Учебники 80375

3.4. Собственные нужды электростанций и подстанций

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СН

Электроприемники СН электростанции в подавляющем большинстве представляют собой электропривод рабочих машин и механизмов (насосы, вентиляторы, мельницы, подъемники и др.), который потребляет до 90 % всей мощности СН. Остальные виды электроприемников представлены электросветильниками, обогревательными приборами, преобразовательными устройствами и сварочными трансформаторами. Система электроснабжения потребителей собственных нужд (СЭСН) проектируется после выбора электродвигателей, расчета освещения и определения нагрузок других потребителей на напряжениях 6—10 и 0,4 кВ переменного и 0,23 кВ постоянного тока.

Проектирование СЭСН начинается с выбора принципиальной схемы электрических соединений и ее привязки к главной схеме. Рабочее и резервное питание электроприемников СН осуществляется путем отбора мощности от главной схемы с помощью понижающих трансформаторов или реакторов. Для особо ответственных потребителей СН предусматриваются независимые резервные источники питания: дизель-генераторы, вспомогательные генераторы на валах главных генераторов, аккумуляторные батареи с преобразователями и инверторами, емкостные и индуктивные накопители энергии. Вспомогательные генераторы на валах главных генераторов и выбег генераторов на нагрузку СН при остановке блока в настоящее время не рекомендуются нормами.

Электроустановки СН представляют собой ответственную подсистему станции (подстанции), так как отказы этой подсистемы приводят к авариям на станциях и в ЭЭС. Электроустановки СН являются также потребителями значительной части вырабатываемой энергии. Ниже приведены максимальные нагрузки и средний расход энергии на собственные нужды для станций различного типа (в процентах):

Потребляемая мощность СН тупиковой подстанции — 50— 200 кВт, узловой подстанции — 200—500 кВт.

При проектировании СЭСН необходимо знать состав электроприемников СН на всех напряжениях, их мощность и категорию по ПУЭ. Электроприемники СН делятся на ответственные и неответственные. К первым относятся электроприемники, отказы которых приводят к нарушению нормального функционирования всей установки (станции или подстанции) или к аварии. Такие приемники относятся к I категории по ПУЭ и требуют создания резервированной СЭСН с двумя или тремя независимыми источниками питания.

Неответственными приемниками являются такие, отказы которых не приводят к нарушению режима работы станции, но вызывают задержки ремонтных и профилактических работ, создают неудобства в работе персонала. Это приемники мастерских, лабораторий, вспомогательных цехов и другие; они относятся ко II категории по ПУЭ. Для их питания предусматривается 1—2 независимых источника, с тем чтобы перерыв электроснабжения не превышал времени, необходимого на оперативные переключения или замену отказавшего элемента. Номинальные напряжения сетей СН станций: высшее — 6 или 10 кВ и низшее —0,4 или 0,66 кВ. На КЭС, ТЭЦ и АЭС, как правило, применяется

91

высшее напряжение 6 кВ. На ГЭС основные механизмы питаются от сети 0,4 кВ, а отдельные крупные механизмы — от сети 6 или 10 кВ. На подстанциях напряжение сети СН

— 0,4 кВ. Электродвигатели с номинальным напряжением 6 кВ имеют лучшие техникоэкономические показатели, чем двигатели той же мощности на 10 кВ. Более высокое напряжение в электрической сети приводит к уменьшению токов нормального режима и КЗ, облегчению условий самозапуска электродвигателей и снижению стоимости кабелей и аппаратуры.

В СЭСН на всех напряжениях в. РУСН, щитах и сборках применяется одиночная секционированная система сборных шин. Рабочее питание электроприемников одного агрегата (котла, парогенератора, турбины) производится по блочному принципу от одного источника питания, а резервное — от другого.

Предельная мощность ТСН 6—10 кВ принимается равной 1000 кВ∙А при напряжении КЗ, равном 8%. При меньшей мощности напряжения КЗ составляют от 4,5 до 5,5%. В качестве коммутационной аппаратуры в цепях электродвигателей и питающих линий сборок и щитов используются автоматические выключатели 0,4—0,66 кВ. Плавкие предохранители допустимы только в цепях освещения, сварки и неответственных двигателей.

СХЕМЫ СН ТЭС

Потребители СН КЭС делятся на блочные и станционные. Блочные потребители питаются от ТСН блоков. Общестанционная нагрузка равномерно распределяется между блоками. На стадии строительства общестанционная нагрузка питается от местной сети 6— 110 кВ, а затем переводится на сети блоков первой и второй очереди. Блочные ТСН подключаются между генератором и повышающим трансформатором. При наличии генераторного выключателя ТСН присоединяется со стороны повышающего трансформатора.

На ТЭС для питания СН применяются два напряжения: 6 кВ — для питания крупных электродвигателей мощностью 200 кВт и выше, 380/220 В — для питания мелких двигателей и для освещения. Напряжение 3 кВ вместо 6 кВ допускается при расширении станции, на которой оно уже есть.

Каждый блок мощностью 160 МВт и выше должен иметь две секции СН 6 кВ. Блоки до 120 МВт имеют по одной секции на котел. Резервирование питания секций осуществляется с помощью АВР от спаренных резервных магистралей 6 кВ, идущих от резервных ТСН (РТСН). Резервные выключатели секционируются выключателями через 2— 3 блока и имеют выключатель на вводе от РТСН. Число РТСН при отсутствии генераторных выключателей принимается равным: 1 (при числе блоков до двух); 2 (от 3 до 6 блоков); 3, причем один в виде складского резерва (7 блоков и более). При наличии генераторных выключателей: 1 (до 2 блоков); 2, причем один в виде складского резерва (3 блока и более). Мощность каждого резервного трансформатора принимается равной мощности рабочего.

На каждом блоке предусматриваются две секции СН 0,4 кВ. Каждая секция имеет рабочее и резервное (с АВР) питание. Рабочее питание секций 0,4 кВ осуществляется от секций 6 кВ своего блока, резервное — от секций 6 кВ из других блоков. Варианты схемы СН 6 кВ КЭС приведены на рис.3.32. В схемах на рис.3.32, а, 6 используются так называемые пускорезервные трансформаторы (ПРТ). Мощность рабочего ТСН выбирается по мощности блочной нагрузки с учетом доли общестанционной нагрузки, подключенной к секциям блока. В этих схемах ТСН не обеспечивают пуск и остановку блока, для этой цели и применяются ПРТСН, каждый из которых должен обеспечить замену ТСН одного блока и одновременный пуск или остановку второго блока.

Обычно РТСН и ПРТСН подключаются к сети более низкого из повышенных напряжений КЭС, к третичным обмоткам автотрансформаторов связи или к ответвлению от блоков, имеющих генераторные выключатели. На всех ТЭС РТСН, ТСН, ПРТСН должны обеспечивать самозапуск механизмов СН без мероприятий по ступенчатому включению

92

двигателей при расчетном времени перерыва питания 2,5 с. Практически мощность ПРТСН выбирается на ступень выше по шкале номинальных мощностей, чем мощность ТСН. Мощность РТСН принимается равной мощности ТСН.

Принимаемая мощность трансформаторов СН должна быть согласована с допустимым уровнем токов КЗ в сети 6 кВ по отключающей способности выключателей и допустимому перегреву кабелей. При этом ток КЗ следует вычислять с учетом подпитки от электродвигателей 6 кВ.

Рис.3.32. Схема СН 6 кВ КЭС без генераторных выключателей у всех блоков (а), у части блоков (б, блоки 2—5) и с генераторными выключателями у всех блоков (в)

Пример схемы СН 0,4 кВ для блоков 300 МВт показан на рис.3.33. Система резервирования питания секции 0,4 кВ должна обеспечивать запуск электродвигателей ответственных механизмов, а также питание средств пожаротушения, и освещения в том случае, когда прервано электроснабжение секций 6 кВ резервируемых блоков.

93

Рис.3.33. Схема СН 0,4 кВ КЭС с блоками 300 МВт

Число секций 6 кВ на ТЭЦ принимается равным числу котлов. На ТЭЦ смешанного типа — с неблочной (с поперечными связями по пару) и блочной частями — число секций в первой должно соответствовать числу котлов, а во второй — зависит от мощности блоков, как на КЭС. Рабочее питание секций 6 кВ СН ТЭЦ осуществляется от шин генераторного напряжения, причем блочной части — от соответствующего блока. Резервирование питания секций 6 кВ осуществляют от шин генераторного напряжения (рис.3.34).

Число резервных трансформаторов (или линий) на ТЭЦ с поперечными связями принимается по одному на каждые шесть рабочих. При этом к одной секции шин генераторного РУ (ГРУ) не должно присоединяться более двух рабочих ТСН. Резервные и рабочие трансформаторы или линии подключаются к различным секциям ГРУ.Мощность резервного источника с учетом перегрузочной способности для каждой секции СН 6 кВ должна быть не меньше мощности рабочих источников питания.

Для каждого котла (или турбины, если число турбин больше числа котлов) предусматривается секция РУСН 0,4 кВ главного корпуса. При блочной тепловой схеме должно быть не менее двух секций 0,4 кВ на блок. Общестанционная нагрузка равномерно распределяется между секциями 0,4 кВ. Допускается иметь в главном корпусе ТЭЦ отдельные общестанционные секции 0,4 кВ (не менее двух). Резервные источники питания РУСН 0,4 кВ должны обеспечивать самозапуск ответственных механизмов, а также обеспечивать питание системы пожаротушения и освещения при перерыве питания СН б кВ.

Часть секций 0,4 кВ блоков разделяется с помощью автоматического выключателя на две полусекции, к одной из которых присоединяются ответственные потребители. На эту полусекцию после отделения ее при исчезновении напряжения и включается (автоматически) резервный источник питания.

На каждые шесть рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ ТЭЦ принимается по одному резервному при тепловой схеме с поперечными связями (неблочной). При блочной тепловой схеме один резервный трансформатор 6/0,4 кВ ставится на два блока, даже если число рабочих трансформаторов меньше шести.

94

Рис.3.34. Схема СН 6 кВ ТЭЦ

На случай полного исчезновения более чем на 30 мин напряжения на шинах станции, связанных с системой, предусматривается надежное питание ответственных потребителей 0,4 кВ (электродвигатели валоповоротных устройств, подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей, контрольно-измерительные приборы и автоматика, аварийное освещение и пожаротушение) от неблочной части, если она есть, или от ближайших электростанций, или от аварийных дизель-генераторов.

ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СН АЭС

Потребители СН АЭС делятся в соответствии с требованиями надежности их питания на три группы.

Кпотребителям 1-й группы относятся системы управления и защиты реактора (СУЗ), контрольно-измерительных приборов (КИП) и устройств автоматики реактора, дозиметрического контроля, часть аварийного освещения, маслонасосы постоянного тока турбогенераторов и др. По условиям безопасности перерыв питания допускается только на доли секунды (время отключения КЗ) во всех режимах, в том числе и в режиме полного исчезновения напряжения на рабочих и резервных трансформаторах СН, Потребители 1-й группы должны функционировать после срабатывания аварийной защиты (A3) реактора.

Кпотребителям 2-й группы относятся механизмы расхолаживания реактора (аварийные питательные насосы, аварийные насосы технической воды, насосы промежуточного контура), насосы вентиляционных систем охлаждения помещений, первого контура, маслонасосы переменного тока турбогенераторов, валоповоротные устройства, разгрузочно-перегрузочная машина и др. Перерыв питания по условиям безопасности допустим в зависимости от типа реактора и технологической схемы на время от десятков

95

секунд до десятков минут. Эти потребители также должны функционировать после срабатывания A3 реактора.

Для потребителей 1-й и 2-й групп создается специальная система надежного питания с числом секций, равным числу систем безопасности. В нормальном режиме потребители (1- й и 2-й групп) переменного тока получают питание от общей сети СН АЭС, а потребители постоянного тока — от аккумуляторных батарей. В аварийных режимах, при потере питания от общей сети СН, все потребители 1-й группы получают, питание от аккумуляторной батареи — либо непосредственно, либо через специальные преобразователи (обратимые двигатели-генераторы, тиристорные или вентильные преобразователи). Потребители 2-й группы в аварийных режимах получают питание либо от дизель-генератора, либо от газотурбинных установок с быстродействующим автоматическим пуском, а также от близко расположенных ГЭС.

К потребителям 3-й группы относятся главные циркуляционные насосы (ГЦН) и газодувки (на АЭС с газовым теплоносителем). Потребители 3-й группы наиболее энергоемки и мощны, однако они не требуют повышенной надежности питания, допуская перерыв электроснабжения на время действия АВР. После срабатывания A3 реактора их функционирование не требуется.

СХЕМЫ СН ГЭС И ГАЭС

Потребители СН ГЭС и ГАЭС — агрегатные и общестанционные— в отношении требований надежности разделяются на две группы. К 1-й группе относятся электроприемники I категории по ПУЭ, перерыв электроснабжения которых может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки энергии, разрушению гидросооружений. Это — системы технического водоснабжения агрегатов (водяная смазка турбинного подшипника, маслоохладители подпятников и подшипников агрегатов, воздухоохладители генераторов), охлаждения трансформаторов, возбуждения генератора, пожаротушения, маслонапорные установки гидроагрегатов, аварийное освещение, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов, насосы промышленных и городских водозаборов (если они есть).

Ко 2-й группе относятся все прочие, менее ответственные потребители (II и III категории по ПУЭ).

Электроприемники СН ГЭС обычно питаются от сети 0,4 кВ. На мощных ГЭС может быть некоторое число приемников 6 — 10 кВ (шлюзы, судоподъемники, линии к головным сооружениям и поселку и др.).

Согласно НТП для электроснабжения потребителей СН ГЭС предусматривается не менее двух независимых источников питания. На время остановки всех гидрогенераторов питание осуществляется от одного источника при условии, что один из генераторов находится в резерве. Питание электроприемников 1-й группы должно осуществляться от двух независимых источников с включением второго от АВР. Шины РУ 0,4 кВ приемников 1-й группы секционируются автоматически выключателями, и каждая секция получает питание от своего независимого источника. Схема СН должна обеспечивать самозапуск электродвигателей ответственных механизмов.

На ГЭС малой и средней мощности применяется схема СЭСН с общим питанием агрегатных и общестанционных СН (рис.3.35, а, б). На ГЭС большой мощности, а иногда и средней, применяется схема с раздельным питанием агрегатных и общестанционных СН (рис.3.35, в). К агрегатным потребителям СН относятся: маслонасосы и компрессоры МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, компрессоры системы торможения агрегатов, лекажные насосы, вентиляторы и насосы системы охлаждения трансформаторов. Трансформаторы агрегатных потребителей СН 6/0,4 кВ выбираются по суммарной нагрузке Агрегатов из условий работы без перегрузки с явным резервом. Трансформаторы СН (рабочие, резервные на 6 кВ и выше) выбираются из условий работы с аварийной

96

перегрузкой и скрытым резервом. Для электроснабжения большинства агрегатных и общестанционных потребителей СН 0,4 кВ применяются сухие трансформаторы единичной мощностью до 1000 кВ∙А включительно (при напряжении КЗ uк=8 %).

Рис.3.35. Схема СН ГЭС с общим (а и б) и раздельным (в) питанием агрегатных и общестанционных потребителей

Схемы СН ГАЭС выполняются по тем же принципам, что и схемы ГЭС. Их отличает только схемное решение способа пуска агрегатов в турбинном и насосном режимах, необходимость изменения направления вращения при изменении режима. Подключение ТСН производится со стороны системы до устройства переключения фаз. Переключение фаз может быть выполнено как разъединителями, так и выключателями.

Прямой асинхронный пуск в насосном режиме от полного напряжения сети применяется для обратимых гидроагрегатов мощностью до 200 МВт. При этом необходимо обеспечить не только допустимый уровень напряжения на шинах станции, но и работу таких

97

механизмов пускаемого агрегата, которые облегчают условия пуска (компрессор для отжатия воды из камеры рабочего колеса, насос подачи масла под давлением в подпятник для подъема ротора и др.).

Синхронный частотный пуск в насосном режиме осуществляется с помощью соседнего гидрогенератора, разворачиваемого гидротурбиной. Ведущий гидроагрегат соединяется с пускаемым с помощью временной перемычки, предусмотренной в главной схеме. Специальных решений в схеме СН не требуется. Частотный пуск может осуществляться с помощью статического преобразователя частоты трансформаторного типа, питаемого от сети СН. Мощность, потребляемая преобразователем, составляет 10—20 % мощности пускаемого агрегата. Для питания преобразователя требуется напряжение 6 кВ. При частотном пуске, так же как и при других способах, для облегчения условий работы машин применяется отжатие воды из камеры рабочего колеса и подъем ротора давлением масла в подпятнике.

СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИЙ

Приемники СН подстанций по степени ответственности делятся на три группы. Первая группа — это приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания электроприемников 1-й группы необходимы два источника с автоматическим включением резерва (I категория по ПУЭ).

Вторая группа — это приемники, отключение которых допустимо на 20—40 мин для подстанций с дежурным персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемника этой группы осуществляется вручную (II категория по ПУЭ).

К третьей группе относятся приемники, отключение которых допустимо на более длительное время (III категория по ПУЭ).

По режиму включения в работу электроприемники СН подстанции разделяются на постоянно включенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты); включаемые периодически в зависимости от температуры наружного воздуха, от изменения режима, при перерывах и т. д.; включаемые во время ремонтов.

Постоянно включенные приемники 1-й группы: оперативные цепи, электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, аппаратура связи и телемеханики, электродвигатели системы смазки и охлаждения, синхронных компенсаторов.

Периодически выключаемые приемники 2-й группы: электродвигатели компрессоров, зарядно-подзарядные устройства аккумуляторной батарей, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев аппаратуры и шкафов высокого напряжения; 3-й группы — вентиляция и технологическая нагрузка вспомогательного здания, мастерские, электроинструмент, ремонтное освещение и т.п.

Включаемые при ремонте приемники 1-й группы: электродвигатели насосов пожаротушения; 3-й группы — маслоочистительная установка, грузоподъемники.

Мощность потребителей СН подстанций невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов напряжением 6- 35/0,4 кВ. На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность каждого ТСН с НН 0,4 кВ. должна быть не более 630 кВА для подстанций 110-220 кВ и не более 1000 кВА для подстанций 330 кВ и выше.

Присоединение ТСН к питающей сети зависит от системы оперативного тока.

На подстанциях с постоянным оперативным током ТСН присоединяются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6—35 кВ, а при отсутствии этих РУ к обмотке НН основных трансформаторов (рис. 3.36, а).

98

На подстанциях с переменным или выпрямленным оперативным током ТСН присоединяются через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем (рис. 3.36, б).

В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединённых к питающим ВЛ, ТСН допускается присоединять к шинам НН подстанции. При питании оперативных цепей переменного тока от ТСН последние следует присоединять к ВЛ, питающим ПС. Вне зависимости от системы оперативного тока целесообразно присоединять РТСН к независимому источнику, например, к линии 6—35 кВ от соседней подстанции [2].

а

б

Рис. 3.36. Схемы подключения ТСН на подстанциях:

а – с оперативным постоянным током; б – с оперативным переменным током

На подстанциях может быть один или несколько щитов СН 380/220 кВ в зависимости от компоновки оборудования на ОРУ и в машинном зале. Питание потребителей 1-й группы осуществляется по радиальным схемам, а 2-й и 3-й — по магистральным. Пример схемы СН

99

подстанции 110 кВ приведен на рис.3.37. Шины 0,4 кВ щитов СН секционируются автоматическими выключателями.

Схемы СН подстанций для насосных станций заимствуются из типовых проектов ГЭС малой мощности и подстанций 110— 220 кВ потребителей с развитой системой шин 6—10 кВ.

Рис.3.37. Схема СН типовой двухтрансформаторной подстанции 110 кВ

ВОПРОСЫДЛЯСАМОПРОВЕРКИ

1.Для каких целей используют системы оперативного тока?

2.Какие достоинства и недостатки имеет система постоянного оперативного тока?

3.Какие меры принимают для повышения надёжности сетей постоянного оперативного тока?

4.Назовите источники переменного оперативного тока.

5.В каком случае применяется система выпрямленного оперативного тока?

6.В чем особенности схем комбинированного питания в системе переменного оперативного тока?

7.Как определяются необходимый заряд и ёмкость конденсаторных устройств питающих электромагниты приводов выключателей?

8.Какие причины приводят к увеличению погрешностей измерительных трансформаторов тока?

9.Области применения трансформаторов тока в зависимости от класса точности.

10.На каком принципе основана работа оптико-электронных измерительных трансформаторов тока?

100