Билет№11

Методы резервирования в СЭС.

На стадии проектирования СЭС для обеспечения требуемой надежности приходится во многих случаях как минимум дублировать отдельные элементы и даже отдельные системы, т.е. использовать резервирование.

Резервирование характерно тем, что оно позволяет повысить надежность системы по сравнению с надежностью составляющих ее элементов. Повышение надежности отдельно взятых элементов требует больших материальных затрат. В этих условиях резервирование, например, за счет введения дополнительных элементов, является эффективным средством обеспечения требуемой надежности систем.

Если при последовательном соединении элементов общая надежность системы (т.е. вероятность безотказной работы) ниже надежности самого ненадежного элемента, то при резервировании общая надежность системы может быть выше надежности самого надежного элемента.

Резервирование осуществляется путем введения избыточности. В зависимости от природы последней резервирование бывает:

• структурное (аппаратное);

• информационное;

• временное.

Структурное резервирование заключается в том, что в минимально необходимый вариант системы, состоящей из основных элементов, вводятся дополнительные элементы, устройства или даже вместо одной системы предусматривается использование нескольких одинаковых систем.

Информационное резервирование предусматривает использование избыточной информации. Его простейшим примером является многократная передача одного и того же сообщения по каналу связи. Другим примером являются коды, применяемые в управляющих ЭВМ для обнаружения и исправления ошибок, возникающих в результате сбоев и отказов аппаратуры.

Временное резервирование предусматривает использование избыточного времени. Возобновление прерванного в результате отказа функционирования системы происходит путем ее восстановления, если имеется определенный запас времени.

Существуют два метода повышения надежности систем путем структурного резервирования:

1) общее резервирование, при котором резервируется система в целом;

2) раздельное (поэлементное) резервирование, при котором резервируются отдельные части (элементы) системы.

Схемы общего и раздельного структурного резервирования представлены соответственно на рис. 5.3 и 5.4, где n - число последовательных элементов в цепи, m – число резервных цепей (при общем резервировании) или резервных элементов для каждого основного (при раздельном резервировании).

При m = 1 имеет место дублирование, а при m=2 – троирование. Обычно стремятся по возможности применять раздельное резервирование, т.к. при этом выигрыш в надежности часто достигается значительно меньшими затратами, чем при общем резервировании.

В зависимости от способа включения резервных элементов различают постоянное резервирование, резервирование замещением и скользящее резервирование.

Постоянное резервирование – это такое резервирование, при котором резервные элементы участвуют в работе объекта наравне с основными. В случае отказа основного элемента не требуется специальных устройств, вводящих в действие резервный элемент, поскольку он включается в работу одновременно с основным.

Резервирование замещением – это такое резервирование, при котором функции основного элемента передаются резервному только после отказа основного. При резервировании замещением необходимы контролирующие и переключающие устройства для обнаружения факта отказа основного элемента и переключения с основного на резервный.

Рис. 5.4

Скользящее резервирование – представляет собой разновидность резервирования замещением, при котором основные элементы объекта резервируются элементами, каждый из которых может заменить любой отказавший элемент.

Оба вида резервирования (постоянное и замещением) имеют свои преимущества и недостатки.

Достоинством постоянного резервирования является простота, т.к. в этом случае не требуются контролирующие и переключающие устройства, понижающие надежность системы в целом, и, самое главное, отсутствует перерыв в работе. Недостатком постоянного резервирования является нарушение режима работы резервных элементов при отказе основных.

Включение резерва замещением обладает следующим преимуществом: не нарушает режима работы резервных элементов, сохраняет в большей степени надежность резервных элементов, позволяет использовать один резервный элемент на несколько рабочих (при скользящем резервировании).

В зависимости от режима работы резервных элементов различают нагруженный (горячий) и ненагруженный (холодный) резерв.

Нагруженный (горячий) резерв в энергетике называют также вращающимся или включенным. В данном режиме резервный элемент находится в том же режиме, что и основной. Ресурс резервных элементов начинает расходоваться с момента включения в работу всей системы и вероятность безотказной работы резервных элементов в этом случае не зависит от того, в какой момент времени они включаются в работу.

Облегченный (теплый) резерв характеризуется тем, что резервный элемент находится в менее нагруженном режиме, чем основной. Поэтому, хотя ресурс резервных элементов также начинает расходоваться с момента включения всей системы в целом, интенсивность расхода ресурса резервных элементов до момента их включения вместо отказавших значительно ниже, чем в рабочих условиях. Этот вид резерва обычно размещается на агрегатах, работающих на холостом ходу, и, следовательно, в данном случае ресурс резервных элементов срабатывается меньше по сравнению с рабочими условиями, когда агрегаты несут нагрузку. Вероятность безотказной работы резервных элементов в случае этого вида резерва будет зависеть как от момента их включения в работу, так и от того, насколько отличаются законы распределения вероятности безотказной работы их в рабочем и резервном условиях.

В случае ненагруженного (холодного) резерва резервные элементы начинают расходовать свой ресурс с момента их включения в работу вместо основных. В энергетике этим видом резерва служат обычно отключенные агрегаты.

Расчеты надежности систем с параллельно включенными элементами зависят от способа резервирования.

Технико-экономические обоснования по выбору напряжения и схем внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий. (Неуверен)

Билет№12

Регулирование напряжения в СЭС.

Распределение электроэнергии на напряжении выше 1000В.

Билет 13

1. Применение кабелей, токопроводов, шинопроводов.

Применение кабелей

Применение кабелей и проводов полностью определяет их конструкцию и используемые для производства материалы. В зависимости от условий прокладки и эксплуатации (температурные условия, влажность, воздействие среды (земля, вода, воздух) и т. д.) различают до 10 000 марко-размеров кабельно-проводниковой продукции.  В зависимости от применения кабеля, токопроводящие жилы изготавливаются из меди или алюминия, с использованием изоляции из ПВХ-пластиката, из сшитого полиэтилена или бумажно-пропитанной изоляции. Также  в конструкцию кабеля в зависимости от условий применения кабеля могут входить электромагнитные экраны, оболочки и защитными покровами для предохранения кабеля от механических повреждений. Токопроводы и шинопроводы

Токопроводы и шинопроводы предназначены для выполнения электрического соединения аппаратов главной цепи трехфазного переменного тока частотой 50 или 60 ГЦ на номинальное напряжение от 0,4 до 35 кВ с номинальным током от 1600 до 33000 А и постоянного тока напряжением до 1,2 кВ на номинальный ток от 2000 до 6300 А на электрических станциях ГЭС, ТЭЦ, ГРЭС, АЭС, сетевых автотрансформаторных подстанциях, крупных тепловых районных котельных, а также подстанциях всех видов. Токопроводы применяются как высоковольтные электрические аппараты среднего или высокого напряжения в электрических соединениях на напряжение от 6 до 35 кВ включительно, а шинопроводы применяются как низковольтные электрические аппараты на напряжение от 0,4 до 1,2 кВ.   Токопроводы для электрического соединения трехфазного переменного тока генераторов с повышающими блочными силовыми трансформаторами , также с силовыми трансформаторами собственных нужд и другими электрическими аппаратами главной цепи ТЭЦ, ГРЭС,АЭС называются токопроводами генераторного напряжения.  Токопроводы для электрического соединения трехфазного переменного тока силовых трансформаторов собственных нужд на электростанциях со стороны напряжения 6-10 кВ со шкафами комплектных распределительных устройств называются токопроводами собственных нужд.   По конструктивному исполнению токопроводы подразделяются на пофазно-экранированные токопроводы с непрерывным экраном и с компенсированным внешним электромагнитным полем для генераторов ТЭЦ, ГРЭС,ГЭС и АЭС серии ТЭКНЕ (П) или ТЗМЭП и токопроводы с общей для трех фаз из алюминия или стали оболочкой с разделительной перегородкой или без нее серии ТЗК, ТЗКР.  Шинопроводы, применяемые в электрических соединениях силовых трансформаторов трехфазного переменного тока со стороны номинального напряжения 0,4 кВ или 1,0 кВ со шкафами серии КТПСН или другими устройствами распределения электрической энергии на ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС, или АЭС называются шинопроводами собственных нужд 0,4 кВ или 1,0 кВ.  Шинопроводы, применяемые в электрических соединениях источников питания постоянного тока напряжением до 1,2 кВ с рабочим или резервным возбудителем генераторов ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС или АЭС называются шинопроводами постоянного тока 1,2 кВ.  Токопроводы и шинопроводы на электростанциях служат для передачи электрической энергии в энергосистему и ее распределение на электрической станции среди потребителей собственных нужд, выполняющих роль в выработке электроэнергии.

2. Расчет потерь мощности и электроэнергии в СЭС.

Билет 14

1. Выбор места расположения, мощности и числа цеховых трансформаторов.

Выбор числа цеховых трансформаторов осуществляется одновременно с выбором компенсирующих устройств. Минимальное число цеховых трансформаторов определяют по формуле:   (1) где Sр — полная расчетная нагрузка потребителей на напряжение до 1 кВ; kз — коэффициент загрузки трансформаторов, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии; Sт.ном — номинальная мощность цехового трансформатора, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки. Полученное значение NTmin округляется до ближайшего большего целого числа. На выбор номинальной мощности трансформатора влияют следующие факторы: затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в этой сети и потери мощности в трансформаторах, затраты на строительную часть подстанции. Число и мощность трансформаторов зависят от распределения потребителей по площади цеха, наличия места для расположения цеховых подстанций, характера и режима работы электроприемников. В проектной практике для двухтрансформаторных цеховых подстанций при преобладании потребителей I категории коэффициент загрузки трансформаторов кзтр принимается в пределах 0,6 — 0,7. Для однотрансформаторных подстанций при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении мощность трансформаторов выбирается с учетом степени резервирования. Коэффициент загрузки цеховых трансформаторов может быть принят: при преобладании потребителей II категории 0,7 — 0,8, а при потребителях III категории — 1. При этом число трансформаторов связано с их номинальной мощностью следующим образом:   (2) где Sт.номэ — экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора. Значение Sт.номэ в выражении (2) принимают в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки. Максимальная мощность трансформаторов при плотностях нагрузки: до 0,2 кВА/м² — до 1000 кВА; от 0,2 до 0,5 кВА/м² — от 1000 до 1600 кВА; свыше 0,5 кВА/м² - 1600 и 2500 кВА. Если Sуд ≥ 0,4 кВА/м², то независимо от требований надежности электроснабжения целесообразно применять двухтрансформаторные подстанции. Выражение (2) не означает, что если вначале целесообразна установка трансформаторов 1000 кВА, то через 5 лет при росте нагрузок их заменят на большие. Обычно осуществляют дополнительную установку трансформаторов, стараясь сохранить тип и мощность. Трансформаторы мощностью 630 кВА и менее следует применять для питания вспомогательных цехов и участков предприятий. С целью наибольшего приближения цеховых подстанций к электроприемникам сети до 1 кВ рекомендуется размещать трансформаторы внутри цехов открыто, но ограждая или пристраивать в зависимости от производственных условий и требований архитектурно-строительного оформления производственных зданий и сооружений. По возможности внутрицеховые подстанции размещают в центре электрических нагрузок, это позволяет сократить протяженность сетей 0,4 кВ и уменьшить потери мощности и энергии в них. Для цехов небольшой ширины и для случая, когда часть потребителей расположена за пределами цеха, а также при затруднительном размещении подстанции внутри цеха применяют ТП, пристроенные к цеху. Возможно применение цеховых ТП с размещением щита низкого напряжения в цехе, а трансформатора — снаружи около питаемых им производственных зданий. В результате подстанция занимает значительно меньше площади цеха, чем встроенная. Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции применяют тогда, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у их наружных стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства. Отдельно стоящие ТП могут применяться также для небольших предприятий при значительной разбросанности потребителей по их территории. Внутрицеховые подстанции целесообразны, главным образом, в многопролетных цехах большой ширины и в машинных залах. На каждой открыто установленной внутрицеховой подстанции могут применяться масляные трансформаторы с суммарной мощностью до 3,2 MBA. Расстояние в свету между масляными трансформаторами разных КТП должно быть не менее 10 м. Если масляный трансформатор установлен в закрытой камере (КТП в отдельном помещении) внутри производственного здания, то расстояние не нормируется. В одном помещении внутрицеховой подстанции рекомендуется устанавливать одну КТП. Суммарная мощность масляных трансформаторов внутрицеховой подстанции, установленных на втором этаже, должна быть не более 1000 кВА. Установка выше второго этажа не допускается. В тех случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточена на отдельных участках цеха, номинальную мощность трансформаторов по критерию удельной плотности нагрузки не выбирают. С точки зрения замены поврежденных трансформаторов, а также удобства монтажа и эксплуатации, рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов, т.е. иметь ограниченное число типов трансформаторов. Выбранное число трансформаторов NTmin способно передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки к3 реактивную мощность QT, значение которой определяется по формуле: - для трансформаторов масляных и заполненных негорючей жидкостью   (3) где коэффициент 1,1 учитывает тот факт, что цеховые трансформаторы имеют, как правило, загрузку, не превышающую 0,9, и коэффициент сменности по энергоиспользованию имеет значение менее 0,9. Поэтому для масляных трансформаторов в течение одной смены может быть допущена систематическая перегрузка, равная 10 %; - для сухих трансформаторов  (4) Коэффициент 1,05 учитывает тот факт, что перегрузочная способность сухих трансформаторов, согласно правилам эксплуатации электроустановок потребителей, примерно вдвое ниже, чем масляных трансформаторов. Мощность низковольтных конденсаторных батарей составляет:   (5) где Qнк1 — мощность низковольтных конденсаторных батарей, определенных по критерию выбора минимального числа цеховых трансформаторов; Qнк1 = Qр — Qт; Qp — расчетная реактивная нагрузка потребителей до 1 кВ; Qнк2 — дополнительная мощность конденсаторных батарей, установленных в сети напряжением до 1 кВ, определенная по критерию минимума потерь в сети 6 — 10 кВ. Значение QH к2 находят по формуле:   (6) где зк н, зк в — приведенные затраты на 1 квар мощности конденсаторной батареи, установленной в сети напряжением до и выше 1 кВ соответственно; Uном — номинальное напряжение сети, кВ; R — активное сопротивление сети, питающей цеховой трансформатор (в общем случае равно эквивалентному сопротивлению сети R = Rэкв); с0 — стоимость 1 кВт • ч электроэнергии. Мощность низковольтных конденсаторных батарей QHК распределяется пропорционально значениям Qp на шинах каждого трансформатора. По найденным значениям мощностей QНКi подбирают номинальную мощность фактически устанавливаемых батарей QHКФi и уточняют загрузку трансформатора в нормальном режиме работы   (7) Загрузка силовых взаиморезервируемых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом кзав, который определяют по формуле:   (8) где Nт - число трансформаторов, принятых к установке с номинальной мощностью SТ ном. Для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВА значение k_зав не должно превышать 1,4 при длительности послеаварийного режима не менее 6 ч (время, необходимое для замены поврежденного трансформатора) и коэффициенте kз = 0,9. Для сухих трансформаторов предельное значение k_зав составляет 1,2. Для трансформаторов, заполненных жидким диэлектриком, значения коэффициентов kз и k_зав принимают как для масляных трансформаторов. Наиболее простым и дешевым решением является применение однотрансформаторных цеховых подстанций. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания электроприемников III и даже I категории. Однотрансформаторные подстанции могут применяться и для питания электроприемников I категории, если мощность последних не превышает 15 — 20 % мощности трансформатора и возможно резервирование подстанций на вторичном напряжении перемычками с АВР. Правила проектирования и общая тенденция повышения надежности электроснабжения ведет к установке двухтрансформаторных подстанций и для рассматриваемых случаев, т.е. к обеспечению всех потребителей как потребителей I категории. При установке однотрансформаторных подстанций они могут быть закольцованы на стороне 0,4 кВ (соединены магистралями или кабельными перемычками). Это обеспечивает сохранение электроснабжения при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого трансформатора до номинального значения. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах. Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций являются взаимосвязанными величинами, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха число трансформаторов будет меняться в зависимости от принятой единичной мощности КТП. При выборе цеховых трансформаторов обычно приходится сравнивать трансформаторы КТП единичной мощностью 630, 1000, 1600, 2500 кВА. Увеличение единичной мощности снижает общее количество устанавливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей, а также затраты на коммутационную аппаратуру и др., связанные с ростом токов КЗ. Практика проектирования и эксплуатации отдает предпочтение трансформаторам 1000 кВА (и в меньшей степени 630 кВА), считая эту мощность оптимальной. Комплектные ТП 6 — 10 кВ общего назначения для внутренней установки выпускаются одно- и двухтрансформаторными с трансформаторами ТМФ, ТМЗ, ТСЗ, НТЗ. Шкала трансформаторов стандартная: 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. Все КТП выпускают с вторичным напряжением 0,4 кВ, модифицированные 2КТПМ-1000-6 и 2КТПМ-2500-10 выпускаются на 0,69 кВ. Шкафы низкого напряжения КТП комплектуют шкафами типа КРН, КН, ШНВ, ШНЛ, ШНС, ШН и др. Подстанции с трансформаторами 630 и 1000 кВА комплектуют шкафами типа КН, КРН, ШРН с универсальными втычными (выкатными) автоматическими выключателями с моторным приводом или без него со следующими схемами заполнения: шкафы ввода — с выводами шин вверх на магистраль и двумя отходящими линиями; шкафы ввода и секционный — с двумя выключателями на отходящих линиях; шкаф отходящих линий — с тремя выключателями. Подстанции с трансформаторами 1600 и 2500 кВА комплектуют выключателями на вводе, которые отключают соответствующие номинальные токи и токи КЗ. На отходящих линиях могут устанавливаться выключатели, как и на подстанциях с трансформаторами 1000 кВА.

2. Снижение потребления реактивной мощности на напряжении до 1 кВ.