ИЭ / 6 сем (станции+реле) / Наиважнейшие методические пособия / Учебное пособие_Производство электроэнергии_2012 г
.pdf
Рис. 3
Номинальное напряжение современных генераторов теплофикационных блоков мощностью более 100 МВт составляет 13,8…18 кВ, и, следовательно, местная нагрузка 6–10 кВ может быть присоединена к этим блокам только через понижающей трансформатор, включенный между генераторным выключателем и блочным трансформатором или через трехобмоточные трансформаторы.
При выполнении курсового проекта намечаются несколько вариантов структурной схемы ТЭЦ и производится выбор трансформаторов.
Для трансформаторов, связывающих РУ генераторного и повышенного напряжений ТЭЦ, составляются и анализируются предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи: в нормальном ре-
21
жиме (зимой и летом); при отключении одного из работающих генераторов; при необходимости мобилизация вращающегося резерва, когда мощность генераторов ТЭЦ увеличивается до номинальной.
Мощность, передаваемая через трансформаторы связи, в общем случае при разных коэффициентах мощности генераторов, местной нагрузки и собственных нужд:
Sрасч = 
(P г − Pмн − Pсн )2 + (Q г − Qмн − Qсн )2 ,
где P ∑г , Q∑г ―суммарная активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к распределительному устройству генераторного напряжения.
Руководствуясь требованиями надежности тепло- и электроснабжения местного потребителя, на ТЭЦ, как правило, предусматривают два трансформатора связи с системой. При выборе номинальной мощности трансформаторов связи учет их нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного генератора на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе номинальной мощности можно допускать лишь перегрузку без сокращения срока службы, т.е. использовать коэффициент kп сист. В случаях, когда расчетный режим маловероятен (отказ одного из трансформаторов связи), при выборе Sном используется коэффициент аварийной перегрузки kп ав [2, 4].
1.5. Структурные схемы гидроэлектростанций и подстанций
Гидроэлектростанции, как и районные тепловые электростанции, обычно не имеют нагрузок на генераторном напряжении и большую часть энергии передают в сеть повышенных напряжений. Поэтому схемы ГЭС в определенной степени подобны схемам КЭС: схемы мощных ГЭС строят по блочному принципу [13].
При наличии на ГЭС двух повышенных напряжений целесообразно применение автотрансформаторов, при этом часто к обмотке
22
низкого напряжения автотрансформатора подключают генератор, так как ГЭС работают в переменной части графика нагрузки, и возникают реверсивные потоки мощности через автотрансформатор.
Область применения схем ГЭС с выдачей мощности на генераторном напряжении весьма ограничена, в основном это относится к станциям малой мощности. И в этом случае структурная схема ГЭС сходна со схемой ТЭЦ с распределительным устройством генераторного напряжения.
Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН. Единой классификации подстанций, установленной нормативными документами, не существует. В зависимости от способа присоединения подстанций к сети высшего напряжения их можно подразделить на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые [2, 7].
Типовые структурные схемы подстанций с тремя или двумя напряжениями приведены на рис. 4.
Рис.4
На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рис. 4, а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН.
При наличии потребителей на напряжениях 6 – 10 и 35 кВ применяют схемы с трехобмоточными трансформаторами (рис. 4, в), на
23
узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей (рис. 4, б).
Выбор структурной схемы подстанции производится на основании технико-экономического анализа вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать число и мощность трансформаторов. Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от мощности нагрузки и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжений.
Установка одного трансформатора возможна в следующих слу-
чаях:
−от подстанции питаются неответственные приемники, причем на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены поврежденного трансформатора в течение суток;
−для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, причем для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.
Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий, и питание от системы подводится лишь со стороны высшего напряжения, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов. На очень мощных узловых подстанциях может оказаться экономически целесообразной размещение трех-четырех трансформаторов (автотрансформаторов).
На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом возможности систематических перегрузок:
Sрасч = Pмакс / cos Sном kп сист ,
где Pмакс – максимальная нагрузка наиболее загруженной обмотки трансформатора, ожидаемая на пятый год с момента ввода первого трансформатора.
24
При установке на подстанции Nт трансформаторов (Nт>1) расчетным режимом является отказ одного из трансформаторов, когда оставшиеся в работе с учетом их аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:
S расч = |
Pмакс |
|
|
Sномkп ав. |
|
cos (Nт |
−1) |
||||
|
|
||||
При проектировании принимается kп ав =1,4. Такая перегрузка допустима в течение не более пяти суток при условии, что коэффициент начальной нагрузки не превышает 0,8, а длительность максимума нагрузки не более 4 ч в сутки [4].
Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточнне трансформаторы подстанций и станций (кроме блочных) должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
После выбора оптимального варианта структурной схемы производят выбор схем РУ на всех напряжениях.
Примеры выбора структурных схем КЭС, ТЭЦ и подстанции приведены в Приложении 4.
1.6. Выбор схем распределительных устройств
Как уже отмечалось, большая часть ТЭЦ имеет распределительные устройства генераторного напряжения 6–10 кВ. К ним подключаются генераторы, трансформаторы связи с системой и значительное число линий к местным потребителям.
На генераторном напряжении ТЭЦ применяются следующие схемы [1, 2, 3]:
1. Схема с одной секционированной системой сборных шин (рис. 5) достаточно проста и наглядна. Наличие секционного выключателя повышает надежность: короткое замыкание на сборных шинах приводит к отключению только половины источников и трансформаторов связи с системой. Ремонт шин и шинных разъединителей тре-
25
бует обесточивания только одной секции станции. Схему применяют на ТЭЦ средней мощности с агрегатами 12–60 МВт.
Рис. 5
При числе присоединений на секцию свыше 6–8 вероятность повреждения и нахождения в ремонте сборных шин возрастает. В этом случае целесообразно увеличивать число секций или использовать другую схему.
2. Схема с двумя системами сборных шин, одна из которых секционирована (рис. 6).
Рабочая система шин секционируется, резервная не секционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин: ШСВ1 и ШСВ2 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после к. з. на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема менее наглядна и более сложна, чем предыдущая, к тому же более дорогая. Однако повышенная маневренность сделала ее одной из основных схем на генераторном напряжении для ТЭЦ с большим числом присоединений.
26
Рис.6
В электроустановках большой мощности возникает проблема ограничения уровня токов к. з. Для ТЭЦ актуальны следующие способы ее решения:
1)введение раздельной работы;
2)использование секционных реакторов;
3)включение реакторов индивидуальных, групповых, сдвоенных на линиях;
4)применение в качестве трансформаторов связи трансформаторов с расщепленными обмотками низкого напряжения.
Раздельная работа приводит, однако, к снижению маневренности схемы, оборудование может загружаться не наилучшим образом,
всвязи с чем возрастают потери мощности. Поэтому раздельная работа целесообразна только на мощных ТЭЦ с агрегатами свыше 100 МВт.
Токоограничивающие реакторы предназначены для ограничения токов к. з. и для поддержания на неповрежденных частях установки достаточно высокого уровня остаточного напряжения. Схемы включения реакторов показаны на рис. 7.
27
Рис. 7
Между условиями работы секционных и линейных реакторов есть существенная разница. В нормальном режиме работы переток мощности через секционный реактор мал; при симметричной схеме он равен нулю. Величина реактивности секционного реактора для ограничения токов к. з. может быть достаточно большой. Номинальный ток секционного реактора выбирают по режиму отключения одного генератора или трансформатора связи с системой, когда через реактор протекает недостающая (или избыточная) мощность секции.
Практически x р = (0,14. . .0,35) Ом, Iном р = (0,6…0,8) Iном г.
На повышенном напряжении ТЭЦ применяются следующие схемы:
1)Схема с одной секционированной системой сборных шин
(рис. 5).
2)Схема с двумя несекционированными системами сборных шин (рис. 8).
Каждое присоединение может быть подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обычно одна система шин — рабочая, другая — резервная, шиносоединительный выключатель ШСВ отключен. Перевод с рабочей системы шин на резервную осуществляется без перерыва питания.
При аварии на рабочей системе шин происходит полное погашение шин, но нормальная работа схемы быстро восстанавливается: все присоединения переводятся на резервную систему шин.
28
Рис.8
Можно повысить надежность схемы, осуществив фиксированное присоединение элементов: при этом обе системы шин находятся в работе, ШСВ включен, источники и нагрузка по возможности равномерно распределяются между системами шин. При к. з. на сборных шинах отключается ШСВ, при этом происходит отключение половины присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается.
3) Схема с двойной системой шин и обходной.
Для ревизии и ремонтов выключателей присоединений схемы с двойной системой шин используют обходную (рис. 9). Наличие обходной системы шин позволяет выводить в ремонт любой выключатель без разрыва цепи тока, заменив его обходным. Обходную систему шин можно применять и в сочетании с одиночной секционированной системой шин.
29
Рис. 9
ТЭЦ малой и средней мощности выдают в систему небольшую мощность (так как основные потребители питаются на генераторном напряжении), поэтому на повышенных напряжениях таких ТЭЦ могут быть применены более простые схемы: одна система сборных шин, схема треугольника (при одном трансформаторе и двух линиях связи), схема мостика или квадрата (при двух трансформаторах и двух линиях связи).
4) Схема мостика (может быть выполнена в двух вариантах). Схема рис. 10, а позволяет легко производить отключение линий, но для вывода из работы одного из трансформаторов необходимо отключить два выключателя и на все время выполнения необходимых операций оставить соответствующую линию без питания. Схема рис.10, б позволяет легко производить отключение трансформаторов и чаще применяется на электрических станциях. Схема мостика явля-
30