Резервных трансформаторов

Вместе с тем возможность количественной оценки надежности еще недостаточна для того, чтобы установить требуемый в данном случае уровень надежности. Дело в том, что повышая затраты на создание и эксплуатацию резервных мощностей, увеличение числа цепей, пи-ТЗЮЩИХ электроэнергией потребителей, подключение автоматических регуляторов возбуждения сильного действия и пр., можно повысить уровень надежности до какого угодно значения. Однако в каждом отдельном случае должен существовать определенный предел, выше которого повышать уровень надежности технически и экономически нецелесообразно.

Хграктерным для ГЭС является соотношение кл'доп.гэс<к^1'эс и кл'д0п.гэс<л^кэс, т. е. капиталовложения на дополнительный киловатт на ГЭС ниже таковых на основной киловатт и ниже, чем на 1 кВт мощности на КЭС. Это является существенной предпосылкой для обоснования размещения на ГЭС части резервных мощностей системы, а также части мощности, используемой в системе не сразу после ее ввода.

Технико-экономические преимущества создания крупных электроэнергетических объединений понимались еще в 20-е гг. [4, 27— 29 и др.] и применительно к современному уровню развития ЕЭЭС достаточно полно сформулированы в работах [30—37 и др.]. Основные из них: углубленная и планомерная электрификация страны; повышение надежности электроснабжения путем взаимного резервирования объединенных систем при одновременном уменьшении требуемвгх резервных мощностей электростанций; снижение необходимой генерирующей мощности вследствие несовпадения времени прохождения максимумов нагрузки; более экономическое распределение нагрузки между электростанциями, включая комплексное использование межсистемных ЛЭП для взаиморезервирования систем и транспорта электроэнергии из районов дешевого топлива; возможность укрупнения мощностей агрегатов и электростанций и др.

Как только определены расположение компрессорных станций и технологическая схема газопровода, появляется возможность исследовать гидравлическую взаимосвязь проектируемого объекта с ЕСГ. Возникающий при авариях дефицит подачи газа в конечную точку может быть частично или полностью компенсирован за счет использования резервных мощностей ЕСГ — запасов газа в подземных хранилищах и резервов пропускной способности газопроводов-перемычек.

При соединении с помощью линии Экибастуз — Центр объединенных энергосистем Центра и Северного Казахстана за счет использования разницы во времени прохождения максимума нагрузок в объединенных энергосистемах будет получен так называемый межсистемный эффект, равный 1400 МВт. На указанную величину можно уменьшить размер резервных мощностей.

сокращение резервных мощностей;

Быстротекущие процессы в электроснабжении требуют мобильности резервных мощностей энергетических систем. Большей мобильностью по вводу в действие и набору нагрузок обладают гидроагрегаты. Размер «горячего» резерва зависит от соотношения мощностей в системе между тепловыми и гидравлическими электростанциями. При наличии мощных гидроэлектростанций и их большого удельного веса в энергосистеме системный резерв может быть понижен за счет сокращения «горячего» резерва тепловых электростанций.

сокращения затрат на создание резервных мощностей по сравнению с раздельно работающими агрегатами или электростанциями;

Так, например, при объединении энергосистем появляется возможность сократить величину резервных мощностей и соответственно снизить капитальные и эксплуатационные затраты. Ив практики эксплуатации известно, что временная потеря мощности, для компенсации которой и служит резерв, не может происходить одновременно во всех энергосистемах. Следовательно, суммарный резерв мощности при объединении может быть понижен до разумного предела по сравнению с резервами при разобщенной работе энергосистем.

Быстротекущие процессы в электроснабжении требуют наличия мобильных резервных мощностей. Большей мобильностью по вводу в действие и набору нагрузок обладают гидроагрегаты гидроэлектростанции. При наличии мощных гидроэлектростанций и их большого удельного веса в энергосистеме системный резерв также может быть понижен за счет сокращения «горячего» резерва тепловых электростанций.

Это положение можно проиллюстрировать на примере Куйбышевской ГЭС. Объединение двух крупнейших систем Центра и Урала линиями передачи 500 кВ позволило использовать мощность Волжской ГЭС им. В. И. Ленина сначала на покрытие пиковой части графика нагрузки на Урале, а затем примерно через два часа после спада нагрузки в этом районе — для покрытия нагрузки в Центре. В итоге удалось сократить капитальные затраты на создание резервных мощностей в обеих энергосистемах в размере 350 МВт.

Потери электрической энергии в трансформаторах можно уменьшить правильным выбором их мощности и числа, рациональным режимом работы (отключением малозагруженных трансформаторов и переводом их нагрузки на другие незагруженные трансформаторы) и своевременным включением в работу резервных трансформаторов при перегрузке основных.

Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат. Капитальные затраты для каждого варианта схемы выдачи мощности ТЭЦ вычисляются по укрупненным показателям, приведенным в [33,61]. Учитываются стоимости ячеек выключателей РУ повышенного напряжения, ячеек выключателей в цепях 1 рансформаторов и генераторов, ячеек секционных, потребительских и линейных реакторов с выключателями, а также расчетные стоимости резервных трансформаторов с. н. (РТСН). трансформаторов связи и блочных

Если напряжение генераторов отличается от 6 кВ, то используются трансформаторы. На крупных электростанциях типа КЭС и АЭС ограничение токов КЗ выполняется ТСН с расщепленными обмотками НН, если требуемая номинальная мощность рабочих или резервных трансформаторов составляет 25 MB-А и более. Увеличением напряжения КЗ ТСН обеспечивается дальнейшее снижение уровней токов КЗ, но при этом ухудшаются условия обеспечения успешного самозапуска электродвигателей механизмов с. н. электростанции. Для устранения этого противоречия целесообразно применение управляемых токоограничивающих устройств [31 ], которые в нормальном режиме работы и в режиме самозапуска имеют минимальное индуктивное сопротивление (д:р-»0), а в режиме КЗ в системе с. н. сопротивление устройства возрастает до требуемого значения.

Схемы подключения резервных трансформаторов с.н. РТСН АЭС могут подключаться к шинам РУ низшего из повышенных напряжений станции, имеющего связь с энергосистемой, к третичным обмоткам автотрансформаторов связи, к шинам близлежащей районной подстанции или электростанции. На 3.5 приведены некоторые варианты схем подключения РТСН на АЭС с двумя РУ повышенного напряжения. Вариант подключения, показанный на 3.5, а, имеет низкую надежность, хотя и более экономичен. Кроме того, трудно обеспечить режим успешного самозапуска электродвигателей механизмов с.н. Надежность вариантов на 3.5, б и в практически одинаковая, но капитальные затраты в варианте на 3.5, б выше на стоимость ячейки выключателя напряжением 330 кВ. Технико-экономический анализ, результаты которого приведены в [63], выявил наиболее целесообразный способ присоединения РТСН по варианту 3.5, в.

11. Схемы подключения резервных трансформаторов собственных нужд АЭС.

Собственные нужды 6 кВ блоков получают питание от блочных трансформаторов собственных нужд, подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором (автотрансформатором). Каждый блок мощностью 160 МВт и выше имеет две секции собственных нужд 6 кВ. Резервирование питания секций осуществляется от спаренных резервных магистралей 6 кВ, связанных с резервными трансформаторами собственных нужд. При нарушении электроснабжения от рабочего источника автоматически (под действием АВР) подается питание от резервного источника. Резервные магистрали секционируют выключателями через два-три блока и с помощью выключателей соединяют с резервными трансформаторами. Согласно действующим нормам технологического проектирования число резервных трансформаторов принимается равным: одному — при числе блоков I и 2; двум — при числе блоков от 3 до 6 включительно; трем (один не подключен к источнику, но готов к транс-

Для замены рабочих трансформаторов собственных нужд предусматриваются в зависимости от числа блоков один или несколько не присоединенных к сети резервных трансформаторов РТ, каждый из которых равен по мощности наиболее крупному рабочему трансформатору. Резервирование питания собственных нужд блока при повреждении силового трансформатора или рабочего тран-сфоэматора собственных нужд производится от смежных блоков, для чего одноименные секции собственных нужд двух смежных блоков соединяются с помощью нормально отключенных секционных выключателей. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается по условиям длительного режима с учетом блочной и об-щес'-анционной нагрузок на своих секциях и общестап-ционной нагрузки на секциях смежного резервируемого блока, когда последний отключен.

Комплектные токопроводы б—10 кВ предназначены для соединения рабочих трансформаторов СН с шкафами КРУ, а также для цепей резервных трансформаторов СН 6 кВ. Эти токопроводы имеют исполнения с разделением и без разделения фаз

Комплектные токопроводы 6—10 кВ предназначены для соединения рабочих трансформаторов с. н. с шкафами КРУ, а также для цепей резервных трансформаторов с. н. 6 кВ. Эти токопроводы име-

Собственные нужды б кВ блоков получают питание от блочных трансформаторов собственных нужд, подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором (автотрансформатором). Каждый блок мощностью 160 МВт и выше имеет две секции собственных нужд 6 кВ. Резервирование питания секций осуществляется от спаренных резервных магистралей 6 кВ, связанных с резервными трансформаторами собственных нужд. При нарушении электроснабжения от рабочего источника автоматически (под действием АВР) подается питание от резервного источника. Резервные магистрали секционируют выключателями через два-три блока и с помощью выключателей соединяют с резервными трансформаторами. Согласно действующим нормам технологического проектирования число резервных трансформаторов на КЭС, где блоки не имеют генераторных выключателей, принимается равным: одному — при числе блоков 1 и 2; двум — при числе блоков 3—6; трем (один генераторного напряжения и не подключен к источнику, но готов к транспортировке и включению в работу) — при числе блоков 7 и 8.

Перерыв питания потребителей 1-й группы допустим на время не более долей секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов СН. Эти потребители требуют обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты (A3) реактора.