Справочник по проектированию электрических сетей

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 ) 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.