ИЭ / 6 сем (станции+реле) / Наиважнейшие методические пособия / Учебное пособие_Производство электроэнергии_2012 г

3)определить число и мощность резервных трансформаторов СН, решить вопрос о месте их подключения;

4)составить принципиальную схему питания СН проектируемой станции.

Расход мощности на собственные нужны станции зависит от типа и мощности станции, рода топлива и способа его сжигания, параметров пара и ряда других условий. Приближенно максимальная мощность, потребляемая на собственные нужды электростанций (в процентах от их установленной мощности), составляет:

Более подробные данные в [3, 6].

Схемы собственных нужд тепловых станций

На тепловых электростанциях для питания собственных нужд применяют два напряжения: 6 кВ для питания крупных двигателей мощностью 200 кВт и выше; 380/220В для питания более мелких двигателей, а также освещения станции.

Распределительное устройство СН 6 кВ выполняют с одной секционированной системой шин. Число секций шин 6 кВ на блочных станциях принимают равным числу блоков. Секции шин СН питаются от трансформаторов или от реактированных линий СН (в зависимости от напряжения генератора), которые присоединяют к блоку на генера-

41

торном напряжении. При наличии выключателя между генератором и трансформатором блока ответвление присоединяют, как правило, между выключателем и трансформатором.

Для блоков большой мощности, начиная с 160 МВт, требуется разделение РУ СН одного блока на две секции. Для питания этих двух секций одного блока используют трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения.

На ТЭЦ число секций шин 6 кВ должно соответствовать числу котлов. Каждую из секций или секции попарно присоединяют к отдельному источнику рабочего питания. Источниками рабочего питания являются трансформаторы или реактированные линии (последние в том случае, если напряжение генератора равно напряжению сети СН, т. е. 6 кВ), их подключают к сборным шинам генераторного напряжения.

На ТЭЦ, где есть и шины генераторного напряжения и блоки, электроснабжение СН осуществляют частично от шин генераторного напряжения и частично ответвлениями от генераторов блоков.

Резервирование СН

Число резервных трансформаторов (или линий) питания СН 6 кВ на электростанциях с поперечными связями по пару принимают: один — при 6 рабочих источниках и менее, и два — при 7 рабочих источниках и более.

Резервный источник питания на ТЭЦ присоединяют к сборным шинам генераторного напряжения (при схеме с двумя системами шин) или непосредственно к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

Мощность резервного источника питания выбирают исходя из следующих соображений:

а) при питании рабочих и резервного источников СН от шин ГРУ и присоединении к секции ГРУ одного источника рабочего питания мощность резервного источника должна быть не менее мощности

42

наиболее крупного трансформатора или реактора, установленных в качестве рабочего источника питания СН;

б) при питании рабочих и резервного источников СН от шин ГРУ и при присоединении к секции ГРУ двух источников рабочего питания мощность резервного источника должна быть равной 1,5– кратной мощности наиболее крупного источника питания СН (рабочего).

На блочных электростанциях устанавливают один резервный трансформатор СН 6кВ при числе блоков 1 и 2; два — при числе блоков от 3 до 8.

Резервный трансформатор СН на блочных станциях присоединяют к сборным шинам низшего из распределительных устройств повышенных напряжений электростанции при условии, что эти шины могут получать питание от системы в случае остановки генераторов электростанции, в том числе и через трехобмоточные трансформаторы (автотрансформаторы), соединенные в блок с генераторами. Для снижения стоимости резервного питания рекомендуется использовать как источник резервного питания СН обмотку низшего напряжения автотрансформатора связи.

Допускается резервирование СН при помощи ответвления от блока генератор — трансформатор с установкой выключателя между генератором и трансформатором (например, при наличии на станции только повышенных напряжений 500 и 750 кВ).

Мощность резервного трансформатора СН на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или останов второго блока. Ориентировочно мощность резервного трансформатора СН выбирается на ступень больше, чем рабочего. Например, для блока 300 МВт пылеугольной КЭС принимают рабочий ТСН мощностью 40 MB∙А, а пускорезервный — 63 МВ∙А. Если в схемах энергоблоков установлены выключатели, то пуск и остановок блока можно производить от рабочих ТСН, и мощность резервного ТСН

43

оказывается равной мощности рабочего. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска двигателей СН [15].

РУ СН 0,4 кВ строят по тому же принципу, что и РУ СН 6 кВ. Схемы питания СН КЭС показаны на рис. 20, а ТЭЦ — на рис. 12.

Рис. 20

Все механизмы СН на гидроэлектростанциях обычно разделяют на агрегатные, непосредственно обслуживающие работу гидротурбины и генератора, и общестанционные, обслуживающие станцию в целом, плотину, шлюз, поселок.

Для ГЭС малой и средней мощности (до 50–60 МВт) с числом агрегатов до четырех питание агрегатных и общестанционных потребителей СН выполняют объединенным на напряжение 0,4 кВ от одного или двух трансформаторов 15...6/0,4 кВ и мощностью 100...630 кВ∙А, подключаемых к главным выводам гидрогенераторов или к сборным шинам генераторного напряжения. При этом мощность каж-

44

дого из двух трансформаторов должна обеспечивать полностью электроснабжение всех потребителей ГЭС, т.е. имеется 100%-й резерв мощности (рис.21).

Рис. 21 На мощных ГЭС предусматривается раздельное питание агре-

гатных и общестанционных потребителей СН. При выборе мощности ТСН можно принять, что мощность агрегатных СН составляет около 30% от общей мощности, расходуемой на СН.

На схеме рис. 22 агрегатные потребители питаются на напряжении 380/220 В от трансформаторов СН (обычно принимается один трансформатор мощностью 100–630 кВ∙А на одинарный или укрупненный блок, присоединяемый глухой отпайкой к главным выводам генератора). Общестанционные потребители подключены к КРУ 6 кВ, которое получает питание от общестанционных трансформаторов СН ГЭС (обычно принимают два трансформатора 1800–6300 кВ∙А, 20–

45

15/6 кВ, присоединяемых при помощи отпаек с выключателями или без к главным выводам гидрогенераторов). Резервирование скрытое, т.е. мощность каждого трансформатора выбрана по всей мощности общестанционной нагрузки.

Для резерва на ГЭС мощностью более 200 МВт предусматривают третий источник, в качестве которого могут быть использованы постоянная подстанция, сооружаемая для нужд строительства ГЭС, линия небольшого напряжения (не свыше 35 кВ) или третья обмотка автотрансформатора связи.

Рис. 22

46

Резервные трансформаторы агрегатных СН присоединяют к сборкам 6 кВ общестанционных СН.

Схемы питания собственных нужд подстанций

Состав потребителей СН подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. К ним относятся электродвигатели обдува трансформаторов, осветительные приборы, механизмы смазки подшипников и насосы системы охлаждения синхронных компенсаторов. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.

Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)

На всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Для однотрансформаторных ПС (в том числе комплектных ПС заводского изготовления) питание второго трансформатора собственных нужд обеспечивается от местных электрических сетей, а при их отсутствии таких трансформатор собственных нужд подключается аналогично первому.

На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно, при этом устанавливается АВР (автоматическое включением резервирования).

На подстанциях 330 кВ и выше следует предусматривать резервирование питания собственных нужд от третьего независимого источника питания.

Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины 0,4 кВ, должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных

47

режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности их загрузки, а также перегрузочной способности.

Мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ∙А для ПС 110-220 кВ и не более 1000 кВ∙А для ПС 330 кВ и выше.

Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток используют на всех подстанциях 330–750 кВ и на подстанциях с РУ 110–220 кВ со сборными шинами; переменный оперативный ток — на подстанциях 35–220 кВ без выключателей высокого напряжения.

На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6–35 кВ, на подстанциях с переменным оперативным током — отпайкой к вводам главных трансформаторов со стороны 6–10 кВ. Это необходимо для управления выключателями 6–10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6–10 кВ.

Мощность ТСН выбирают с учетом резервирования. Шины 0,4 кВ для надежности секционируют автоматическим выключателем.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

2.1. Расчетная схема

Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи трехфазного короткого замыкания (к. з.)

Расчету токов к. з. предшествует выбор расчетных условий, в частности расчетной схемы. Последняя зависит от цели расчетов токов к. з. Если эти цели состоят в выборе и проверке электрических аппаратов и проводников по условиям к. з., то в расчетную схему должны быть включены все источники энергии, влияющие на величину тока к. з.: синхронные генераторы и компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели. Влияние асинхронных электродвигателей допустимо не учитывать при мощности электродвигателя до

48

100 кВт, если они отделены от расчетной точки к. з. токоограничивающим реактором или силовым трансформатором. А если асинхронные электродвигатели отделены от расчетной точки к. з. двумя плечами сдвоенного реактора или двумя и более ступенями трансформации, то их можно не учитывать и при больших мощностях.

При составлении расчетной схемы обычно исходят из следующих условий:

все источники, включенные в расчетную схему, работают одновременно, причем к моменту возникновения к. з. синхронные двигатели работают с номинальной нагрузкой и номинальным напряжением, а асинхронные — с 50%-й нагрузкой;

все синхронные двигатели имеют автоматическое регулирование напряжения и устройства для форсировки возбуждения;

ЭДС всех источников совпадают по фазе, если продолжительность к. з. не превышает 0,5 с;

к. з. происходит в такой момент времени, при котором ударный ток к. з. оказывается максимальным;

наиболее удаленную от точки к. з. часть электроэнергетической системы допустимо представлять в виде одного источника энергии, имеющего неизменную по амплитуде ЭДС и сопротивление, равное эквивалентному сопротивлению заменяемой части системы.

Выбор расчетных схем различных электроустановок производят путем анализа возможных схем этих электроустановок при различных режимах их работы, включая ремонтные и послеаварийные режимы.

Пример расчетной схемы показан на рис. 23. При выборе генераторного выключателя В1 необходимо рассматривать две точки. При к. з. в точке К1 через выключатель протекает ток всех источников схемы, кроме генератора; при к. з. в точке К2 через выключатель протекает ток лишь одного генератора.

Через включатель В2 при к. з. в точке К3 протекает ток от источников рассматриваемой станции; при к. з. в точке К4 — ток от источников системы. Выключатели выбирают по большему из рассмат-

49

риваемых токов к. з. Для выключателя В3 расчетной является точка К5. Этот выключатель в аварийном режиме находится в более тяжелых условиях, чем остальные выключатели данного напряжения.

Рис. 23

Для выключателя В4, установленного на реактированном ответвлении, расчетной является точка к. з. К6 за реактором.

Для выбранной точки к. з. составляют схему замещения, в которой элементы цепи показывают связанными электрически. Для удобства расчетов в установках высокого напряжения принято все сопротивления электрической короткозамкнутой цепи выражать в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.

50