При выборе схемы и параметров основных сетей рекомендуется учитывать условия питания отдельных узлов при совпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтом другого (для периода проведения планового ремонта).
Выбор схемы распределительной сети и ее параметров выполняется по нагрузкам годового максимума энергосистемы.
Для отдельных участков распределительной сети, наибольшая нагрузка которых не совпадает во времени с расчетным максимумом энергосистемы (например, сети электроснабжения сезонных потребителей), дополнительно рассматриваются соответствующие характерные режимы.
Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети (определение потокораспределения, потерь мощности и уровней напряжения) выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок (зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистем и летний минимум — для отдельных энергосистем и энергорайонов с крупными сезонными потребителями).
Для решения отдельных вопросов при необходимости выполняются расчеты других характерных режимов:
зимнего дневного максимума нагрузки — для проверки работоспособности сети, к которой присоединены ГЭС;
зимнего максимума нагрузки — для проверки работоспособности сети в часы заряда ГАЭС;
летнего минимума нагрузки — при выборе схемы выдачи мощности АЭС и т. п.
Для проверки соответствия схемы требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов при отключении наиболее загруженных линий и трансформаторов. Для ПС 330 (220) кВ рассматриваются также совпадения ремонта одной питающей ВЛ с аварийным отключением другой.
При обосновании строительства новых элементов сети выполняются расчеты соответствующих режимов работы сети без этих элементов.
При выполнении расчетов установившихся режимов работы сети рекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями.
Расчеты режимов сетей 110 кВ и выше выполняются для полной схемы сети — при всех включенных линиях и трансформаторах. Целесообразность и точки размыкания сетей 110–330 кВ должны быть обоснованы. При выполнении расчетов режимов сетей 35 кВ и выше сети 35 кВ принимаются разомкнутыми.
Мощность электростанций принимается в расчетах в соответствии с нормальными длительными режимами их работы; кроме того, проверяются также расчетные максимальные режимы работы системообразующей сети при наиболее неблагоприятном сочетании отключения агрегатов электростанций.
Расчетные напряжения на шинах электростанций принимаются выше номинальных в сети:
750 кВ — на 2,5 %;
500-330 кВ — на 5 %;
220-35 кВ — на 10 %.
Для регулирования напряжения на всех ПС 35-750 кВ следует предусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
На шинах первичного напряжения ПС в режиме максимальной нагрузки уровни напряжения должны обеспечивать получение на вторичной стороне трансформаторов (с учетом использования РПН) напряжения не ниже 1,05 номинального в нормальных и не ниже номинального — в послеаварийных режимах. В режиме минимальной нагрузки напряжение на первичной стороне подстанций 35 — 330 кВ, как правило, не должно быть выше 1,05 номинального напряжения сети; более высокое напряжение допускается при условии, что на шинах НН не будет превышено номинальное напряжение.
Наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максимальных рабочих по стандарту на 1 % для сетей 500–750 кВ и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже.
При обосновании необходимости присоединения потребителей на напряжениях 10–35 кВ к ПС с автотрансформаторами рассматривается целесообразность установки линейных регулировочных трансформаторов либо трансформаторов 110/35/10 (35/10) кВ.
Мощность и размещение КУ выбираются исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и запасов устойчивости. Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффициенты реактивной мощности (tg φ) не выше следующих значений:
Установка дополнительных КУ с целью снижения потерь электроэнергии в сетях требует технико-экономического обоснования. При этом должна учитываться целесообразность размещения КУ, главным образом, непосредственно у потребителей.
В качестве КУ используются шунтовые конденсаторные батареи. При необходимости быстрого непрерывного регулирования реактивной нагрузки могут применяться статические тиристорные компенсаторы (как правило, в системообразующих сетях).
При повышении напряжения в сети 330-500-750 кВ выше допустимого уровня (в режиме минимальных нагрузок) для компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенапряжений предусматривается установка ШР.
ШР подключаются, как правило, к линиям 750 кВ через включатели-отключатели, а к линиям 330–500 кВ — через выключатели. Количество ШР с присоединением без выключателя требует обоснования расчетами соответствующих режимов. Способ подключения ШР уточняется при проектировании соответствующих электропередач.
Раздел 5
Основное электротехническое оборудование
При разработке схемы развития энергосистемы, выборе параметров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов электростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и после — аварийных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования электростанций (генераторы) и основного электротехнического оборудования ПС (трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже.
5.1. Генераторы
5.1.1. Турбо- и гидрогенераторы
В зависимости от рода первичного двигателя синхронные генераторы делятся на турбогенераторы (с приводом от паровых или газовых турбин) и гидрогенераторы (с приводом от водяных турбин). Обозначения типов синхронных генераторов приведены ниже.
Турбогенераторы выполняются с горизонтальной осью вращения. Диаметр ротора турбогенератора значительно меньше, чем его активная длина, ротор обычно имеет неявнополюсное исполнение. Предельный диаметр ротора при частоте вращения 3000 об /мин по условиям механической прочности составляет 1,2–1,25 м. Активная длина ротора по условиям механической жесткости не превышает 6,5 м.
Стремление к увеличению единичной мощности турбогенераторов реализуется за счет внедрения более интенсивных способов охлаждения без заметного увеличения габаритных размеров. Турбогенераторы мощностью более 50 МВт изготавливаются с водородным или жидкостным охлаждением обмоток. Основные технические данные турбогенераторов мощностью 60 МВт и более приведены в табл. 5.1.
Асинхронизированные турбогенераторы обладают возможностью обеспечивать устойчивую работу с глубоким потреблением и большим диапазоном регулирования реактивной мощности. Применение асинхронизированных турбогенераторов основывается на тех же принципах, что и при выборе средств компенсации реактивной мощности других видов. Основные технические данные выпускаемых и разрабатываемых асинхронизированных турбогенераторов приведены в табл. 5.2.
Гидрогенераторы выполняются преимущественно с вертикальной осью вращения. Турбина располагается под гидрогенератором, и ее вал, несущий рабочее колесо, сопрягается с валом генератора с помощью фланцевого соединения. Так как частота вращения мала, а число полюсов велико, ротор генератора выполняется с большим диаметром и сравнительно малой активной длиной. Относительно небольшая частота вращения (60-600 об /мин в зависимости от напора воды) определяет большие размеры (до 20 м в диаметре) и массы (до 1500 т) активных и конструктивных частей гидрогенераторов. Как правило, гидрогенераторы выполняются с вертикальным расположением вала. Исключение составляют гидрогенераторы с большой частотой вращения и капсульные гидрогенераторы, которые выполняются горизонтальными. Основные технические данные гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более приведены в табл. 5.3.
Данные о мощности генераторов соответствуют их номинальному режиму работы. В часы максимума реактивной нагрузки иногда требуется работа генератора с пониженным cos φ. Длительная работа турбогенератора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением допускается только при токе возбуждения не выше номинального. У генераторов с непосредственным охлаждением, как правило, cos φ ≤ 0,95-0,96. При повышении cos φ до 1,0 длительно могут работать только генераторы с косвенным охлаждением. Максимальная реактивная нагрузка генератора при работе в режиме синхронного генератора с недовозбуждением определяется на основании тепловых испытаний и может быть оценена (для агрегатов 200 и 300 МВт) по рис. 5.1.
