псэ. ЛК №4 ПСЭ АНДРЕЕВ Н.Н. ДГ-Э8-1. Лекция 4 выбор схем, напряжений и режимов присоединения промышленных предприятий к субъектам электроэнергетики
 Скачать 341 Kb.
|
ЛК ПСЭ №4 Андреев Н.Н. ДГ-Э8-1ЛЕКЦИЯ 4 ВЫБОР СХЕМ, НАПРЯЖЕНИЙ И РЕЖИМОВ ПРИСОЕДИНЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ К СУБЪЕКТАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИВопросы для самопроверки Перечислите необходимые исходные данные для выбора схемы электроснабжения, увязав их с количественной оценкой величины предприятия и его производств (значения проектной расчетной мощности). Определяющими на начальном этапе выбора схем являются: значение расчетного максимума нагрузки Рp=Рmax и число часов использования максимума, связанных с электропотреблением, А=PmaxTmax. Исходными для окончательного выбора схемы электроснабжения служат следующие материалы: генеральный план завода с размещением основных и вспомогательных производственных зданий, и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций; данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, по составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов; перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производственных показателей и объемно-планировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления; данные по характеру производства, условиям пожаро- и взрывоопасности, включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грунта; требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников особой группы первой категории по надежности электроснабжения; данные по нагрузкам сторонних потребителей (субабонентов), подключаемых к заводским сетям; геологические и климатические данные: характер грунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температура, удельное тепловое и электрическое сопротивления; глубина промерзания грунта, уровень грунтовых вод, расчетная температура почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высота площадки завода над уровнем моря, сейсмичность; метеорологические условия: количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальная, минимальная и средняя температура воздуха; наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами; естественная освещенность; основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с установкой технологического и вспомогательного оборудования; основные архитектурно-строительные чертежи зданий и сооружений завода; данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных агрегатов, включая электрические расчеты привода) и электроосвещению объектов завода; сведения по организации электроремонта, возможности кооперации и специализации (в том числе по трансформаторно-масляному хозяйству); схему примыкающего района энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей (внешнего электроснабжения); данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источников питания, характеристика места присоединения (трансформатор и выключатель; магистральное, радиальное или концевое присоединение и параметры ЛЭП), требования к компенсации реактивной мощности со стороны энергосистемы, к устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики. Укажите применяемые напряжения и обоснуйте их выбор с учетом особенностей присоединений, обусловленных величиной предприятия и условиями энергосистем. Из принятого ряда номинальных напряжений электрических систем в нашей стране сложились две системы напряжений электрических сетей 110 кВ и выше: 110 — 220—500 кВ, достаточная для основных сетей нашей страны вплоть до середины 1980х гг.; 110 (154) —330—750 кВ, не получившая своего развития и вызывающая нарекания. В свое время выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения выполнялся в каждом проекте промышленного предприятия. Использовались обычно эмпирические формулы, применявшиеся:  Полученное расчетное значение напряжения округляют в большую сторону, ориентируясь на увеличение загрузки во времени. Сети напряжение 110 кВ являются основными распределительными сетями энергосистем, питающими крупные предприятия особо крупные имеют ввод на 220 и 330 кВ). По мере развития и роста напряжений электрических сетей, роста нагрузок потребителя растет и напряжение сети, предназначенной для распределения электроэнергии. Для потребителя на практике уже встречаются случаи, когда напряжение 110 и 220 (330) кВ выступает распределительным, замещающим 10 кВ. Развитие электрических сетей напряжением ПО кВ и выше характеризуется сетевым коэффициентом, составлявшим в бывшем СССР 1,74 км/МВт, и плотностью (отношение протяженности сетей и площади территории) электрических сетей 0,064 км/км2 (в США — соответственно 0,77 и 0,052). Решение вопросов электроснабжения предприятия, связанных с присоединением их к сетям напряжением 110 кВ и выше, должно учитывать общие технические принципы построения сети на далекую перспективу, учитывать результаты развития электроэнергетики. Изобразите узлы присоединения предприятия к РУ подстанции энергосистемы. Нормами технологического проектирования подстанций рекомендуются для РУ понижающих подстанций энергосистем схемы соединений, немного отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу присоединений схем, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух, тогда как на теплоэлектростанциях (ТЭС) оно обычно больше. Трансформаторы могут присоединяться по одному к сборным шинам только с помощью разъединителей, что объясняется редкими переключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (включают) по 10 — 20 раз в год, что требует наличия выключателя в цепи повышающего трансформатора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I категории одновременное отключение обоих понижающих трансформаторов (или AT) или питающих линий приводит к перерыву электроснабжения предприятий и большому ущербу. Наличие в системе резервной мощности никак не поможет потребителям данной подстанции. На рис 3.3 приведены аналогичные подстанциям промышленных предприятий 5УР, 4УР типовые схемы соединения РУ 6 — 750 кВ понижающих подстанций энергосистем. Трансформаторы условно показаны двухобмоточными (они могут быть трехобмоточными и автотрансформаторами на напряжениях 220—750 кВ); все трансформаторы и автотрансформаторы устанавливаются с регулировкой (напряжения) под нагрузкой (РПН). Разъединители для упрощения, как правило, не показаны. Схема линия—трансформатор (Л—Т) без коммутационной аппаратуры на ВН (рис. 3.3, а) применяется, если релейная защита линии на стороне питания охватывает понижающий трансформатор или если на выключатель линии со стороны питания передается телеотключающий сигнал при отказе трансформатора. Схема Л—Т с предохранителем у трансформатора на высокое напряжение (рис. 3.3, б) применяется, если обеспечивается селективность работы предохранителя с защитой линий, присоединенных к стороне низкого напряжения (НН) трансформатора, и с защитой питающей линии, если от нее питаются еще и другие подстанции.  Схема Л—Т с отделителем на ВН (рис. 3.3, в) применяется для автоматического отключения отказавшего трансформатора от линия, питающей несколько подстанций, при невозможности применения схемы, представленной на рис. 3.3, б. Выбор варианта производится с учетом местных условий сети и потребителей подстанции. Схема, представленная на рис. 3.3, д, применяется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствующем обосновании в этой схеме вместо отделителей могут устанавливаться выключатели. При применении схемы, представленной на рис. 3.3, д9 при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ В промышленности выключатель чаще всего устанавливают между разъединителями (в этом случае остается один мостик), что исключает автоматические переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой. Схема двойного мостика (рис. 3.3, е) применяется при двустороннем питании или транзите, допускающем разрыв связи между крайними линиями при отключении средней линии, а также при ревизии любого из двух выключателей. Эта схема не выполняет общее требование обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоединения. Поэтому для РУ 110 кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами, являющегося сетевым узлом, который может развиваться дальше, следует применить схему двойного мостика с обходным выключателем с пятью выключателями (рис. 3.3, ж). Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 3.3, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220—330 кВ следует перейти на схему, представленную на рис. 3.3, и, с установкой на всех линиях линейных разъединителей, т.е. на схему расширенного квадрата. Укажите варианты возможных присоединений предприятия с использованием ЛЭП энергосистем. Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 3.3, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220—330 кВ следует перейти на схему, представленную на рис. 3.3, и, с установкой на всех линиях линейных разъединителей, т.е. на схему расширенного квадрата. Схема расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220 — 330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым присоединены трансформаторы по схеме, представленной на рис. 3.3, з; при этом на всех четырех линиях устанавливаются линейные разъединители. В этой схеме отказ любой из двух линий, присоединенных к углам с трансформаторами» будет приводить к отключению вместе с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения линии на ремонт также потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставшихся в работе приведет к потере трех линий и одного трансформатора. Схема, представленная на рис. 3.3, /с, выполняется в РУ 110 кВ с числом присоединений до шести включительно, в том числе четырех линий и двух трансформаторов (AT). Сравните схемы высоковольтной части присоединения предприятия для 6УР системы электроснабжения. В общем случае 6УР - уровень потребителя электроэнергии - это в целом предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка. Уровень, называемый заводским электроснабжением, интегрирует нагрузки ГПП, ПГВ, ОП, ЦРП и распределительных устройств заводских ТЭЦ. С системой внешнего электроснабжения 6УР связан линиями электропередачи, которые присоединены к источникам питания энергосистемы: районным и узловым подстанциям энергосистемы; ГРУ и РУ ТЭЦ, ГРЭС, ТЭС, ГЭС, АЭС; ГПП энергосистем, находящимся на территории предприятия. Сейчас эти внешние источники питания имеют номинальное напряжение от 6 до 750 кВ. Особенность 6УР заключается в том, что для этого уровня имеются наиболее достоверные, сравнимые и обширные данные по заявленному по-i лучасовому максимуму нагрузки Р,(^^,фактическому максимуму .Рф^ах» в режимные дни, среднегодовой и среднесуточной нагрузке и др. Это же относится к сведениям по качеству электроэнергии, значениям реактивной энергии, напряжения, токов КЗ и другим сведениям, определенным техническими условиями. Но именно на этом уровне в наибольшей степени неприменима классическая электротехника, нет аналога, имеющего классический физический смысл: нет одной ЛЭП, трансформатора, выключателя и т. д. Связей (если сделать сечение по 6УР) всегда несколько, и их количество может доходить до нескольких десятков. Научитесь быстро и упрощенно изображать типовые схемы РУ подстанции предприятий и энергосистем.   Поясните основные понятия надежности, относящиеся к электроснабжению. Надежность электроснабжения исследуют по двум причинам: 1) затраты на резервирование составляют до 50 % затрат в системе электроснабжения; 2) ущерб от недостаточной надежности иногда соизмерим с затратами в системе электрики. Предельным называют состояние, при котором дальнейшее применение объектов по назначению недопустимо или нецелесообразно либо восстановление его исправного или работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. Нарушение работоспособного состояния объекта называют отказами. В качестве элемента системы рассматривается объект, представляющий собой простейшую часть системы, способную самостоятельно выполнять некоторые локальные функции. Наличие или отсутствие повреждений в объектах определяет исправное состояние, при котором он соответствует всем требованиям, установленным нормативно-технической документацией, или неисправное состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативнотехнической документации. По способности объекта выполнять заданные функции его состояния подразделяют на работоспособное, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения основных параметров, и неработоспособное, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической документации. Приведите примеры количественных показателей надежности систем электроснабжения. Показатели надежности могут выражаться количественно в единицах наработки, в календарной продолжительности эксплуатации, в вероятностях или в виде отдельных коэффициентов (безразмерных или относительных). В качестве показателей надѐжности чаще всего используются: 1 Вероятность безотказной работы R(t). 2 Вероятность отказа Q(t) =1− R(t). 3 Средняя наработка до отказа Tср – среднее значение продолжительности работы неремонтируемого устройства до первого отказа Перечислите методы исследования надежности и укажите область их применения. Методы оценки надежности электроэнергетических установок и систем. 1. Классификация режимов и методов Конечной целью расчета надежности систем ЭСН является количественная оценка комплексных показателей надежности относительно конкретных узлов нагрузки и разработка на основе полученных результатов мероприятий целенаправленного их изменения. Количественные характеристики комплексных показателей надежности зависят от состояний системы в каждый момент времени и спроса мощности и энергии в узлах нагрузки. Число дискретных состояний в сложной схеме исключительно велико. Поэтому на практике невозможно оценить надежность, не разработав эффективного метода сокращения числа рассматриваемых состояний до приемлемого уровня и достижения конкретных целей. Применяются математические методы: аналитический, топологический, логико-вероятностный. Критерием надежность ЭС в этом случае является условный недоотпуск электроэнергии ∆Wн. 2. Метод, учитывающий зависимые отказы элементов В электрических системах и отдельных ЭЭУ возможны отказы элементов, обусловленные отказами смежных элементов и сопровождающиеся КЗ. Такие отказы называются зависимыми отказами. При стационарности процессов отказов и восстановления, подчиняющихся показательному закону распределения, для зависимых отказав на интервале времени ∆t применимы основные выражения из теории вероятностей. Оцените величину ущерба от низкого уровня надежности. При решении задач, в которых учитывается надежность, необходимо уметь оценивать ущерб, вызванный нарушением нормальной работы системы. Даже если ущерб не поддается экономической оценке, он должен быть оценен хотя бы качественно. Без этого нельзя решать вопрос о целесообразном уровне надежности или о допустимой ненадежности рассматриваемой системы. В равной мере это относится и к системам энергоснабжения. Поэтому возможность оценки ущерба в той или иной мере всегда рассматривалась при решении различных задач энергетики. По мере развития энергетики, расширения масштабов электрификации и роста капитальных вложений в народное хозяйство возрастала актуальность правильной оценки ущерба, вызванного нарушением нормального энергоснабжения. Однако единого мнения в оценке ущерба не существовало. Была развернута дискуссия по этому вопросу, которая показала, что предлагаемые методы оценки ущерба, вызванного перерывами электроснабжения или снижением качества электроэнергии, отличаются не только способами учета тех или иных экономических показателей производства, но и различными экономическими предпосылками. В 1966 г. секцией промышленной энергетики научного совета по проблеме энергетики и электрификации Госкомитета по науке и технике была организована комиссия, которая подготовила единую межотраслевую методику для оценки ущерба от перерывов электроснабжения потребителей, у которых они приводят к материальным потерям. Она не распространяется на потребителей, перерыв электроснабжения которых приводит к аварии, взрывам и т. п., и на тех потребителей, где он недопустим. При разработке исходили из методики экономических предпосылок, указанных в «Типовой методике определения экономической эффективности капитальных вложений», и учитывали вероятностный характер ущерба. Утвержденная. «Методика определения ущерба потребителей от перерыва электроснабжения» явилась основой для разработки аналогичных отраслевых методик, и по ним проведен широкий, круг исследований, позволяющих оценить ущерб разных производств и технологических процессов. Во многих работах хотя и признается ущерб как экономический критерий надежности систем электроснабжения, возможность пользования им при выборе оптимального уровня надежности отвергается или ставится под сомнение по следующим причинам: а) ущерб зависит от глубины и продолжительности ННРЭ, а также от совпадения с той или иной зоной технологического процесса, вида выпускаемой продукции, используемых материалов, сырья и т. п.; б) невозможно проследить влияние недовыпуска продукции, вызванного ННРЭ, на экономику всего народного хозяйства; в) ущерб зависит от степени неожиданности возникновения ННРЭ; г) ущерб определяется производственной структурой предприятия, последняя же, как правило, неизвестна на сколько-нибудь дальнюю перспективу, поэтому нельзя нормировать некий средний ущерб; д) законы распределения вероятности будущих значений ущерба можно получить только на основе надежных массовых обобщений, но получить такую информацию вряд ли возможно; е) для ряда потребителей последствия ННРЭ не поддаются экономической оценке. Укажите различия в принципах построения схем электроснабжения предприятий, различающихся по величине заявляемой мощности. Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов: - источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии; - число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным; - схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и необходимый уровень резервирования; - распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по магистральным схемам питания. Радиальные схемы могут применяться при соответствующем обосновании; - схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питание электроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин; - все элементы электрической сети должны, как правило, находиться под нагрузкой. Резервирование предусматривается в самой схеме электроснабжения путем перераспределения отключенных нагрузок между оставшимися в работе элементами схемы. При этом используется перегрузочная способность электрооборудования и, в отдельных случаях, отключение неответственных потребителей. Наличие резервных неработающих элементов сети должно быть обосновано; - следует применять раздельную работу элементов системы электроснабжения: линий, секций шин, токопроводов, трансформаторов. В обоснованных случаях, по согласованию с энергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельная работа элементов системы электроснабжения, например, при питании ударных резкопеременных нагрузок, если автоматическое включение резервного питания (АВР) не обеспечивает необходимое быстродействие восстановления питания, с точки зрения самозапуска электродвигателей. Поясните физический смысл теоретического центра электрических нагрузок и определите местоположение источника питания для нескольких нагрузок. Теория определения местоположения источника питания основана на законах классической механики (определения центра тяжести). Имеется ряд математических методов, позволяющих аналитически определить условный центр электрических нагрузок промышленного предприятия или отдельных его цехов. При отыскании центра электрических нагрузок, например, цеха для размещения распределительной подстанции 4УР, используется план цеха с расположением ТП 10/0,4 кВ (3УР) и отдельных высоковольтных электроприемников 1УР, а при отыскании центра электрических нагрузок предприятия средней мощности (для крупного поиск центра не имеет смысла) используется его генеральный план, а в качестве отдельных потребителей рассматриваются цехи предприятия. Наибольшее распространение получил метод, согласно которому если считать нагрузки цеха равномерно распределенными по его площади, то центр нагрузок (ЦЭН) можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане (рис.4.3). В действительности же нагрузки цеха распределены по его площади неравномерно, поэтому центр нагрузок не совладает с центром тяжести цеха в плане. При разработке схемы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется размещать источники питания с наибольшим приближением к центру питаемой нагрузки, под которым понимается условный центр. Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками производств, цехов, отделений, участков, координаты их центра для размещения источника питания следующего уровня системы электроснабжения можно определить по формулам. Описанный метод отыскания центра электрических нагрузок (ЦЭН) отличается простотой и наглядностью, он легко реализуется на ЭВМ. Погрешность расчетов по этому методу не превышает 5–10 % и определяется точностью исходных данных. Для отыскания местоположения подстанций 5УР и 4УР широко применяют картограмму нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане круги , площади которых в принятом масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Аналогично на плане цеха можно разместить нагрузки отделений, участков, крупных электроприемников. Каждому цеху, отдельному зданию, сооружению соответствует окружность, центр которой совмещают с центром нагрузок цеха, т.е. с символической точкой потребления ими электроэнергии. Поэтому расположение главной понизительной или распределительной подстанции вблизи питаемых ими нагрузок позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и сократить протяженность как сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей. Картограмма электрических нагрузок дает возможность проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. нагрузок. Цехи, которые должны быть построены во вторую очередь, или нагрузки цехов, связанных с расширением производства, графически изображают различно (цветом, пунктиром). Аналогичен подход к построению картограмм реактивных нагрузок и построению их центра. Реактивные нагрузки могут питаться от конденсаторных установок, которые располагаются в местах потребления реактивной мощности, а также от синхронных компенсаторов и синхронных электродвигателей. В связи с этим для отыскания оптимальных условий и мест установки источников реактивной мощности нужно находить отдельно центры потребления реактивной мощности предприятия. |