. Декомпозиционный под-
ход состоит в расчленении (декомпозировании) задачи
проектирования сложного объекта на ряд независимых
или слабо зависимых задач проектирования составных
28* 355
подсистем, а задачи проектирования подсистемы — на
ряд подзадач проектирования составных фрагментов
(ряд проектных процедур).
Подсистемы объекта имеют между собой функцио-
нальные связи, которые при раздельном проектировании
подсистем должны быть выражены в виде информаци-
онных связей: выходная информация процесса проекти-
рования одной подсистемы должна частично войти как
входная информация в процесс проектирования другой
подсистемы. Так, например, при проектировании
гидроэнергетической подсистемы ГЭС выбирают число
и мощность гидроагрегатов. Это проектное решение
гидроэнергетической подсистемы должно войти в исход-
ную информацию при проектировании электротехниче-
ской подсистемы.
Декомпозиционный подход значительно упрощает
как саму задачу проектирования сложного объекта, так
и ее составную часть — оптимизацию проектного реше-
ния. В случае относительно' слабых связей между подси-
стемами (отсутствия влияния параметров одной подси-
стемы на показатели качества другой подсистемы) мо-
жет быть применен принцип локальной оптимизации,
т. е. осуществление поиска оптимального решения при
проектировании отдельной подсистемы. Таким образом,
в дальнейшем под «оптимизацией проектируемого объек-
та» будем понимать оптимизацию подсистемы объекта.
При проектировании объекта выбирают его структу-
ру и внутренние .параметры; соответственно решают за-
дачу структурно-параметрической оптимизации. К зада-
чам структурного проектирования электрической части
электростанции следует отнести выбор схем (структур-
ных схем, схем электрических соединений РУ, схем элек-
троснабжения с. н. и т. д.), а к задачам параметрическо-
го проектирования — выбор параметров и характеристик
всех составных элементов (трансформаторов, реакторов,
электроаппаратов, проводников и пр.).
При структурно-параметрической оптимизации варь-
ируют структуру и параметры проектируемого объекта
и тем самым определяют множество возможных проект-
ных решений. Одновременно вводят систему ограниче-
ний, которая устанавливает границы области допусти-
мых решений. Ограничения обусловлены: а) необходи-
мостью соблюдения действующих правил, норм,
руководящих \и директивных указаний; б) предельными
356 \
параметрами выпускаемого оборудования; в) исходны-
ми данными (внешней средой), в том числе информа-
ционнымй связями с другими подсистемами проектируе-
мого объекта; г) требованиями надежности и нормаль-
ной эксплуатации. Таким образом, поиск оптимального
решения осуществляют среди множества допустимых
проектных решений.
При решении задачи оптимизации параметры объек-
та являются переменными. Их следует разделить на уп-
равляемые переменные, т. е. варьируемые и, следова-
тельно, искомые (назовем их внутренними пара-
метрами), и на неуправляемые переменные, т. е. за-
данные условиями внешней среды (назовем их пара-
метрами среды). Обозначим множество внутренних
параметров через Х= (хь ...,хп), а множество парамет-
ров среды через Y= (1/1,..., ут)
Например, при проектировании электроустановки
с. н. блочной ТЭС множество, внутренних параметров
(в рамках рассматриваемого варианта структурной схе-
мы) составляет: напряжение первой и второй ступеней,
параметры рабочих и резервных трансформаторов с. н.
К числу параметров среды следует отнести: напряжение
присоединения рабочего трансформатора с. н. (равно
напряжению генератора, заданному в переменной исход-
ной информации), расчетные мощности электроприем-
ников с. н. (определены при проектировании теплотехни-
ческой подсистемы и заданы в исходной информации).
Оценку проектного решения ведут по его внешни м
параметрам, формализующим качества объекта.
В общем случае каждое проектное решение (вариант
проектируемого объекта) характеризуется множеством
выходных или внешних параметров Z (гь ...,Zk).
Внешние параметры суть производные переменные, за-
висимые от внутренних параметров данного варианта
проектного решения, а также от параметров среды.
Для получения обобщенного критерия оптимальности
вводится целевая функция. Целевая функция —
это функция внешних параметров, а следовательно, и
функция параметров внутренних и среды, которая своим
экстремальным значением выявляет оптимальное про-
ектное решение
Р=Ф(г],..., Zfe) —F(X, Y)->min (или max).
Теперь можно сформулировать задачу структурно-
параметрической оптимизации. Это есть задача опти-
357
малыного синтеза, заключающаяся в определении внут-
ренних параметров проектируемого объекта, соответст-
вующих экстремальному значению целевой функции при
заданных'параметрах среды и заданной системе ограни-,
чений R(xlt ...,хп).
По виду исходной информации (информации о зна-
чениях параметров среды У) задачи оптимизации делят
на три группы:
определенные (вся исходная информация представ-
лена детерминированными значениями У);
. вероятностные (вся или часть исходной информа-
ции задана случайными величинами с известным зако-
ном распределения);
неопределенные (для всей или части исходной ин-
формации известны, только области их возможных зна-
чений) .
Оптимизация решений при проектировании электро-
технической подсистемы электростанции относится к ка-
тегории вероятностных задач, поскольку оценка надеж-
ности требует информации о показателях надежности
элементов, т. е. о случайных величинах. Однако закон
распределения этих случайных величин известен, и они
могут быть введены в исходную информацию своими
средними значениями (см. § 4.3). Тем самым оптимиза-
ционная задача приводится к условиям определенности
и записывается следующим образом:
F=<I>(zi,Zk) —F(X)->min(или max);
X0G=X,
где Хо — множество допустимых значений X,-
По качественному критерию выбора наилучшего ре-
шения задачи оптимизации подразделяют на однокри-
териальные и многокритериальные ; последние могут
быть скалярной и векторной оптимизации. Получение
оптимального решения при проектировании сложных
технических объектов, в том числе электротехнических
подсистем электростанций, требует введения нескольких
критериев, т. е. относится к задачам многокритериальной
оптимизации. Однако, как было показано в § 4.1, эта
задача искусственно сводится к однокритериальной вве-
дением одного обобщенного критерия эффективности в
виде приведённых затрат. Таким образом, рассматривае-
мая задача оптимизации проектирования электротехни-
358 Л
ческой подсистемы электростанций классифицируется
как однокритериальная задача в условиях определен-
ности.
Выбор метода решения задачи оптимизации
электротехнической подсистемы
Как было указано выше, при проектировании элек-
тротехнической подсистемы ставится цель оптимизации
как структуры, так и параметров. Задача структурно-па-
раметрической оптимизации значительно сложнее задачи
параметрической оптимизации для уже выбранной
структуры. При выборе метода решения задачи оптими-
зации играют роль: а) вид функциональной зависимости
критерия эффективности (целевой функции) и системы
ограничений от внутренних параметров — возможны ли-
нейные и нелинейные формы зависимости; б) характер
изменения оптимизируемых внутренних параметров —
непрерывный или дискретный.
Задачи оптимального проектирования технических
объектов, как правило, нелинейны, и большинство внут-
ренних параметров изменяется дискретно. Структуре
объекта, естественно, тоже свойствен дискретный харак-
тер изменения. Решение такого рода задач возможно
методами нелинейного программирова-
ния (планирования)—сравнительно нового направле-
ния прикладной математики.
Коротко суть задачи нелинейного' программирования
состоит в следующем. Множество внутренних парамет-
ров Х= (xi,..., хп) образует /г-мерное пространство. Си-
стема ограничений выделяет в нем область; соответст-
вующую множеству Хо допустимых значений внутренних
параметров (переменных). Методы программирования
позволяют составить план отыскания в области множе-
ства Хо точки с экстремальным (в нашем случае мини-
мальным) значением целевой функции F. Эти планы мо-
гут быть реализованы па ЭВМ с помощью соответствую-
щих алгоритмов.
Известны следующие основные методы нелинейного
программирования:
метод последовательного обхода узлов (в определен-
ном порядке осуществляются обход узлов многомерной
сетки в пространстве множества X и вычисление в каж-
дой точке значений целевой функции и функций ограни-
чения; точки, в которых условия ограничения, не выпол-
няются, отбрасываются, а среди оставшихся точек вы-
359
бирается оптимальная точка, т. е. точка с минимальным
значением целевой функции);
метод случайных проб или метод Монте-Карло (в ис- '
следуемом пространстве множества X выделяется «-мер-
ный куб с ребром в одну единицу, в котором с помощью '
N случайных проб ведется поиск лучшей точки, т. е.
с минимальным значением F при соблюдении условий
ограничения; затем производится преобразование ис-
ходного куба в куб с центром, расположенным в лучшей
точке первого этапа, но с уменьшенным в 2 раза ребром
и т. д.);
градиентные методы (в «-мерном пространстве выде-
ляют область, соответствующую множеству Хо; в этой
области намечают точку, с которой, начинается поиско-
вое движение в соответствии с направлением градиента ;
целевой функции; движение прекращается по достиже-
нии оптимальной точки).
Для реализации указанных методов на ЭВМ требу- '
ется составить алгоритм решения задачи оптимального
проектирования. Однако при структурно-параметриче-
ской оптимизации сложного технического объекта прост-
ранство решений оказывается чрезвычайно обширным и
составить такой алгоритм решения практически невоз-
можно. I
В машиностроении получил распространение метод
проб и ошибок. Суть этого метода состоит в том,
что сначала создают машины-гипотезы, а потом идет
процесс их постепенного улучшения, т. е. процесс опта- 1
мизации конструкции машины. Но для объектов в виде \
многоэлементной технической системы этот метод неэф- '
фективен. < <
Специфике оптимального проектирования многоэле-
ментных технических систем, к числу которых относится
и рассматриваемая электротехническая подсистема элек-
тростанции, наилучшим образом отвечает метод мо-
делирования процесса проектирования <
с программным поиском оптимального проектного' реше-
ния [28]. Согласно" этому методу составляют математи-
ческую модель процесса проектирования объекта (подси-
стемы) и с помощью алгоритма, учитывающего основные
внешние параметры объекта, осуществляют програм-
мный поиск наилучшего проектного решения в простран-
стве возможных вариантов. Этот метод и будет далее
использован.
360 \
9.4. Математическая модель процесса
проектирования
Процесс проектирования состоит из последователь-
ных проектных процедур, заканчивающихся конечным
проектным решением. Последнее фиксирует конечное
описание объекта проектирования с заданной степенью
его детализации. Проектная процедура в свою очередь
складывается из суммы проектных операций и закан-
чивается актом принятия промежуточного локального
проектного решения. Это решение описывает один из
фрагментов проектируемого объекта, который состоит
из совокупности элементов, характеризуемых определен-
ной структурой связей и внутренними параметрами. Та-
ким образом, процесс проектирования, как и сам объект
проектирования, имеет иерархическую структуру.
В соответствии со сказанным различают три вида
состояния процесса проектирования сложного объекта:
начальное состояние, когда еще не определен ни один
фрагмент объекта; промежуточные состояния после вы-
полнения очередной проектной процедуры, когда сфор-
мировалась только часть объекта; конечное состояние
после завершения,всего процесса проектирования, когда
определились полностью структура и внутренние пара-
метры объекта.
Много в а р иант ном у проектир о в а н ию соотв етству ет
некоторая совокупность (пространство) состояний, в ко-
торой надо найти путь к оптимальному проектному ре-
шению.
Математическая модель процесса проектирования
(ММПП) должна отражать рассмотренную выше специ-
фику этого процесса: многовариантность проектных ре-
шений, иерархическую структуру процесса и его комп-
лексный характер (совокупное рассмотрение всех про-
цедур проектирования с учетом их взаимосвязей и
подчиненности). Из-за сложности процесса проектирова-
ния и большого количества внутренних взаимосвязей
между проектными процедурами построение полностью
адекватной математической модели практически невоз-
можно. Поэтому надо добиваться известного компромис-
са между сложностью модели и требуемой точностью
результатов проектирования.
Математическая модель процесса проектирования
включает в себя граф конструирования и алгоритмы про-
ектирования.
361
Граф конструирования (ГК) отражает упорядочен-
ную совокупность проектных процедур и операций, оп-
ределяющую множество вариантов проектируемого объ-
екта (пространство состояний процесса проектирова-
ния), которые отличаются друг от друга структурой и
своими внутренними параметрами. Таким образом, граф
конструирования служит основой математической мо-
дели.
Граф конструирования представляют в виде правиль-
ного дерева (рис. 9.3), т. е. графа без контуров, в каж-
дую вершину которого входит не более одной дуги, а
листья куста (поддерева) расположены на одинаковом
расстоянии от линии его корня. Линии листьев кустов
образуют ярусы графа. Корень дерева соответствует
начальному состоянию процесса проектирования, верши-
ны дерева — промежуточным состояниям, листья дере-
ва —конечному состоянию, а ярусы — проектным проце-
дурам. Следовательно, листья дерева определяют мно-
жество вариантов проектируемого объекта.
Для получения одного варианта конечного проектно-
го решения надо пройти определенный путь от корня в.
соответствующий лист дерева. На этом пути вершинам
соответствуют фрагменты объекта, а дугам — переходы
от одного фрагмента, к другому, связанные с выполне-
нием очередной проектной процедуры и, следовательно,
с определением соответствующего^ фрагмента структуры
и совокупности внутренних параметров. Кроме того, на
каждом ярусе определяют внешние параметры.
Система ограничений находит отражение в запреще-
нии некоторых дуг на графе. В результате на графе ос-
таются открытыми лишь пути, приводящие к допусти-
мым проектным решениям, т. е. к таким, у которых
внутренние параметры входят в множество допустимых
значений Хо.
В памяти ЭВМ граф конструирования хранится в
виде двух таблиц: основной, описывающей сам граф
как каноническую совокупность проектных процедур, и
дополнительной, содержащей перечень запрещенных дуг. i
Таблица запрещенных дуг позволяет исключить из
рассмотрения заведомо непригодные варианты фрагмен-
тов. Так, например, если всю вырабатываемую электро-
энергию станция выдает на одном повышенном напря-
жении, то запрещаются все варианты структурной схемы
с двумя повышенными напряжениями. Или другой при-
362 \
\в
Ярусы Граф конструирования внутренние параметры внешние параметры
Началь- ное сос- тояние 1 Промежу- точное . зМ\Корень дерева //7 J \ / / ' \ / / вершины \ / дерева \ /гГ"^ \к Х,-Хр N N N
состоя- ние II Промежу- точное КГКорень куста лК / \ । / V \ I I Листья куста\ |z Ч А V '! N N 1м
состоя- ние III Промежу- точное i А / I ь \ I г \ A A y777 *^7**7 iZ7,/ZZ zzpui Z3, ш
состоя- ние IV Конечное AL А /1\\ / г \ и \/7*“ Z1,1V Zz,iv Z3,1V
состояние -----а^-т---'
Листья дерева
Рис. 9.3. Граф~ конструирования.
мер: запрещаются все варианты резервирования с. н.,
которые при данной схеме рабочего питания не обеспе-
чивают нормального пуска и останова энергоблоков.
Кроме того, таблица запрещенных дуг дает возможность
в случае необходимости ограничить поле исследования.
Например, если данных по электродвигателям с номи-
нальным напряжением 10 кВ недостаточно, то поиск, оп-
363
тималыного решения в части фрагмента собственных
нужд можно ограничить, оставив лишь варианты с на-
пряжением с. н. 6 кВ.
Специальный алгоритм поиска позволяет отказаться
от полного последовательного перебора всех открытых
маршрутов и осуществить целенаправленное движение
по графу к оптимальному проектному решению.
Ниже в качестве примера будет рассмотрен граф
конструирования схемы электрических соединений блоч-
ной электростанции.
9.5. Граф конструирования электрической схемы
блочной электростанции
Проектирование схемы электрических соединений
блочной электростанции, включая схему электроснабже-
ния ее собственных нужд, можно разделить на четыре
последовательные проектные процедуры выбора: выбор
структурной схемы, выбор электрической схемы РУ,
электроустановки с. и. и выбор схемы резервного пита-
ния с. н. Таким образом, граф конструирования состоит
из четырех-ярусов (рис. 9.4).
Поскольку в качестве целевой функции используют-
ся приведенные затраты, то на каждом ярусе вычисля-
ются внешние параметры, входящие в этот критерий
эффективности, а именно капиталовложения К, потери
энергии ДТГпот и ущерб У.
Первая проектная процедура (ей соответствует I
ярус графа) производится из начального состояния про-
ектируемой подсистемы. В результате ее выполнения оп-
ределяются:
структура главной схемы — вид исполнения блоков,
их распределение между РУ высшего и среднего напря-
жений и вид электромагнитной (трансформаторной)
связи между этими РУ (структурные фрагменты см. на
рис. 9.5);
внутренние параметры: число, тип и мощность транс-
форматоров и автотрансформаторов, токи к. з. на сто-
ронах высшего, среднего и генераторного напряжений,
тип и параметры выключателей на этих напряжениях.
, Таким образом, на I ярусе проектирование носит
структурно-параметрический характер. Варьируемыми
здесь являются структурные фрагменты схемы, а также
число ^электромагнитных связей между РУ высшего и
364 \
1 Проект- ная про- цедура Граф конструирования Фрагменты объекта Внеш- ние па- рамет- ры
I Выбор структурной схемы s$\ /71 \ //1 \ // । \ / / 1 \ 77 21 ... \52 Вид блоков, распре- деление блоков- между РУ ВН и РУ СН; вид связи между РУ ВН и РУ СН; число и па- раметры транс- форматоров; токи к.з.; параметры выключателей Кт, КВГ Мпот, т Ут, в г
II Выбор схемы электри- ческих соединений РУ К / \\ 4 Л.. . v* Электрическая, схема РУ Вру У РУ
III Выбор электроуста- новок С.Н.- U п. L А \\ ' 1 \\ \\ 4... и# Напряжения; число, тип и параметры рабочих ТСН; то- ки к.з.; парамет- ры выключателей и проводников; параметры дви- гателей Вт, Вру, Вкв,ВА; Wnt>T, Т } ^ПОТ,кбг ^пот,д > Ут, в
IV Выбор схемы резерв- ного питания с.н. Aik’ /ГА 1 \\ \\ 11 \\ Структура резерв- ного питания; напряжение, число и мощность ре- зервных трансфор- маторов; парамет- ры резервных ма- гистралей и вводов Вт, Вр,м, В в ? Урез
Рис. 9.4. Граф конструирования электрической схемы блочной элек-
тростанции.
среднего напряжений. В общем случае при наличии
двух повышенных напряжений здесь могут иметь место
52 варианта. Остальные внутренние параметры вытека-
ют однозначно для каждого структурного варианта яру-
са, т. е. они являются зависимыми внутренними пара-
метрами. .
Рис. 9.5. Структурные фрагменты главной схемы блочной электро-
станции.
а — единичный блок без генераторного выключателя; б — то же с генератор-
ным выключателем; 8 — укрупненный блок; г — объединенный блок; д — схе-
ма с АТС; в — схема с АТБ.
Поскольку для блочных станций характерны большие
единичные и суммарные генерирующие мощности, то на
уровне яруса I приходится вводить ограничения по пре-
дельным параметрам выключателей — генераторных и в
РУ СН. Для трансформаторов ограничение по предель-
ной мощности можно не вводить, так как в случае, если
расчетная мощность трансформатора превышает пре-
дельное значение, выбирается группа из двух трехфаз-
ных или трех однофазных единиц. Кроме того, вводится
ряд ограничений по условиям надежности. По условию
надежности работы энергосистемы мощность блока (ук-
рупненного, объединенного) не должна превышать мощ-
ности, допускаемой по условию устойчивости работы
энергосистемы. По условию надежности электроснабже-
ния потребителей сети СН запрещаются варианты с од-
нотрансформаторной связью между РУ ВН и РУ СН,
если отключение этой связи ведет к нарушению электро-
снабжения района нагрузки сети СН. Указанные ограни-
чения накладывают запрет на некоторые дуги I яруса,
сокращая тем самым число рассматриваемых вариантов.
Внешними параметрами элементов яруса / являются:
капиталовложения на трансформаторы и генератор-
ные выключатели /Свг; годовые потери энергии в транс-
форматорах А1Гпот,т; ущерб от отказов трансформаторов
и генераторных выключателей Утвг.
Вторая проектная процедура (ей соответствует ярус
II графа) проводится из промежуточного состояния про-
цесса проектирования, т. е. когда уже известен фрагмент
подсистемы — структурная схема. Выходное решение
первой процедуры дает дополнительную входную инфор-
мацию (число' и мощность трансформаторных присоеди-
нений к РУ, наличие или отсутствие генераторных вы-
ключателей) для выполнения второй проектной процеду-
ры— выбора электрических схем для РУ высшего и
среднего напряжений. На ярусе II графа выбираются и
варьируются только структурные фрагменты (структур-
ные решения) — схемы электрических соединений РУ.
Следовательно, здесь имеет место только структурное
проектирование.
Применительно к РУ повышенных напряжений блоч-
ных электростанций рассматриваются 14 вариантов схем
(см. § 5.5): два варианта схем первого типа с коммута-
цией присоединений через один выключатель, девять ва-
риантов схем второго иипа с коммутацией присоединений
через два выключателя и три варианта схем третьего ти-
па с сокращенным числом выключателей (типа генера-
тор — трансформатор — линия с поперечными связями и
без них).
Основные ограничения на этом ярусе накладывают
условия исходной информации (число и соотношение
линейных и трансформаторных присоединений и пр.) и
надежность. Так, например, согласно НТП [26] приме-
нение варианта схемы шестиугольник ограничено чис-
лом присоединений, равным шести; применение вариан-
та блочной схемы генератор — трансформатор — ли-
367
ния — условием .равенства количества трансформаторных
и линейных присоединений. Количественные показатели
фрагмента яруса II (схем РУ)—это капиталовложения
в РУ (Кру) и ущерб, вызываемый отказами в РУ
(^ру)-
После выполнения проектных процедур ярусов / и II
складывается главная электрическая схема станции, к
которой надо привязать схему электроснажения с. н.
При этом надо отметить, что информационная связь меж-
ду ярусами I и II графа значительно более тесная, не-
жели между ярусами II и III. Наиболее слабая связь
между ярусами II и III характерна для электростанций
базовых режимов. Сначала выбираются параметры элек-
троустановки с. и., включая рабочее питание (третья
проектная процедура.и соответственно III ярус графа),
затем —схема и параметры резервного питания (четвер-
тая проектная процедура и IV ярус графа).
Если при проектировании главной электрической схе-
мы превалировали структурные вопросы, то проектирова-
ние электроустановки с. н. носит в основном параметри-
ческий характер. Объясняется это тем, что на основании
многолетнего опыта проектирования и эксплуатации для
блочных станций однозначно принимается блочная
структура построения электроустановки с. н. Согласно
этому принципу РУ, к которому присоединяют электро-
приемники с. н. блока и часть общестанционной нагруз-
ки, получает рабочее питание через ответвление от гене-
ратора данного блока. Таким образом, третья проектная
процедура определяет в основном внутренние параметры
электроустановки и лишь в незначительной мере —струк-
турные решения (структуру цепей рабочего питания, т. е.
число и тип рабочих трансформаторов с. и.). Варьиру-
ются напряжения первой и второй ступеней, число и тип
рабочих трансформаторов (рис. 9.6). Остальные внутрен-
ние параметры являются зависимыми: КПД и costp дви-
гателей; токи к. з.; тип, параметры выключателей и про-
водников связи; мощности рабочих трансформаторов
первой и второй ступеней трансформации.
Ограничения накладывают главным образом предель-
ные параметры выпускаемого оборудования, а также
условия самозапуска электродвигателей с. н.
Как видно, III ярус определяет большое количество
относительно .мелких элементов и соответственно боль-
шое число внешних параметров: капиталовложения в
трансформаторы Кт, в РУ Кру, в кабельную сеть Ккс>,
в электродвигатели К^; потери энергии в трансформато-
рах А1Р'пот,т, кабельной сети АЦ7Пот,кб, двигателях
Л^пот.д; ущерб от потери блока из-за отказов в элемен-
тах цепи рабочего питания У. Наибольший удельный
вес во внешних показателях имеют двигатели.
Рис. 9.6. Структурные фрагменты цепи рабочего питания собствен-
ных нужд.
а — один ТСН с расщеплением обмотки НН на две части; б — два двухобмо-
точных ТСН\ в — один ТСН с расщеплением обмотки НН на три части; г —
три двухобмоточных ТСН; 5 —два ТСН с расщеплением обмоток НН на две
части.
На IV ярусе варьируются структура цепей резервно-
го питания и внутренние параметры элементов. Рассмат-
риваются структуры со скрытым (рис. 9.7,а) и явно вы-
раженным (рис. 9.7,6) резервированием, причем в обоих
случаях оценивается целесообразность установки непри-
ооединенных резервных трансформаторов ТР-НП,
В структурах с резервными трансформаторами, присо-
единенными к главной электрической схеме, варьиру-
ются их число и мощность. Место присоединения ре-
зервного трансформатора выбирается с учетом инфор-
мационных Связей между ярусами по образовавшемуся
на графе пути.
24—134? 369
В систему ограничений-по этому ярусу входят огра-
ничения по предельным параметрам, по условиям са.мо-
запуска электродвигателей с. н., по исходной информации
и по надежности резервирования. Так, например, при
отсутствии генераторных выключателей запрещаются
все варианты со скрытым резервированием, а при числе
блоков более двух запрещаются также варианты с од-
ним присоединенным резервным трансформатором.
Рис. 9.7. Структурные варианты цепей резервного питания собствен-
ных нужд.
Качество проектных решений IV яруса оценивается
капиталовложениями в резервные трансформаторы Кт,
резервные магистрали Кр,м, ячейки дополнительных вы-
ключателей Кв, ущербом Урез от отказов элементов це-
пей резервного питания и от неполноты резервирования.
Общее количество вариантов, равное числу листьев де-
рева, составит: 52-14-10-11 ~80-103.
На рис. 9.8 показано постепенное формирование схе-
мы электрических соединений КЭС с четырьмя энерго-
блоками мощностью по 500 МВт для одного из вариан-
тов проектного решения. Для наглядности внутренние
параметры Дементов, выбираемые на каждом ярусе гра-
370 /
Рис. 9.8. Формирование одного варианта проектного решения по вы-
бору электрической схемы КЭС с четырьмя блоками по 500 МВт.
24*
фа, заключены в прямоугольники. Последовательность
формирования решения соответствует движению по оп-
ределенному пути графа конструирования (исходные
данные см. в примере 5.1).
9.6. Алгоритмы проектирования
Математическая модель процесса проектирования
включает в себя алгоритмы трех видов — функциониро-
вания проектируемого объекта, определения его оценоч-
ных характеристик и поиска оптимального решения.
Алгоритм функционирования — это комплекс мате-
матических и логических выражений, необходимых для
выполнения проектных операций. Алгоритм оценочных
характеристик предназначен для вычисления внешних
параметров (составляющих целевой функции) проекти-
руемой подсистемы. Алгоритм поиска позволяет из все-
го множества вариантов, представленных в модели в ви-\
де графа конструирования, найти наилучшее проект-
ное решение.
Алгоритм функционирования
Для составления алгоритма функционирования элек-
тротехнической подсистемы станции могут быть исполь-
зованы материалы гл. 5 и 6. Как было показано, проек-
тирование электротехнической подсистемы на отдельных
этапах носит разный характер: параметрический, струк-
турный или структурно-параметрический.
Операции параметрического' проектирования легко
поддаются аналитическому описанию, а ограничения по
предельным параметрам имеют вид равенств — нера-
венств. Типичными операциями .параметрического про-
ектирования являются операции по выбору внутренних
параметров составных элементов при данной структуре;
например, выбор параметров трансформаторов (авто-
трансформаторов) блоков и связей между РУ для дан-
ного варианта структурной схемы (ярус I графа).
Проектная процедура по выбору элемента электро-
технической подсистемы в общем случае включает в се-
бя следующие операции:
1. Определение расчетных условий продолжитель-
ных и кратковременных режимов.
2. Вычисление расчетных электрических величин—
напряжений, токов, мощностей, импульсов квадратично-
гфстока и т. п.
372
3. Выбор из банка данных элемента с номинальны-
ми параметрами, соответствующими совокупности
расчетных величин.
Если элемент требует рассмотрения многочисленных
условий выбора (например, выключатель), то из них
выделяют одно-два наиболее весомых условия (напри-
мер, условия выбора по отключающей способности или
по электродинамической стойкости при заданном на-
пряжении установки). Выделенную расчетную величину
сравнивают с предельным значением соответствующего
номинального параметра. При благоприятном соотно-
шении (расчетная величина не превышает предельного
параметра) выбирают нужный элемент и затем прове-
ряют его по остальным условиям выбора.
Структурное проектирование электротехнических
подсистем означает выбор схем электрических и элек-
тромагнитных соединений между элементами. Схема
основных трансформаторных связей между генератора-
ми и РУ разных напряжений условно названа структур-
ной схемой, хотя более строго ей соответствовало бы на-
звание «схемы электромагнитных соединений». Для РУ
характерна схема электрических соединений или сокра-
щенно электрическая схема.
Аналитическое описание схем соединений и операций
по их выбору отсутствует. В математическую модель
вводят описание схемы соединений в табличной форме.
С этой целью выделяют признаки, по которым вариан-
ты схем отличаются друг от друга. Эти признаки долж-
ны быть постоянны и независимы (инвариантны) по от-
ношению к входной информации, т. е. в их обозначение
не должны входить параметры среды и параметры вы-
ходной информации от предшествующих проектных про-
цедур (верхних ярусов Трафа). Такими отличительными
признаками для описания структурной схемы блочной
станции (/ ярус графа) служат (см. рис. 9.5): число
генераторов в блоке, подключенном к РУ ВН Уг>вили
к РУ СН NT,c; число генераторов, подключенных к по-
вышающему автотрансформатору Wr Атв ; число транс-"
форматоров в блоке, присоединенном к РУ ВН Ут,в
или к РУ СН Ат,с; число автотрансформаторов связи
Удтс или блочных КАТБ ; наличие или отсутствие гене-
раторных выключателей Нвг в единичных блоках. Так,
например, вариант структурной схемы, представленный
373
на рис. 4.5,а, описывается следующими показателями:
Мг,в=1; ЛГг,с=1; атб 0;Мг,в= 1; Мт,с=1; Л^атс=2;
Л\ТБ ~ О-
Более сложно составить описание схем электриче-
ских соединений РУ (II ярус графа). Описание следует
давать по типам схем (типы схем даны в § 5.5). Ниже
для примера будут рассмотрены электрические схемы
Таблица 9.1. Описание схем электрических соединений
с коммутацией присоединений через два выключателя
Номера вариан- тов Название схемы Определитель схемы Ограничения
"в.Ц !V.<P ^B-t-WAT
1 3/2 без секциони- рования шин 2 0 3 5—8 —
2 4/3 без секциони- рования шин 2 0 4. 7—12 —-
3 3/2 с секциониро- ванием шин через две или три цепочки 4 0 3 7—12 —•
4 4/3 с секциониро- ванием шин через две или три цепочки . 4 0 4 10—18 —-
5 ' Шины—трансфор- маторы с выключа- телями на присое- динение 2 2 2 4—5 3^2
6 Шины—транс фо р- маторы с 3/2 вы- ключателями на при- соединение 2 2 3 5—8 2
7 Шины—трансфор- маторы с 4/3 вы- ключателями на при- соединение 2 2 4 9—11 >2
8 Связанные четы- рехугольники 4 4 2 7—8
9 Связанные пяти- и шестиугольники 4 4 3 10—12 >4
второго типа со сборными шинами и коммутацией при-
соединений через два выключателя. Определитель схем
рассматриваемого типа состоит из трех показателей
(табл. 9.1). Общий отличительный признак этих схем—
это наличие сборных шин, а число шин Л^ш отражает
их секционирование: если секционирования нет, то
Лгш = 2; при секционировании каждой системы шип на
374
две или три части Nm соответственно равняется 4 или
6. Секционирование сборных шин можно осуществлять
через каждые две или три цепочки. В схемах шины —
трансформаторы с жестким присоединением части транс-
форматоров к сборным шипам последние не секциони-
руют, т. е. N,„ = 2. Секционированием шин через каждые
две цепочки осуществляется переход к частным модифи-
кациям в виде схем связанных многоуголь-
ников. Для того, чтобы отличить схемы ши-
ны— трансформаторы н связанные многоуголь-
ники от схем, ' в которых жесткие трансфор-
маторные присоединения отсутствуют, введен показа-
тель Л^прдп — число жестких (без выключателей) транс-
форматорных присоединений к сборным шинам. И, на-
конец, последним показателем определителя схем слу-
жит Ув,ц—число выключателей в цепочке, с помощью
которых одно, два или три присоединения подключаются
к сборным шинам.
Рассмотрение электрических схем РУ на II ярусе
графа проводится для каждого варианта структурной
схемы I яруса. Поэтому входными параметрами явля-
ются: число блочных и автотрансформаторных У\т
(Л^атс или УАтБ) присоединений, а также число линий
ЛГл (последняя информация поступает из внешней среды).
Суммарное число присоединений к РУ составит:
ЛГПР = УБ + ЛГАТ + Л(Л.
Как видно, эти параметры не фигурируют в опреде-
лителе схемы. Они входят в ограничения, формирующие
поле поиска (мпожество.допустимых вариантов) на мно-
жестве возможных вариантов схем (см. табл. 9.1). Так,
например, в схеме 3/2 без секционирования сборных
шин (вариант 1 в табл. 9.1) минимальное число цепочек
выключателей принято равным трем, а максимальное—
четырем. Тогда минимальное число присоединений, при
котором возможно применение данного варианта схемы,
будет равно пяти, что соответствует трем цепочкам вы-
ключателей, из которых одна — неполная (рис. 9.9,а).
Максимальное число присоединений, равное восьми,
имет место при четырех полных цепочках выключателей
(рис. 9.9,6).
Проследим процесс формирования множества допу-
стимых вариантов электрических схем применительно к
37&
РУ 500 кВ структурной схемы, представленной на
рис. 4.5,а. Входные параметры равны: Мв=3, Матс—2,
Мл = 3, #пр=3+2+3 = 8. По условиям ограничения
(см. табл. 9.1) из схем второго типа в множество допу-
стимых решений войдут следующие варианты схем:
1 (рис. 4.6,а), 2 (рис. 4.6,в), 3 (рис. 4.6,6), 6 (рис. 4.6,6)
и 8 (рис. 4.6,г).
Рис. 9.9. К определению числа ячеек распределительного устройства.
К определителям структур обращаются при вычисле-
нии внутренних параметров в рамках данной структуры
(при структурно-параметрическом проектировании), а
также при вычислении внешних параметров.
Алгоритм оценочных характеристик
Внешние параметры — капиталовложения К, годовые
потери энергии A^noT, среднегодовой недоотпуск элек-
троэнергии Д^г из-за ненадежности данного фрагмента
подсистемы — вычисляются по каждому ярусу графа
конструирования. Методика их определения была изло-
жена в гл. 4. Каждый внешний параметр отражает опре-
деленное качество фрагмента структурно-параметриче-
ского решения. Затем вводят соответствующие весовые
коэффициенты аг-, с которыми эти внешние параметры
входят в целевую функцию — приведенные затраты
(см. § 4.1):
3=aiK~\~<X2 Л 1^пот-Каз Л
где ах=рп-\-а-\-Ь, 1/год; а3 = р, руб/(кВт-ч); а3 =
=Уо, руб/(кВт-ч).
376
В общем Случае для определения внешних парамет-
ров фрагмента объекта требуется знать внутренние па-
раметры составных элементов (они поступают из банка
данных при их выборе) и параметры среды.
Стоимость фрагмента подсистемы, соответствующего
определенному ярусу графа конструирования, складыва-
ется из суммы стоимостей его составных элементов и,
таким образом, зависит от количества и единичной стои-
мости этих элементов. Единичные стоимости относятся
к числу внутренних параметров и требуют обращения к
банку данных. Число элементов связано, как правило,
со структурой фрагмента и потому требует обращения
к ее определителю.
В качестве примера рассмотрим определение количе-
ства ячеек РУ на II ярусе графа. Число ячеек Na4 рав-
няется числу выключателей, которые необходимы для
осуществления данного варианта электрической схемы
РУ. Определитель варианта схемы дает возможность
вычислить Л^яч, причем расчетное выражение содержит
как показатели определителя, так и параметры входной
информации. Так, например, для множества вариантов
схем второго типа с коммутацией присоединений через
два выключателя можно записать:
-Ув,Ц-Уц.Ш 0,5Л/и1—Е (-Уш—2),
где (Л/ш—2)—число секционных выключателей; Л/ц)Ш —
число цепочек выключателей, присоединенных к одной
секции шин, оно равно:
__ Пар Mip, ш
ц- ш ~ 0,5Л^ш (JVB> ц — 1) •
Используя выражение для Уц.ш, в итоге для ЛГЯЧ по-
лучаем следующее выражение:
jV _уув,ц(^пр-^пр,ш)+ _9)._
я’~' Ув.ц—1 —
Mip. ш> Mi. ц> -Мр)-
Применив это выражение к схеме, представленной на
рис. 9.9,6, получим:
^,-3-§9г-+(2-2)=12,
что соответствует количеству выключателей на рисунке.
Если одна из цепочек не содержит полного количе-
377
Стйа выключателей (рис. 9.9,а), то результат расчета
надо округлять до ближайшего большего целого
числа:
- 2) -7,5 - 8.
Потери энергии определяются в тех элементах, доле-
вое участие которых в этом внешнем параметре весомо,
к ним относятся: трансформаторы, электродвигатели, ка-
бели, протяженные токо,проводы. Методика определения
потерь энергии в этих элементах не зависит от структу-
ры проектируемого фрагмента. Для вычисления этих
потерь надо знать внутренние параметры элементов
(потери холостого хода и короткого замыкания транс-
форматоров, активные сопротивления кабелей и токо-
проводов, КПД электродвигателей) и параметры среды
в части режимных показателей генераторов и потреби-
телей. Весовой коэффициент в виде удельной стоимости
р потерянной электроэнергии задается в среде, посколь-
ку его значение зависит от характеристик данной энер-
госистемы.
На параметры надежности AIFr, У фрагмента. влия-
ют его структура и показатели надежности составных
элементов. Методика расчета внешних параметров на-
дежности зависит от структуры фрагмента и, следова-
тельно, требует обращения к его определителю.
Алгоритм поиска
Выбранный метод математического моделирования
с программным поиском оптимального решения предпо-
лагает наличие алгоритма поиска оптимального пути на
графе конструирования. Возможны два подхода к со-
ставлению алгоритма поиска; полный перебор всех пу-
тей на графе конструиро'вания; использование принци-
па локальной оптимизации, обеспечивающего целена-
правленное движение по графу к оптимальному конечно-
му решению.
Поскольку число возможных вариантов при проекти-
ровании электротехнической системы очень велико, то
их последовательный перебор занял бы недопустимо
большое машинное время и не соответствовал бы идее
специализированного использования ЭВМ. Поэтому в
основу составления алгоритма поиска должен быть по-
ложен принцип локальной, в данном случае покустовой,
оптимизации.
378
Предпосылкой к применению принципа локальной
оптимизации служит локальное упорядочение графа
конструирования. Означает это следующее: каждый
ярус графа дает в общем случае три внешних парамет-
ра (рп + а + в)К', PAIFjjot и У. Таким образом, по внеш-
ним параметрам проектируемый объект можно предста-
вить в виде трех графов: графа капиталовложений К,
графа потерь энергии AW'hot и графа ущерба У. В пре-
делах каждого графа, используя имеющийся опыт про-
ектирования, можно провести локальное упорядочение
его дуг по значениям соответствующего внешнего пара-
метра. Это означает, что в пределах каждого куста
графа дуги можно расположить в такой последователь-
ности, что при передвижении по вершинам слева напра-
во внешний параметр будет возрастать. Такое упорядо-
чение позволяет отыскать на каждом ярусе предпочти-
тельный фрагмент и путем наращивания этих фрагмен-
тов (принцип последовательного конструирования) най-
ти оптимальное-проектное решение.
ПРИЛОЖЕНИЯ
П5.1. Типовые кривые изменения во времени тока К. з.
синхронной машины при разных удаленностях точки к. з.
379
П5.2. Кривые для определения относительных токовых Q
*
и квадратичных токовых В импульсов
*
Индекс I—для турбогенераторов (кроме ТВВ-800) и синхрон-
кого компенсатора КСВ-100; индекс II—для гидрогенераторов, син-
хронных компенсаторов (кроме КСВ-100) и турбогенератора
ТВВ-800.
ПЭЛ. Система автоматизированного проектирования
электроустановок собственных нужд КЭС
Система автоматизированного проектирования электроустановок
собственных нужд (САПР СН) КЭС создана кафедрами Электри-
ческих станций и Вычислительной техники МЭИ [28]. Система от-
носится к категории САПР низшего уровня и предназначена для
проектирования электроустановки с. н. КЭС. Функциональные связи
с теплотехнической подсистемой и подсистемой главной электриче-
ской схемы нашли отражение во входной (переменной) информа-
ции. При этом предполагается, что электродвигатели определяются
при выборе рабочих машин с. н.
Электроустановка с. н. КЭС представляет собой техническую
систему, состоящую из ряда элементов (электродвигателей и прочих
электроприемников, источников рабочего и резервного питания,-РУ),
соединенных между собой по определенной схеме с помощью элек-
трических (кабели, токопроводы) и трансформаторных связей. Соот-
ветственно при проектировании рассматриваемого. объекта решают
задачу структурно-параметрической оптимизации — выбора схемы
электроснабжения с. и. и выбора параметров и характеристик всех
380
составных элементов. К внутоенним варьируемым параметрам отно-
сятся: напряжения первой и второй ступеней, параметры трансфор-
маторных связей, число, внд и мощность резервных источников пи-
тания. С ними функционально связаны параметры выключателей РУ
и электрических связей — кабелей, токопроводов, сборных шин.
Неуправляемые параметры или параметры среды включают
в себя:
общие характеристики станции — внд топлива, число и мощ-
ность энергоблоков, число часов использования установленной мощ-
ности;
Граф
Напряжение
второй ступени
Параметры
цепи
резервного
питания
Напряжение и
с пасов' присоеди-
нения рабочих
трансформато -
роо
Варьируемые.
внутренние
параметры
Напряжение пер-
вой ступени,
число и вид ра-
бочих транс- -
форматоров
Рис. П9.1. Граф конструирования системы автоматизированного про-
ектирования электроустановок с. и.
удельный системный ущерб от недоотпуска электроэнергии ге-
нераторами КЭС, удельные затраты на возмещение потерь энер-
гии в элементах проектируемой подсистемы;
параметры эксплуатационных состояний энергоблока — частоту
и продолжительность пусков, остановов, простоев, а также нагрузку
с. и. в этих состояниях;
характеристики главной электрической схемы—число и мощ-
ность автотрансформаторов связи между РУ; число повышающих
блочных автотрансформаторов; напряжения генераторов, РУ высше-
го и среднего напряжений, третичной обмотки автотрансформатора;
мощности к. з. на выводах генератора, за третичной обмоткой авто-
трансформатора связи, на шинах РУ среднего напряжения;
381
характеристики электроприемников с. н. — тип, мощность, ча-
стота вращения и прочие каталожные данные индивидуально учи-
тываемых электродвигателей (мощностью 80 кВт и выше), суммар-
ные число и мощность мелких двигателей (мощностью менее
80 кВт) и прочих электроприемников.
Основными внешними параметрами электроустановки с. н. яв-
ляются капиталовложения К, годовые потери энергии ДТРпо» и
среднегодовой ущерб У от недоотпуска электроэнергии в систему.
Введена следующая система ограничений, которая устанавли-
Рнс. П9.2. Варианты структуры цепи рабочего питания с. и. на
/ ярусе графа конструирования.
вает границы области допускаемых решений: а) по действующим
нормативным материалам .(обеспечивается в самом ’ алгоритме
функционирования); б) по предельным параметрам выпускаемых
кабелей и выключателей (пределы ограничений вводятся в исходную
переменную информацию, т. е. в среду); в) по требованиям нор-
мальной эксплуатации (с помощью особой таблицы — таблицы за-
прещенных дуг исключаются все варианты проектных решений, ко-
торые не обеспечивают нормальных пусков и остановов энергобло-
ков); г) по исходной главной электрической схеме (обеспечивается
таблицей запрещенных дуг).
Алгоритм решения задачи оптимального проектирования бази-
руется на методе моделирования процесса проектирования электро-
установки с. н. с программным поиском оптимального решения.
Структурный граф конструирования (ГК) модели содержит четыре
яруса (рис. П9.1). На верхнем ярусе варьируются напряжение 1Л
первой ступени н структура цепи рабочего питания, т. е. те варьи-
руемые внутренние параметры, которые оказывают наиболее силь-
ное влияние на внешние параметры проектируемого объекта. Варьи-
руемые значения напряжения (Л: 6 и 10 кВ. Для каждого значения
напряжения предусмотрено восемь вариантов структурной схемы
382
рабочего питания (рис. П9.2). В определитель структурной схемы
входят: число рабочих трансформаторов с. н. Nn и количество
расщепленных обмоток в одном трансформаторе а. На втором яру-
се рассматривается вопрос о значении напряжения второй ступени
U2: 0,38 пли 0,66 кВ.
На третьем ярусе варьируются напряжение и способ присоеди-
нения цени рабочего питания к главной электрической схеме стан-
ции. Шесть возможных вариантов этого проектного фрагмента по-
казаны на рис. П9.3. Они отличаются значением напряжения <7Ti,
числом NB и расстановкой выключателей со стороны высшего на-
Вариангп 3 Вариант 4
Вариант А
Вариант 6
Рис. П9.3. Варианты
способа присоединения
рабочих трансформато-
ров с. и. на 111 ярусе
графа конструирования.
пряжения рабочего трансформатора с. и. В последних двух вариан-
тах рассматривается способ присоединения рабочих трансформато-
ров Т1 к РУ среднего напряжения: в варианте 5 жесткое, без вы-
ключателей, в варианте 6 — аналогичное остальным присоединениям
РУ (с числом выключателей на присоединение Nn =-'VPy сн).
На IV нижнем ярусе формируется структура цепей резервного
питания с. н. Здесь имеет место наибольшее число вариантов про-
ектных фрагментов, а именно 64. Варьируются: вид резервного
источника питания, число и мощность резервных цепей, напряжение
и способ их присоединения. Рассматриваются следующие виды ре-
зервирования (рис. ПЭЛ):
а) от автономного источника питания — при наличии неприсо-
единенного резервного трансформатора (ТР-НП) и без него;
б) скрытое резервирование — при наличии неприсоединенного
резервного трансформатора и без пего;
в) резервирование присоединенными (ТР-ГР) и неприсоедицен-
ными (ТН-НП) трансформаторами с варьированием их числа и
мощности.
В определитель варианта резервирования входят: число резерв-
ных цепей, отношение мощности резервной цепи питания к мощности
рабочего трансформатора с. н., напряжение высшей стороны ре-
зервного трансформатора, отношение новой мощности рабочего
383
Трансформатора, выбранной с учетом скрытого' резервирований,
к мощности рабочего трансформатора, выбранной на / ярусе по рас-
четной мощности нагрузки секций.
На первых трех ярусах ГК формируются цепи рабочего пита-
ния с. н., которые строятся по блочному принципу. Поэтому все
расчеты на этих ярусах ведутся на один обобщенный блок. На
IV ярусе формируются цепи резервного питания с. и. для станции
в целом.
Рис. ПЭЛ. Варианты резервного питания собственных нужд на
IV ярусе графа конструирования.
Алгоритмы проектирования САПР СН складываются из:
алгоритмов функционирования по выполнению проектных опе-
раций по всем четырем ярусам ГК;
алгоритмов оценочных функций по вычислению внешних пара-
метров— Ki, ДГпоть по каждому i-му ярусу графа — и итого-
вой целевой функции варианта проектного решения (см. § 4.1)
3 — (Ан + Я + e) К + [JAW'noT + Уч, cAW’rs;
алгоритма поиска для получения наилучшего проектного реше-
ния из всего множества вариантов, представленного на графе.
384
Алгоритм функционирования I яруса включает в себя опреде-
ление числа и мощности трансформаторов Т2 с. н. второй ступени
трансформации (на блок), распределение нагрузки по секциям РУ
первой ступени напряжения Ut, выбор параметров рабочих транс-
форматоров Т1 первой ступени трансформации, расчет токов к. з.,
выбор выключателей, кабелей и токопроводов в сети Ut. В алго-
ритм функционирования 11 яруса входят расчет токов к. з. и выбор
выключателей, кабелей и токопроводов в сети второй ступени на-
пряжения U2 (на блок). На 111 ярусе выбираются параметры вы-
ключателей н токопроводов со стороны питания рабочих трансфор-
маторов Т1 (на блок). По алгоритму функционирования 1V яруса
определяются число и мощность резервных цепей питания с. и. стан-
ции, выбираются параметры выключателей и токопроводов с пер-
вичной и вторичной сторон резервных трансформаторов, шин резерв-
ной магистрали ШР и всех принадлежащих ей выключателей.
При определении издержек на потери энергии (алгоритм оце-
ночных функций) используется значение удельных затрат § на
возмещение потерь, которое включено в переменную исходную ин-
формацию. При отказах в системе с. н. теряется, как правило, ге-
нерирующая мощность, не превышающая мощности одного блока.
Поскольку мощность блока не превышает мощности аварийного ре-
зерва в системе, то имеет место лишь системный ущерб. Последний
вычисляется через удельный системный ущерб //о,с, значение кото-
рого также входит в состав исходной переменной информации.
Каждый ярус структурного ГК дает в общем случае три внеш-
них параметра, входящих в состав целевой функции: (рн4-а+в)К;
рД№Иот и У. Таким образам, по внешним параметрам проектируе-
мый объект можно представить в виде трех прадеревьев: графа
капиталовложений К, графа потерь энергии ДИ?И0Т н. графа ущер-
ба У. Использование имеющегося опыта проектирования позволяет
провести локальное упорядочение дуг графа по отношению к его
внешним параметрам. Это означает, что можно задать порядок на
множестве значений каждого внутреннего параметра по отношению
к каждому внешнему параметру таким образом, что при перечис-
лении слева направо вершин графа в пределах одного яруса внеш-
ний параметр возрастает.
Упорядочение графа позволило построить эффективный алго-
ритм поиска наилучшего проектного решения. Суть его состоит
в следующем. На первом ярусе рассматривается множество конку-
рирующих проектных фрагментов A={alt а2, ..., а„}. Каждый фраг-
мент at в свою очередь определяет на ГК подмножество В‘ (куст
на ГК), которое содержит этот фрагмент. Первый шаг в получении
наилучшего проектного решения состоит в выборе оптимального
фрагмента на I ярусе ГК. Этот выбор производится с помощью так
называемой функции предпочтения Ф. Поскольку критерием опти-
мальности является минимум целевой функции, то функция пред-
почтения фрагмента принимается равной целевой функции по
нижней границе подмножества В’: г
3min = (Л + а + в) К^1п + mln + ,
где (/>„ + а + в) K%in — минимальное значение соответствующего
внешнего параметра по графу К для фрагмента <7Z; min —
25—1342 385
Минимальное значение соответствующего внешйего Параметра По
графу Дй^цот для фрагмента а,; —минимальное значение соот-
ветствующего внешнего параметра по графу У для фрагмента а*.
Минимально возможные значения внешних параметров, входя-
щих в функции предпочтения фрагмента а,, определяются для ва-
рианта электроустановки с. и., полученного пристраиванием к фраг-
менту di самых левых дуг на графе конструирования, упорядочен-
ном по значениям соответствующего внешнего параметра. Так,
ai
например, для определения К ,;lin к фрагменту аг пристраивают
самые левые дуги на ГК, упорядоченном по значениям капиталовло-
жений Д’.
Сравнивая функции предпочтения, по фрагментам / яруса мно-
жества А определяют по минимальному значению соответствующий
предпочтительный фрагмент Этот фрагмент принадлежит
оптимальному проектному решению и подлежит дальнейшему раз-
витию, а именно: к нему пристраивают (метод последовательного
конструирования) следующий по ГК фрагмент. Получается новое
множество проектных решений, составленное теперь уже из двух
фрагментов — определившегося на 1 ярусе и варьируемого на
11 ярусе ГК (второй шаг уточнения проектного решения). Вновь
определяется функция предпочтения, и по ее значению находится
предпочтительный фрагмент 11 яруса и т. д.
Поскольку функция предпочтения составлена путем суммирова-
ния трех значений внешних параметров, соответствующих трем раз-
ным путям на ГК, то, чтобы не потерять .реального решения, функ-
ция предпочтения на каждом шаге уточнения фрагмента сравни-
вается со значениями функций предпочтения на предыдущем шаге
и производится соответствующее уточнение фрагмента проектного
решения. Так, например, если функция предпочтения на втором ша-
ге уточнения проектного решения оказалась больше функции пред-
почтения какого-либо фрагмента первого шага, то дальнейшему
уточнению подлежит этот фрагмент первого шага.
Структура системы автоматизированного проектирования элек-
троустановки с. н. представлена на рис. П9.5. Система функциони-
рует следующим образом: переменная исходная информация (пара-
метры среды) вводится в блок Г, трансфигуратор (блок 2), исходя
из значений параметров среды, строит рабочий граф конструирова-
ния (блок 3); в архиве (блок 5) определяются массивы значений
внутренних параметров элементов, которые выбираются на рассмат-
риваемых путях графа конструирования, соответствующих вариан-
там проектных решений; блок 6 выделяет элементы, удовлетворяю-
щие значениям 'параметров среды и условиям функционирования на
данном пути ГК (варианте проектного решения), и вычисляет зна-
чения внешних параметров электроустановки с. н.; блок 4 по ми-
нимальному значению приведенных затрат осуществляет поиск
оптимального пути (варианта) из множества путей (вариантов), за-
ложенных в графе конструирования.
Блок 7 (корректор) позволяет вносить необходимые коррективы
(расширение, модификации) в алгоритмы функционирования и архив
в случае изменений в составе элементов или структурных фрагмен-
тов электроустановки с. н.
Техническим обеспечением САПР СН служит ЭВМ типа М-222.
В ее состав входят: вычислительное устройство, запоминающее
386
устройство, устройство ввода и вывода, пульт управления с пишу-
щей машинкой оператора, система схемного контроля.
В памяти ЭВМ граф конструирования хранится в виде двух
таблиц: таблицы, задающей структурный (канонический) граф как
однородное, частично упорядоченное по внешним параметрам пра-
дерево, и таблицы запрещенных дуг. Последняя позволяет: исклю-
чить из рассмотрения фрагменты, содержащие элементы, по кото-
рым еще отсутствуют данные; ограничить поле исследования; запрет
Рис. П9.5. Структурная схемй САПР СН.
тнть варианты проектных решений, не удовлетворяющих требованиям
нормальной эксплуатации; согласовать область поиска с исходной
информацией (,в первую очередь с параметрами и структурой глав-
ной электрической схемы); исключить из поиска явно нецелесооб-
разные фрагменты.
Архив САПР СН представляет собой информационно-поисковую
-систему, обеспечивающую выдачу по запросам необходимой инфор-
мации на всех стадиях проектирования. Структура архива опреде-
ляется графом конструирования: четырем ярусам ГК соответствуют
четыре массива в архиве. Массив — это совокупность (множество)
значений параметров элементов, относящихся к одному фрагменту
объекта. Массив состоит из подмаосивов (часть множества значении
параметров массива, относящаяся к одноименным элементам),
25* " 387
а подмаосивы в свою очередь из списков (часть множества значе-
ний параметров подмассива, относящаяся к одноименным элементам
объекта с одинаковым основным параметром). Таким образом,
иерархия структуры ГК (ГК — ярус ГК — дуга ГК) определяет
иерархию систематического каталога архива (архив — массив, под-
массив— список). Такая система позволяет по трем именам — мас-
сива, подмассива и списка — отыскать в памяти ЭВМ требуемый
элемент. Например, для отыскания параметров кабелей сети первой
ступени напряжения надо присвоить следующие имена:
массив—параметры элементов первой ступени напряжения;
подмассив — кабели первой ступени;
список — кабели на 6 кВ, кабели на 10 кВ.
Для ускорения поиска требуемого элемента в архиве парамет-
ры всех элементов в списках расположены по возрастанию пара-
метра, служащего для определения данного элемента в алгоритме
функционирования. Так, списки трансформаторов упорядочены по
мощности, списки выключателей — по току отключения, списки ка-
белей и токопроводов — по сечению н т. д.
Формирование математической модели процесса проектирования
осуществляется путем записи всех ее переменных на специальном
входном проблемно-ориентированном языке—.языке описания мо-
дели.
Программное обеспечение САПР СН включает в себя: комплект
программ для осуществления проектирования, комплект программ
для обслуживания САПР, программы для обмена информацией
между пользователем и САПР. Программы написаны на внутрен-
нем языке ЭПСИЛОН.
Система может работать в одном из двух рабочих режимов:
а) режиме синтеза, когда осуществляется поиск оптимального про-
ектного решения по объекту; б) режиме анализа, в котором опре-
деляются все необходимые внутренние и внешние параметры для
заданного варианта электроустановки с. и. Работа САПР СН в ре-
жиме синтеза занимает примерно 45 мин машинного времени, ра-
бота в режиме анализа — 5—10 мин.
Порядок получения оптимального решения (на уровне техни-
ческого проекта) следующий:
1. Для проектируемой электроустановки с. н. составляют необ-
ходимые исходные данные (переменную информацию), которые за-
писывают на перфокартах. Проверяют достаточность банка посто-
янной информации (архива) и вводят недостающие данные.
2. Осуществляют режим загрузки САПР, т. е. формируют в па-
мяти ЭВМ математическую модель процесса проектирования объек-
та. Для этой цели в устройство ввода — вывода ЭВМ устанавли-
вают перфокарты с описанием структурного графа конструирова-
ния, таблиц запрещенных дуг, алгоритмов проектирования, парамет-
ров среды. ЭВМ осуществляет трансляцию указанных описаний
с проблемно-ориентированного языка на внутренний язык (язык
внутримашинного представления) и соответствующую запись на
магнитной ленте. Алфавитно-цифровое печатающее устройство
(АЦПУ) печатает таблицы, задающие ГК, параметры среды, таб-
лицу кодировки (задает соответствие между сокращенными имена-
ми переменных, хранящихся в памяти ЭВМ в закодированном виде,
и двоичными числами).
3. Запускают систему в работу в режиме «синтез». ЭВМ осу-
ществляет поиск оптимального структурно-параметрическ<)го реше-
388
иия электроустановки с. н. в заданных условиях. Как правило,
САПР выдает несколько решений, входящих в зону наименьших
приведенных затрат (варианты, у которых 3 отличаются от 3min
не более чем на 3—5%).
Если в исходную информацию входит какая-либо величина,
значение которой не представляется возможным определить одно-
значно (например, значение удельного системного ущерба), то оце-
ниваются ее минимально и максимально возможные значения и ра-
бота САПР в режиме синтеза производится дважды.
4. Полученные варианты проектных решений анализируют с при-
влечением дополнительных критериев, не вошедших в целевую
функцию: безопасности обслуживания, удобства эксплуатации, удоб-
ства компоновки оборудования, условий самозапуска электродвига-
телей с. н. и т. д. В случае необходимости конкурирующие проект-
ные варианты детализируются с помощью САПР в режиме анализа
по полной нли частичной программе. Режим анализа позволяет по-
лучить дополнительную информацию о внутренних и внешних па-
раметрах конкурирующих вариантов.
5. Для выбранного структурно-параметрического решения элек-
троустановки с. и. САПР запускают в режиме «анализ» по полной
программе. В результате АЦПУ печатает значения всех .внутренних
и внешних параметров элементов и фрагментов объекта.
На САПР СН были проведены исследования по поиску опти-
мального структурно-параметрического решения прн проектировании
электроустановок с. и. на КЭС с энергоблоками мощностью 300,
500 и 800 МВт [29].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация крупных тепловых электростанций/ Под ред.
М. П. Шальмана. — М.: Энергия, 1974. — 240 с.
2. Алексеев И. А. Решение институтом Теплоэлектропроект
узловых проблем энергетики при проектировании ТЭС и АЭС.—
Электрические станции, 1978, № 7, с. 2—11.
3. Основные принципы автоматизации проектирования в транс-
форматоростроении/ Ю. Б. Бородулин, В. А. Гусев, Е. П. Тюрин
и др. — М.: Информэлектро, 1977. — 45 с.
4. Букринский А. М., Татарников В. П. Основные принципы
обеспечения безопасности при проектировании и эксплуатации атом-
ных электростанций. — Электрические станции, 1978, ,№ 8, с. 5—9.
5. Гайфулин Э. Ш., Дзегеленок И. И., Климов В. Е. Основы
автоматизации проектно-конструкторских работ. Учебное пособие. —
М.: МЭИ, 1977, — 91 с.
6. Гидроэлектрические станции/ Под ред. Ф. Ф. Губина. — М.:
Энергия, 1972. — 504 с.
7. Грудинский П. Г., Эдельман В. И. Применение метода блок-
схем для расчета надежности систем электроснабжения. — Электри-
ческие станции, 1973, № 2, с. 41—44.
8. Гук Ю. Б., Лосев Э. А., Мясников А. В. Оценка надежности
электроустановок. — М.: Энергия, 1974. — 199 с.
9. Лезнов С. П., Фаерман А. Л. Устройство и оборудование
вторичных цепей электроустановок. — М.: Энергия, 1979.— 136 с.
389
10. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных
устройств. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1974.— 224 с.
11. Дорошев К. И. Новые комплектные распределительные уст-
ройства до 35 кВ. — М.: Энергия, 1972. — 80 с.
12. Жданов В. С. Технико-экономическая оценка вариантов схем
распределительных устройств с учетом надежности. Учебное пособие
для курсового и дипломного проектирования. — М.: МЭИ, 1979.—
55 с.
13. Зеликин М. Л. Открытое распределительное устройство
500 кВ с подвесными разъединителями и совмещенной арматурой.—
Электрические станции, 1974, № 8, с. 53—58.
14. Использование частотного пуска асинхронной нагрузки соб-
ственных нужд АЭС/ А. К. Черновец, К. Н. Семенов, Р. Г. Тужик
и др. — Электрические станции, 1978, № 10, с. 10—14.
15. Крючков И. П., Кувшииский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Элек-
трическая часть электростанций и подстанций. Справочные мате-
риалы для курсового и дипломного проектирования. — 3-е изд. —
М.: Энергия, 1978. — 456 с.
16. Левин Г. М., Танаев В. С. Декомпозиционные методы опти-
мизации проектных решений. — Минск: Наука и техника, 1978.—
240 с.
17. Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электро-
техническое оборудование подстанций 35—750 кВ. — М.: Энергия,
1977, —368 с.
18. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции.—
2-е изд. — М.: Высшая школа, 1978. —360 с.
19. Марков Г. А. Открытое распределительное устройство 500 кВ
с подвесными разъединителями для полуторной схемы. — Электри-
ческие станции, 1976, № 5, с. 55—58.
20. Мотыгина С. А. Эксплуатация электрической части тепло-
вых электростанций. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1979. — 568 с.
21. Неклепаев Б. Н. Главные схемы, схемы собственных нужд
и конструкций распредустройств электростанций. — М.: МЭИ,
1973, — 158 с.
22. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций. — М.:
Энергия, 1976. — 552 с.
23. Непомнящий В. А. Учет надежности при проектировании
энергосистем. — М.: Энергия, 1978. — 199 с.
24. Нормы технологического проектирования гидроэлектростан-
ций.— М.: Гидропроект, 1977,— 131 с. -
25. Нормы технологического проектирования понижающих под-
станций с высшим напряжением 35—750 кВ.—М.: СЦНТИ ОРГРЭС,
1973, —39 с.
26. Нормы технологического проектирования тепловых электри-
ческих станций и тепловых сетей. — М.: Энергия, 1974. — 81 с.
27. Околович М. Н., Давлятшоев Д. Оптимизация величины на-
пряжения короткого замыкания трансформаторов собственных нужд
КЭС при типовой схеме. — Изв. вузов. Энергетика, 1979, № 7,
с. 117—120.
28. Околовнч М. Н., Шигин А. Г., Федин В. А. Автоматизиро-
ванная система проектирования электроустановок собственных нужд
блочных КЭС. — Электричество, 1977, № 5, с. 23—27.
29. Околович М. Н„ Кузьмичева Е. В. Разработка схемы пита-
ния собственных нужд КЭС с энергоблоками 500 и 800 МВт с по-
390
Мощью системы автоматизированного проектирования. — Изв. вузов.
Энергетика, 1980, № 8, с. 5—10.
30. Окороков В. Р. Надежность производственных систем.—'Л.:
ЛГУ, 1972. 168 с. '
31. Повышение эффективности использования энергии маховых
масс для расхолаживания ядерных реакторов и методика выбора
параметров выбегающей системы/ Л. К. Черновец, А. Ф. Белогра-
дов, Р. Г. Тужик н др. — Электрические станции, 1978, № 7,
с. 11—16.
32. Правила устройства электроустановок. — 5-е изд.—М.:
Атомиздат, 1976—1977. .
33. Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем. —
М.: Энергия, 1974.— 175 с.
34. Роос Б. В. Электрическая часть станций и подстанций (осно-
вы проектирования).— Киев: Гостехиздат УССР, 1963.— 163 с.
35. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование стан-
ций н подстанций. — 2-е изд. — М.: Энергия, 1980. — 600 с.
36. Рубинская Л. А., Скотникова Г. Ф. Современный щнт
управления для тепловых электростанций (Обзор по материалам
ФРГ и Англии). — М.: Информэнерго, 1972. — 48 с.
37. Руководящие материалы и нормативы по проектированию
развития энергосистем. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973. — 68 с.
38. Руководящие указания по расчету коротких замыканий, вы-
бору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого
замыкания. — М.: МЭИ, 1975. — 331 с.
39. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. — М.: Энер-
гия, 1976. — 447 с.
40. Семенков О. И. Введение в системы автоматизации проек-
тирования.— Минск: Наука и техника, 1979. — 86 с.
41. Синьчугов Ф. И. Расчет надежности схем электрических
соединений. — М.: Энергия, 1971.— 175 с.
42. Сборник директивных материалов по эксплуатации энерго-
систем (электротехническая часть). Раздел 5 (Собственные нуж-
ды).— М.: СПО Союзтехэнерго, 1978. — 30 с.
43. Справочник ш> проектированию электрических станций
(СПЭ). Часть электротехническая. — М.: Теплоэлектропроект, 1973.—
215 с.
44. Справочник по проектированию электроэнергетических си-
стем/ Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.—^М.: Энергия,
1977, —287 с.
45. Строительство атомных электростанций/ Под ред. В. Б. Дуб-
ровского.— М.: Энергия, 1979. — 231 с.
46. Строительные нормы и правила. Ч. II. Гл. 58. Нормы про-
ектирования. Электростанции тепловые. СНиП 11-58-76. — М.: Строй-
нздат, 1976. — 25 с.
47. Третьяков В. Г. Состояние и перспективы развития работ
по автоматизации проектирования ТЭС. — М.: Информэлектро,
1975, —68 с.
48. Учебное пособие по курсовому проектированию электриче-
ской части электростанций н подстанций/ Г. С. Борчанинов,
Н Н. Кувшинскнй, Ю. А. Морозова и др. — М.: МЭИ, 1971.—
147 с.
49. Учебное пособие по курсовому проектированию электриче-
ской части электростанций н подстанций. Ч. II/ Г. С. Борчанинов,
В. С. Жданов, Н. Н. Кувшннский и др. — М.: МЭИ, 1976. — 68 с.
391
50. Фельдман М. Д., Черновец А. К. Особенности электрической
части атомных электростанций. — М.: Энергия, 1972.— 167 с.
51. Церазов А. Л., Васильева А. П., Нечаев Б. В. Электриче-
ская часть тепловых электростанций. — 2-е изд. — М.: Энергия,
1980.— 328 с.
52. Чаплыгина Е. Н. Учебное пособие для курсового и дип-
ломного проектирования по курсу гидроэнергетика. — М.: МЭИ,
1975, —79 с.
53. Шальман М. П., Плютинский В. И. Контроль н управление
на атомных электростанциях. — М.: Энергия, 1979. — 271 с.
54. Электрическая часть гидроэлектростанций. Главные схемы
электрических соединений/ Г. С. Лисовский, Б. 3. Уманский,
Б. С. Успенский и Др. — М.: Энергия, 1965. — 368 с.
55. Электрическая часть станций и подстанций/ А. А. Васильев,
И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др.—М.: Энергия, 1980.— 608 с.
56. Электрическая часть электростанций/ С. В. Усов, В. В. Кан-
тан, Е. Н. Кнзеветтер и др. — М.: Энергия, 11978.—-556 с.
57. Неклепаев Б. Н. Координация и оптимизация уровней токов
короткого замыкания в . электрических системах.—М.: Энергия,
1978.— 152 с.
ПРЕДМЕТНЫЙ
Автоматизация проектно-конст-
рукторских работ 346, 347
Автоматизированная система
управления (АСУ) 311
-------производственно-хозяй-
ственной деятельностью ТЭС
(АСУ ТЭС) 314
------- технологическим про-
цессом (АСУ ТП) 311
Автомат чертежный 354
Автономные агрегаты с. н. 190,
212
Автотрансформаторы блоков
129
— потери энергии 80
— связи 130
Аккумуляторные батареи, вы-
бор 340
— — зарядное устройство 339,
344
---- подзарядное устройство
338, 343
Алгоритм оценочных характе-
ристик 376 '
— поиска оптимального реше-
ния 378
•— проектирования 372
— функционирования 372
Алфавитно-цифровое печатаю-
щее устройство (АЦПУ) 354
Атомные электростанции, ком-
поновка 40 *
----собственные нужды 209
---- технологическая схема 60
Блок-контейнер монтажный 30
Блок-схема АСУ ТП 312
----САПР 350
Блочные технологические схемы
58
— электрические схемы 122
Варианты электрических схем
подстанций 127
-------районных электростан-
ций 123
------- распределительных
устройств 152
УКАЗАТЕЛЬ
Варианты электрических схем
ТЭЦ 125
Вентиляция 28
Восстанавливающееся напря-
жение, проверка 160
Время максимальных потерь 81
— отключения 143
— расчетное к. з. 165
Выбор аккумуляторной бата-
реи 340
— аппаратов 159
— котлов 64
— линейных реакторов 142
— насосов 70
— организационной структуры
управления 314
— основного оборудования 62
— парогенераторов 66
— проводников 162
секционных реакторов 139
— токоограничивающих средств
135
— трансформаторов 127
— турбин 62
— тягодутьевых машин 69
Выключатели силовые, выбор
159
Генератор вспомогательный 216
Гибкая ошиновка 57, 280
Гидроэлектростанции (ГЭС),
компоновка 44
— собственные нужды 218
— технологическая схема 61
Главная электрическая схема
21, 115
Главные циркуляционные на-
сосы 210, 215
Граф конструирования 362, 364
Декомпозиционный метод 355
Длительность аварийной си-
туации 93, 94
Жесткая ошиновка 54
Задание на проектирование 6,
18
393
Задача оптимизации 357
Зарядное устройство 339, 344
Затраты приведенные 77
Защита окружающей среды 17
Здания вспомогательные 27
— производственного назначе-
ния 26
Зона санитарно-защитная 41
Издержки производства 77
---- амортизационные 77
----на обслуживание 77
•---потери энергии 77, 79
Измерительные приборы 331
— трансформаторы, выбор 161
Изоляционные расстояния в РУ
235, 281
Импульс квадратичного тОка
к. з. 159, 170
— относительный 171
Информация 20, 350
— переменная 350, 381
— постоянная 351 '
Информационная база 350
Информационно - вычислитель-
ная подсистема 313, 325
Источник питания с. и. 190
Кабели, выбор 162
Камеры РУ 236
Коммуникации инженерные 26
Комплектные РУ 258
— токопроводы 54 . -
Компоновка, общие принципы
30
— подстанций 48
— щитов управления 320
— электростанций 35, 37, 40,
44
Конденсационные электростан-
ции (КЭС), компоновка 37
----собственные нужды 204
---- тепловая схема 66
----электрическая схема 122,
154
Коридоры обслуживания 237
Коэффициент нормативный эф-
фективности 76
Критерий эффективности 76
Математическая модель про-
цесса проектирования 351,
361
Метод таблично-логический 89
Надежность структурных схем
.394
Надежность схем РУ 91
Недоотпуск электроэнергии
в систему 95
----потребителям 95
Номинальный ток отключения
159 •
----термической стойкости
159
----электродинамической стой-
кости 159
Нормы санитарно-защитных зон
25
Обеспечение САПР информа-
ционное 351
---- лингвистическое 355
----математическое 351
----программное 354
----техническое 351, 354
Ограничения в процессе проек-
тирования 356
Оптимизация локальная 73
— структурно-параметрическая
359
Отопление’ 28
Параметры внешние 357, 382
— внутренние 357, 381
— среды 357, 381
План генеральный 30
Площадка строительная 22
Подсистема 6
Подстанции, компоновка 48
— электрическая схема 127
Показатели надежности струк-
турных схем 89
----электрических схем РУ 91
Пост управления 311
----общеподстанционный
(ОПУ) 316
Потери энергии в автотранс-
форматорах 81
-------трансформаторах 80
Пояснительная записка 19, 22
Предохранители, выбор 161
Проектирование автоматизиро-
ванное 7, 346
— автоматическое 7, 349
— блочных ЩУ 323
— измерительной подсистемы
331
— неавтоматизированное 7, 346
— структурной схемы 122
— технологической части 57
— типовое 15'
— центральных ЩУ 327
Проектирование электрических
схем РУ 149
Проект рабочий 19
— технический 19
— типовой 15, 230
Разъединители, выбор 160
— подвесные 297
Распределительные устройства
закрытые (ЗРУ) 234
----комплектные (КРУ)' 258
----открытые (ОРУ) 280
----электрические схемы 149
Расчетные условия к. з. 163
Расчет токов к. з. 165, 167, 168
Реакторы токоограннчнвающие
линейные 142
----секционные 139
Режим электроустановки 158
----аварийный 159
----нормальный 158
----послеаварийный 158
----ремонтный 158
----утяжеленный 159
Ремонтопригодность 75
Решение оптимальное 73
Самозапуск электродвигателей
221
Сеть надежного питания АЭС
210
Система автоматизированного
проектирования (САПР) 346
— управления автоматизиро-
ванная (АСУ) 311, 312
---- неавтоматизированная
(ручная) 311, 312
Собственные нужды 189
Схемы главные электрические
115
— замещения 165, 166
— заполнения 254
— структурные технологиче-
ские 58
— —электрические 122
— тепловые 66
— электрические РУ 149
— электроснабжения собствен-
ных нужд 196
Тепловые схемы ТЭС 66
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ),
компоновка 35
Теплоэлектроцентрали, собст-
венные нужды 204
— тепловая схема 66
— электрическая схема 125,
151 .
Типовые конструкции РУ 240
Токопровод гибкий 53
Токопровод комплектный эк-
ранированный 54
Трансформаторы силовые, вы-
бор 127
Труба вытяжная вентиляцион-
ная 41
— дымовая 35, 40
Тягодутьевые машины 69
Ударный ток к. з. 159, 166, 168,
170
Условия выбора аппаратов 159
Ущерб народному хозяйству 75,
95
— системный 96
— удельный 97
— у потребителя из-за нару-
шения электроснабжения 99
-от понижения частоты
98
Фрагмент проектируемого объ-
екта 6
Целевая функция 76, 357
Частота отказов 82
---выключателей 84
— расчетной аварийной ситуа-
ции 89
Шинные конструкции, выбор
162.
Шинный мост 54
Щиты агрегатные 315
— блочные 315, 323
— главные 316, 327
— местные 315
— центральные 316, 327
— управления 315, 317
Экономичность 74
Электродвигатели собственных
нужд 190
Электроустановка собственных
нужд 189
Энергетические системы 117
395
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .... ...........................
Глава первая 3
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ ЭЛЕКТРИЧЕ-
СКИХ СТАНЦИЙ............................................. 6
1.1. Общие понятия и определения...................... 6
1.2. Исторические этапы развития проектирования отече-
ственных электростанций ............................ 7
1.3. Характерные особенности проектирования современ-
ных электростанций ................................. Ю
1.4. Основные стадии проектирования...................18
1.5. Содержание работ по проектированию электротехни-
ческой части .......................................20
Глава вторая
СООРУЖЕНИЯ И ИНЖЕНЕРНЫЕ КОММУНИКАЦИИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ ..... 22
2.1. Выбор площадки строительства.....................22
2.2. Здания, сооружения и коммуникации................26
2.3. Общие принципы компоновки........................30
2.4. Компоновка ТЭЦ...................................35
2.5. Компоновка КЭС................................. 37
2.6. Компоновка АЭС................................. 40
2.7. Компоновка ГЭС ..................................44
2.8. Компоновка подстанций............................48
2.9. Выполнение внутренних . электрических связей ... 52
Глава третья
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЕКТИРОВАНИИ ТЕХНОЛО-
ГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ............................57
3.1. Общие положения................................ 57
1 3.2. Выбор структурной технологической схемы ... 58
3.3. Выбор основного оборудования.....................62
3.4. Проектирование тепловой схемы....................66
3.5. Выбор вспомогательного оборудования .... 68
Глава четвертая
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНИ-
МАЕМЫХ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕШЕНИЙ ... 73
4.1. Общие положения................................ 73
4.2. Определение издержек на потери энергии* .... 79
396
4.3. Определение показателей надежности электрических
установок .............................................
Показатели надежности электроустановок . . . .
Таблично-логический метод.......................
4.4. Определение ущерба от ненадежности проектируемой
электроустановки ......................................
Глава пятая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ 115
5.1. Требования. Порядок выбора.........................115
5.2. Выбор схемы присоединения электростанции к системе 117
5.3. Проектирование структурной схемы...................122
Общий подход.........................................122
Составление вариантов структурной схемы . . . . 122
Выбор трансформаторов................................127
Определение технико-экономических показателей . . 133
5.4. Выбор целесообразного способа ограничения токов ко-
роткого замыкания.......................................135
Общий подход...................................'. 135
Выбор токоограничпвающнх средств на электростан-
циях районного типа..................................136
Выбор токоограничивающих устройств на генератор-
ном напряжении ТЭЦ...................................138
Выбор токоограничнвающих средств на подстанциях 145
5.5. Выбор электрической схемы распределительного уст-
ройства ................................................147
Классификация схем..................................147
Выбор электрических схем РУ 6—10 кВ ТЭЦ и под-
станций .............- . 149
Выбор электрических схем РУ повышенных напряже-
ний .................................................150
Порядок расчета по выбору электрической схемы РУ 157
5.6. Расчет токов короткого замыкания и выбор провод-
ников и аппаратов............................158
Режимы электроустановок.....................158
Условия выбора проводников и электроаппаратов . . 159
Расчетные условия короткого замыкания .... 163
Расчет токов к. з. в схеме вида «система» (рис. 5.17,а) 165
Расчет токов к. з. в схеме вида «генератор—система»
(рис. 5.17,6)........................................167
Расчет токов к. з. в схеме вида «двигатель—система»
(рис. 5.17,в) .я.....................................168
Определение импульса квадратичного тока к. з. . . 170
Глава шестая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СОБСТВЕН-
НЫХ НУЖД.............................................. 189
6.1. Общие положения..............................189
6.2. Выбор электродвигателей......................190
Выбор типа электродвигателя..................190
Выбор конструктивного исполнения электродвигателя 192
Выбор частоты вращения электродвигателя . . . 194
Выбор номинальной мощности электродвигателя . . 194
Проверка электродвигателя по условию пуска . . . 194
397
6.3. Проектирование схемы электроснабжения собственных
нужд электростанции...................................196
6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд . . . 199
6.5. Схема электроснабжения собственных нужд ТЭС . . 292
Проектирование схемы электроснабжения собственных
нужд КЭС и блочных ТЭЦ.............................204
Проектирование схемы электроснабжения собственных
нужд ТЭЦ с поперечными связями.....................208
6.6. Схема электроснабжения собственных нужд АЭС . 209
6.7. Схема электроснабжения собственных нужд ГЭС . 218
6.8. Проверка на успешность самозапуска электродвига-
телей собственных нужд................................221
Глава седьмая
КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ . 229
7.1. Порядок проектирования распределительного устрой-
ства. Общие требования................................229
7.2. Выбор типа конструкции РУ . . . . '. . 231
7.3. Проектирование закрытых распределительных устройств
Общие принципы выполнения ЗРУ..................234
Выбор типа внутренней компоновки генераторных
РУ 6—10 кВ для ТЭЦ.................................240
Закрытые РУ 6—20 кВ для ГЭС........................245
Закрытые РУ 35—220 кВ..............................247
Эскизная разработка конструкции ЗРУ..............252
7.4. Комплектные распределительные устройства . . . 258
Проектные разработки при использовании КРУ . . 265
Комплектные РУ с элегазовой изоляцией .... 269
7.5. Проектирование открытых распределительных устройств 280
Элементы ОРУ...........................’. . . 280
Общие принципы выполнения ОРУ .....................281
Выбор типа компоновки ОРУ..........................283
7.6. Зарубежные конструкции открытых распределительных
устройств.............................................302
Глава восьмая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ . . . 311
8.1. Общие сведения.................................311
8.2. Выбор организационной структуры оперативного
управления. Посты управления........................314
8.3. Проектирование постов (щитов) управления . . . 317
Принципы проектирования ЩУ [1, 36] . . . . . 319
Проектирование блочных щитов управления [1, 53] . 323
Проектирование центральных постов управления . . 327
8.4. Проектирование измерительной подсистемы . . . ' 331
8.5. Выбор источников и схемы оперативного тока . . . 338
Выбор аккумуляторных батарей [32, 43] .... 340
Глава девятая
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕ-
СКИХ СТАНЦИЙ.............................................346
9.1. Общие сведения...................................346
9.2. Структура системы автоматизированного проектирова-
ния ..................................................350
9.3. Методы оптимизации проектируемого объекта в САПР 355
398
Выбор метода решения задачи оптимизации электро-
технической подсистемы.............................359
9.4. Математическая модель процесса проектирования . . 361
9.5. Граф конструирования электрической схемы блочной
электростанции ....................................... 364
9.6. Алгоритмы проектирования..........................372
Алгоритм функционирования ........................ 372
Алгоритм оценочных характеристик...................376
Алгоритм поиска . .................................378
Приложения ...............................................379
П5.1. Типовые кривые изменения во времени тока к. з.
синхронной машины при разных удаленностях точ-
ки к. з......................................... .... 379
П5.2. Кривые для определения относительных токовых Q
и квадратичных токовых В импульсов.................380
ГГ9.1. Система автоматизированного проектирования элек-
троустановок собственных нужд КЭС .... 380
Список литературы................................. 389
Предметный указатель..................................... 393
»
Мария Николаевна Околович
Проектирование электрических станций
Редактор Л. И. Двоскин
Редактор издательства И, И. Лобысева
Технический редактор О. Н. Адаскина
Корректор 3. Б. Драновская
ИБ № 2206
Сдано в набор 18.11.81 Подписано в печать 10.02.82
Т-05569 Формат 84 X 1081/зя Бумага типографская Vs 2
Гарнитура литературная Печать высокая Усл. печ. л. 21,0
Уч. изд. л. 22,25 Тираж. 18 000 экз. Заказ 1342
Цена 1 р.
Энергонздат, 113114, Москва, М-414, Шлюзовая наб., '10
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при
Государственном комитете СССР по делам издательств,
полиграфии и киижиой торговли. 413114, Москва, М-Т14,
Шлюзовая наб., 10