Секционный выключатель

Форма сбора инвестиций в электроэнергетику зависит от выбора стратегии развития страны. Если электроэнергетику рассматривать как необходимое звено подъема промышленности, то инвестиции следует учитывать в себестоимости производства электроэнергии, что приведет к наименьшему увеличению тарифа. Если же электроэнергетику рассматривать как отрасль, обеспечивающую получение дивидендов, то инвестиции необходимо получать из прибыли, и в этом случае увеличение тарифов будет наибольшим, поскольку в этом случае увеличение прибыли, направляемой на инвестиции, ведет к росту налогов на прибыль.

В условиях, когда государственный бюджет уже не мог финансировать в нужных объемах строительство электростанций и ЛЭП, был принят порядок, при котором развитие отрасли стало финансироваться в основном за счет амортизации и целевых инвестиционных средств, включаемых в себестоимость производства электроэнергии. С 1991 по 1997 гг. формирование инвестиций осуществлялось за счет включения соответствующих составляющих в состав себестоимости производства электроэнергии в объемах, достаточных для поддержания нормального технического состояния электроэнергетического комплекса.

Получение средств на развитие отрасли из себестоимости производства обеспечивает электроэнергетику капитальными вложениями за счет средств потребителей электроэнергии и является скрытой формы налогообложения. Потребители вынуждены без их согласия безвозмездно инвестировать развитие производства, нести все риски неэффективных инвестиций и увеличивать акционерный капитал предприятий электроэнергетики без получения взамен акций на прирост капитала. При этом снижаются требования к эффективности использования капитальных вложений, отсутствует экономическая ответственность за результаты инвестиционных решений. Говоря об ответственности производителей энергии за принимаемые инвестиционные решения, необходимо напомнить, что все эти решения согласуются административно и только после этого могут быть рекомендованы для включения в тариф. Однако административная форма ответственности за принимаемые решения гораздо ниже экономической.

Механизм получения средств на поддержание и развитие отрасли из себестоимости производства электроэнергии оказался неработоспособным, так как оплачиваемых за энергию средств не хватало даже на текущие обязательные платежи (зарплату персонала, оплату налогов и выплат в социальные фонды). Инвестиционные средства существовали только теоретически в виде задолженности потребителей, практически эти деньги на счета энергосистем не поступали, и инвестиционная деятельность была невозможной. Такой порядок получения средств на развитие отрасли носил временный характер и позволил в тяжелый период экономического спада производства обеспечить минимальный сбор капитальных вложений в условиях высокого уровня инфляции и отсутствия рынка капитала. Поскольку суммы фиктивных отчислений в инвестиционные фонды постоянно росли, то ежегодные инвестиционные составляющие в тарифах стали сокращать (с 16 до 4 %), а с 1997 г. законодательно полностью их исключили.

До начала проведения реформ управление электроэнергетикой Великобритании, как и в России, осуществлялось на жестком вертикальном принципе. Вся электроэнергетика Великобритании была государственной и состояла из Центрального электроэнергетического управления (ЦЭУ) и 12 небольших территориальных энергетических управлений (ТЭУ). Все управления принадлежали государству. ЦЭУ несло ответственность за производство и'передачу электроэнергии по сетям высокого напряжения и являлось монопольным производителем электроэнергии; ТЭУ обеспечивали распределение электроэнергии по своим территориям. Территориальные управления покупали электроэнергию у ЦЭУ по фиксированной цене, и их хозяйственная деятельность строго регулировалась государством. Крупные финансовые решения, в том числе инвестиционные планы и уровни тарифов, определялись в министерстве энергетики. Тарифы для конечных потребителей основывались на себестоимости производства, передачи и распределении электроэнергии с небольшой добавкой на прибыль.

Подъем цены продажи электроэнергии с увеличением объема ее продажи связан с ростом себестоимости производства электроэнергии с увеличением ее выработки.

и увеличение себестоимости производства.

Для повышения производительности труда на электростанциях и снижения себестоимости производства электрической и тепловой энергии целесообразно придерживаться следующих направлений.

Глубокие изменения произошли в важнейшем показателе экономичности работы тепловых электростанций — удельном расходе топлива на произовдство полезно отпущенного 1 кВт-ч. Этот показатель особенно важен по двум причинам. Во-первых, в себестоимости производства электроэнергии на тепловых электростанциях более 60% занимает топливо, примерно 25% -г-амортизация и остальное — заработная плата. Поэтому расход топлива на производство электроэнергии определяет ее экономичность у потребителя — в промышленности, сельском хозяйстве, на транспорте и в коммунально-бытовых установках. Во-вторых, при росте производства электрической и тепловой энергии значительно увеличиваются потребности в топливе — угле, природном газе, запасы которых не безграничны.

жается до 450 МВт. Полная тепловая мощность АТЭЦ, таким образом, составляет 7540 ГДж/ч.. В целях наибольшего использования ядерного топлива для отпуска тепловой энергии потребителям, а также повышения экономичности эксплуатации в силу 'более низкой себестоимости производства тепловой энергии на АТЭЦ предусматривается работа АТЭЦ в базисной части графика тепловых нагрузок параллельно с пиковыми источниками тепловой энергии, работающими на органическом топливе. Такими источниками, как правило, могут быть существующие в городах районные котельные, а также в отдельных случаях и обычные ТЭЦ. При коэффициенте теплофикации 0,6 пиковые источники теплоты должны иметь мощность 5030 ГДж/ч, что вместе с АТЭЦ может обеспечивать район с общей максимальной тепловой нагрузкой 12 600 ГДж/ч и годовым потреблением около 42 млн. ГДж. В этом случае на долю АТЭЦ приходится около 90% годового отпуска теплоты потребителям района и лишь 10% отпускается пиковыми источниками на органическом топливе, достигается весьма высокий годовой коэффициент использования мощности АТЭЦ по отпуску эл'ектрической и тепловой энергии, в результате ядерным топливом замещается более 5 млн. т условного топлива в год при расходе пиковыми источниками менее 170 тыс. т условного топлива в год.

Работа ACT, так же как и АТЭЦ, предусматривается в базисной части графика тепловых нагрузок параллельно с пиковыми источниками теплоты, работающими на органическом топливе (как правило, существующие в городах районные котельные и обычные ТЭЦ), в результате чего достигаются наибольшее использование ядерного топлива взамен органического, а также большая экономичность эксплуатации в силу более низкой себестоимости производства тепловой энергии на ACT, чем в

за 20—30 мин восстановить питание потребителей при выходе из строя одного из спаренных кабелей. Схема с выключателями на питающих концах ( 1.4,0) позволяет быстро восстановить электроснабжение потребителей, присоединенных к секции шин, которая питается вышедшей из строя линией, так как для этого требуется замкнуть секционный выключатель. Нормально работают обе линии при разделенных секциях шин.

В схемах ТЭЦ с шинами ГРУ НТП электростанций [37] допускается держать в отключенном состоянии секционный выключатель на генераторном напряжении. Параллельная работа генераторов, подключенных к ГРУ, производится через трансформаторы связи и шины РУ повышенного напряжения. На мощных электростанциях деление выполняется в РУ повышенного напряжения. Разрыв автотрансформаторных связей между РУ повышенного напряжения также способствует эффективному ограничению токов КЗ в энергосистеме.

При нормальной работе схемы выключатели В1 и В2 включены, секционный выключатель ВЗ отключен. Ключ управления КУ установлен в положение АВР. Реле минимального напряжения HI—Н4 и реле РБ включены. Контакт пружинного привода 5пр замкнут. При исчезновении напряжения на первой секции срабатывают реле HI и Н2 и включают реле РВ1, которое с выдержкой времени через промежуточное реле П1 отключает выключатель В1. Контактом В1 этого выключателя включается электромагнит ЭВ. Секционный выключатель ВЗ

меняется секционирование РП. Секции РП нормально работают раздельно, а секционный выключатель оснащается устройством АВР. При магистральном питании РП его отдельные секции присоединяются к разным магистралям. В зависимости от схемы и передаваемой мощности от одной магистрали может питаться до четырех секций РП.

Радиальной называют такую схему, когда к главной понизительной подстанции по отдельным радиальным линиям подключают несколько распределительных пунктов (РП), от которых запитывают цеховые подстанции. Радиальная линия рассчитана на конкретную нагрузку РП. Преимущества радиальной схемы — простота выполнения, надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации. Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на РП нарушается электроснабжение нескольких цеховых трансформаторных подстанций. Для устранения этого недостатка применяют автоматическое включение резерва (АВР). При нарушении питания одной из секций шин РП автоматически включается секционный выключатель и питание обеих секций осуществляется по одной линии.

При одноступенчатой защите линий защита шин также превращается в одноступенчатую и может вообще не устанавливаться, если выполнять защиту от внешних КЗ трансформаторов с двумя выдержками времени, с меньшей из которых будет отключаться секционный выключатель. Однако такая защита обладает меньшей чувствительностью, так как отстраивается от суммарного рабочего тока потребителей подстанции, а не одной секции.

Секционный выключатель ВМП ПЭ ( ПС ) 1500 1,86

релейной защиты отходящих линий вначале отключается секционный выключатель, релейная защита которого имеет меньшую выдержку времени, чем защита генераторов, а потом генераторы поврежденной секции. Это приводит к локализации аварии одной секции и сохранению нормальной работы второй.

электроснабжение нескольких цеховых трансформаторных подстанций. * Для устранения этого недостатка радиальную схему питания иногда дополняют резервной линией от ГПП, которая заводится на цеховые подстанции. Кроме того, для повышения надежности при питании по радиальной схеме применяют АВР. При нарушении питания одной из секций шин цехового РП автоматически включается нормально разомкнутый секционный выключатель и питание обеих секций осуществляется по одной линии.

нированной на две части выключателем. В каждой секции / и 2 присоединено по шесть кабельных линий напряжением 10 кВ и по две резервные линии. Схема подстанции типа КТПБ ( 7.4) выполняется блочной. В обозначении тип.-! КТПБ указывается: номинальное напряжение (110/35/6 10 кВ), число трансформаторов (10) и их мощность (2x16), тип шкафов КРУН (серия К-35). На 7.5 приведена схема соединений подстанции 35/6 — 10 кВ промышленного предприятия с трансформаторами до 4000 кВ • А. Для защиты г, схеме используются плавкие предохранители. Цодстанция может снабжать потребителей, допускающих перерывы питания на время ручных переклю-чений выключателями со сторо ны НН. В нормальном режиме секционный выключатель напряжением 6—10 кВ отключен

Схема двухтрансформаторной подстанции приведена на 7.9. Подстанция выполняется с выключателями на вводах на стороне ВН. Выключатель ВЗ в нормальном режима отключен, и каждая секция шин питается от своего ввода. При аварийном отключении одного из вводов с помощью устройства АВР включается секционный выключатель ВЗ и электроснабжение подстанции переводится на один ввод (/ или //).