Режимы нейтрали - ­­­Электрическая часть электростанций

Важное значение для надежной работы станции (или подстанции) имеет правильно выбранный режим нейтрали; при глухозаземленной нейтрали это — число трансформаторов, нейтраль которых заземлена, а при компенсированной нейтрали — правильная настройка дугогасящей катушки.
Глухим заземлением называют такое заземление, при котором нейтраль обмотки трансформатора присоединена к заземляющему устройству металлически или через малое сопротивление.
В нашей стране глухое заземление нейтрали применяется во всех электроустановках напряжением 110 кВ и выше, и это объясняется большими технико-экономическими преимуществами такого способа именно для установок высокого напряжения. Внутренние перенапряжения в таких установках ниже, чем перенапряжения в сетях с изолированной нейтралью (не превышают 2,5Uн) и поэтому стоимость изоляции линий и аппаратов получается значительно меньшей, чем при изолированной нейтрали.
Другим преимуществом глухой нейтрали является возможность обеспечить четкую быстродействующую защиту от однофазных к. з., которые составляют до 80 % всех видов повреждений. Кроме этого, в сетях с глухой нейтралью более эффективно автоматическое повторное включение (АПВ).
Число заземленных нейтралей на станции (подстанции) определяется током однофазного к. з., который не должен быть меньше 60 % тока трехфазного к. з., чтобы повышение напряжения на неповрежденных фазах не превышало 0,8Uлин. Такой ток может быть обеспечен при заземлении лишь части нейтралей трансформаторов станции (подстанции), число которых должно быть определено расчетом.
При расчете необходимо учитывать обязательность заземления нейтралей автотрансформаторов, установленных на станции (подстанции) (см. § 1-12).
Заземление нейтралей всех без исключения трансформаторов подстанции не практикуется, так как при этом увеличиваются токи к. з. на землю, что осложняет работу релейной защиты, усиливает их влияние на линии связи и сигнализации и т. п.
Ввиду того что наши трансформаторы имеют неполную изоляцию нуля (класса 35 кВ у трансформаторов 110 кВ), следует проверить повышение напряжения на нейтралях незаземленных трансформаторов при несимметричных к. з. и при необходимости принять меры для их защиты (установка в нейтрали разрядников).
Установки напряжением 6, 10, 35 кВ работают с изолированной или компенсированной нейтралью.
Если токи замыкания на землю, определяемые емкостью питаемой сети, не превосходят 30 А при 6 кВ, 20 А при 10 кВ, 10 А при 35 кВ, нейтраль такой установки может не заземляться и оставаться изолированной. При замыкании фазы на землю емкостный ток в поврежденной фазе будет равен нулю, а емкостные токи, протекающие в неповрежденных фазах, увеличатся по сравнению с нормальными пропорционально повышению напряжения на них, т. е. в vЗ раз. Такие повышения напряжения не являются опасными для нормальной изоляции оборудования, и поэтому «Правила технической эксплуатации» разрешают в сетях с изолированной нейтралью и малыми токами замыкания на землю не прекращать питания потребителей два часа, в течение которых можно обнаружить место повреждения и устранить его.
При больших токах замыкания на землю в месте повреждения возможна устойчивая перемежающаяся дуга, сопровождающаяся повторными погасаниями и зажиганиями. Резонансные явления в этом случае могут вызвать опасные перенапряжения, повреждение изоляции, переход однофазного замыкания в двух- или трехфазное к. з. и погашение потребителей.
Поэтому в установках с повышенными токами замыкания на землю (больше 10—30 А при напряжениях 35—60 кВ соответственно) применяется компенсация этих токов при помощи индуктивных настраиваемых сопротивлений (дугогасящих катушек ЗРО.М), включаемых в нейтраль трансформатора. При замыкании фазы на землю напряжение на нейтрали трансформатора повышается до фазного напряжения установки и через дугогасящую катушку идет индуктивный ток //,. Настройка регулируемой дугогасящей катушки выполняется так, чтобы этот ток был приблизительно равен емкостному току замыкания на землю /д, определяемому емкостью питаемой сети. В этом случае произойдет почти полная компенсация тока замыкания в месте повреждения и перемежающаяся дуга не сможет возникнуть.
При изменении схемы сети и ее емкости настройка дугогасящей катушки также должна быть изменена.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем - ­­­Электрическая часть электростанций

Отобранные на основании общих соображений варианты главных схем сравнивают затем по объективным количественным показателям и окончательно останавливаются на наиболее целесообразном варианте, имеющем лучшие показатели экономичности и надежности. Существует несколько способов количественной оценки вариантов схем. Ниже приводится один из них 122], основанный на сравнении расчетных затрат при оценке экономичности и числа операций с разъединителями и выключателями за год, а также длительности вероятных простоев блоков за год при оценке надежности.
Капитальные затраты, входящие в состав расчетных затрат, определяют для той части РУ, которая при изменении главной схемы изменяется наиболее значительно, т. е. для ячеек выключателей. Так как в укрупненных показателях стоимости ячеек учитывается не только оборудование, но и строительно-монтажные работы, при числе ячеек пяч и стоимости одной ячейки Спч капитальные затраты на сравниваемую часть РУ
Кру = Сячпяч.
При норме эффективности капитальных вложений 0,125, принятой у нас в стране, отчислений на амортизацию 0,063 и ежегодных эксплуатационных расходов на обслуживание РУ 0,025 приведенные к году расчетные затраты
3 = (0,125 + 0,063 + 0,025) КРу = 0,213Свяпт.
Так как число разъединителей в разных схемах неодинаково, при уточненных расчетах экономичности может потребоваться учет этих различий. Например, в схеме с двумя основными и одной обходной системой шин на каждое присоединение устанавливаются по четыре разъединителя, в то время как в многоугольнике их только три. Соответственно стоимость ячейки 500 кВ при схеме многоугольника равна 0,93 стоимости такой же ячейки при схеме с двумя основными и одной обходной системой шин.
В табл. 2-1 приводятся относительные стоимости ячеек 500, 330 и 220 кВ для различных видов главных схем, причем за единицу принята стоимость ячейки при схеме с двумя основными и одной обходной системой шин.

Таблица 2-1
Схема
Относительная стоимость ячейки при напряженки РУ, кВ

Схема
С двумя основными и одной обходной системой шин
Многоугольник	0,93	0,94	0,95
Полуторная	0,91	0,92	0,94

Рис. 2-31. Технико-экономическое сопоставление схем: а —полуторной; б — многоугольника
Таким образом, для ячейки 500 кВ при стоимости ее 350 тыс. руб. капитальные затраты на сравниваемую часть РУ при шести присоединениях (три блока и три линии) по полуторной схеме составят (рис. 2-31, а)
Кру = (9 -350) -0,91 = 2866,5 руб., а при схеме многоугольника (рис. 2-31, б)
Кру = (6-350)-0,93 = 1953 руб.,
т. е. схема многоугольника явно выгодней.
Оценка надежности главных схем может быть проведена по числу операций разъединителями и выключателями за определенное время, например за год, а также по продолжительности простоев блоков из-за повреждений выключателей (т. е. из-за несовершенства схемы) [22].
Ремонтные и режимные переключения в схеме сопровождаются многочисленными отключениями и включениями разъединителей, при которых возможны ошибки персонала и, как следствие, аварийные отключения блоков и линий с развитием аварии в системе. Таким образом, чем больше операций с разъединителями требует схема, тем больше вероятность ошибочных действий персонала при переключениях и тем меньше надежность схемы.
При этом ошибочные операции в разных схемах приводят к аварийным последствиям различной тяжести, и это тоже следует учитывать. Например, в схеме с двумя рабочими системами шин и одним выключателем на присоединение ошибочное отключение разъединителя под током приведет к погашению системы (секции) шин со всеми ее присоединениями. В то же время в схеме многоугольника такая ошибка приведет к погашению лишь одной или двух цепей.
Учитывая, однако, что различие в годовом числе операций разъединителями между отдельными видами схем невелико и, следовательно, не может иметь решающего значения, этот показатель надежности можно считать второстепенным и прибегать к нему только для дополнительной оценки надежности схем.
Более значительное влияние на надежность схемы, оказывает число выключателей и интенсивность их работы, определяемая числом режимных, схемных и ремонтных переключений, а также их работой при аварийных отключениях. Повреждение или даже просто отказ выключателя главной схемы всегда приводит к тяжелым последствиям, к развитию и углублению аварии. Практика показывает, что в 70—80 % всех случаев повреждения выключателей 330—500 кВ, например, возникают во время нормальных коммутаций. Таким образом, существует прямая связь между интенсивностью работы выключателей и надежностью главной схемы.
Для того чтобы найти предположительное число операций выключателями отдельных присоединений за год, можно воспользоваться нормами периодичности и длительности ремонта выключателей, линий и трансформаторов, а также статистикой аварийности этих элементов системы, которая характеризуется обычно средней удельной повреждаемостью [22].
Так, для линии 500 кВ число отключений за год для плановых поучастковых ремонтов составляет в среднем 10. При каждом выведении линии в плановый ремонт при полуторной схеме, например, необходимо выполнить следующее (см. рис. 2-30, схема а): отключить выключатели 4 и 5; отключить разъединитель 6; восстановить схему блока, включив выключатели 4 я 5. При введении линии в работу после ремонта нужно выполнить те же четыре операции выключателями и одну — разъединителем; общее число переключений на каждую линию 500 кВ составит в год 10 X 8 = 80.
Чтобы учесть аварийные отключения этой же линии, требующие последующего выведения ее в аварийный ремонт, следует определить ее вероятную повреждаемость за год. Удельная повреждаемость Яуд линий на 100 км длины выражается числом аварийных отключений за год и для линий 500 кВ по статистическим данным равна 0,5. При средней длине 400 км линии 500 кВ вероятное число ее аварийных отключений за год составит

Тогда число операций с выключателями линии, связанных с выведением ее в аварийный ремонт, будет 2х 8 = 16, а общее число операций выключателями на каждую линию составит 80 + 16 == 96.
Подсчитанное аналогичным способом число операций выключателями для всех присоединений сравниваемых главных схем

Схема на рис. 2-30	Число выключателей	Число операций выключателями 500 кВ за год	Вероятный простой блоков из-за несовершенства схемы за год	Затраты
шт.	%	капитальные на ячейки выключателей, тыс. руб.	расчетные ежегодные
тыс. руб.	%
а				5,6		610,6	146,0
б				9,8		416,8

Таблица 2-3

Показатель	Напряжение, кВ
До 35
Выключатели воздушные
Средняя удельная повреждаемость...	0,03	0,05	0,07	0,10	0,14
Средняя продолжительность планового ремонта одного выключателя, дни...					ю
То же, отнесенное к году	0,01	0,01	0,015	0,02	0,03
Среднегодовая трудоемкость планового ремонта одного выключателя, чел.-ч
Продолжительность аварийного ремонта, ч
Трансформаторы
Средняя удельная повреждаемость...	0,01	0,015	0,02	0,03	0,03
Продолжительность аварийного ремонта, ч
Продолжительность перекатки резервного трансформатора, ч
Продолжительность присоединения резервной фазы накладками без перекатки, ч
Линии передачи
Удельная повреждаемость на 100 км длины, число в год		2,0	1,5	1,0	0,5
Средняя продолжительность аварийного ремонта, ч
Число отключений линии за год для плановых поучастковых ремонтов	—

Примечания. 1. Плановые отключения трансформаторов блоков, повышающих и собственных нужд приурочиваются к плановым и вынужденным остановкам блока из-за неполадок в технологической части станции; средняя продолжительность одного останова блока для устранения неполадок в его тепловой части 60 ч, 2. Число вынужденных отключений блоков из-за неполадок в технологической части по эксплуатационной статистике составляет примерно 2 за каждую 1000 ч работы блока, или всего около 14 в год. 3. Для конкретных линий с резко различающейся длиной принимают следующие числа отключений на ремонт в год: для линий 110 — 220 кВ один раз на каждые 5— 10 км, для линий 330—500 кВ один раз на каждые 25—40 км.

(см., рис. 2-30) приведено в табл. 2-2. При подсчетах использовались данные об удельной повреждаемости выключателей, трансформаторов и линий, приведенные в табл. 2-3 [22].
В табл. 2-4 указан также вероятный простой блоков за год, учитывающий аварийные отключения блоков не по технологичеческим причинам, а из-за повреждений и отказов выключателей главной схемы, вероятность которых будет разной для разных вариантов схемы. При этом определяется вероятное число отключений блока из-за отказов выключателей при нормальной схеме, затем простои из-за отказов выключателей во время ремонтов выключателей, число отключений блоков из-за коротких замыканий на линиях в период ремонтов выключателей и, наконец, число отключений двух блоков одновременно из-за отказов выключателей в период ремонта двух выключателей.
Таким образом, продолжительность простоя блока, ч/год, из-за повреждения, например, выключателя
Тн = ав,
где t — продолжительность простоя блока, равная при нормальном режиме работы одному часу, т. е. времени, необходимому для выведения поврежденного выключателя в ремонт; Яв — повреждаемость выключателя.
В период ремонтов выключателей эта продолжительность будет
Tv = Ав т,
где t — продолжительность простоя, равная одному часу или, если немедленная замена поврежденного выключателя невозможна, восьми-десяти часам, необходимым для его аварийного ремонта; т — относительная среднегодовая продолжительность планового ремонта.
Результаты вычислений вероятной продолжительности простоев блока для каждого из вариантов схемы удобно свести в таблицу, в которую заносятся все элементы схемы (выключатели, трансформаторы, линии), отключение которых вызывает простой блока.

Дата добавления: 2015-05-08