Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Электрические станции и подстанции. В 2 частях. Ч.2.. Учебное пособие.pdf
Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться выключатели нагрузки.
В этом случае повреждение в любом энергоблоке приводит к отключению выключателя Q1.
На современных ТЭС отпайка к трансформатору с.н. выполняется
комплектным токопроводом с разделёнными фазами, которые обеспечивают высокую надёжность работы, практически исключая междуфазные КЗ в этих со
единениях, поэт
ому никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении к трансформатору с.н. не предусматривается.
Если ответвление к ТСН от блока GT выполнено открытой ошиновкой
или кабелями, то устанавливается выключатель, рассчитанный на КЗ на
открытой ошиновке или кабелях [11] (на рис. 3.5, а показан пунктиром).
Схема блока генератора с автотрансформатором, изображенная на
рис. 3.5, б, нашла свое п
рименение при
наличии двух повышенных
напряжений на КЭС. При повреждении в генераторе срабатывает выключатель Q3 связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При нарушении работы на шинах напряжением 110 – 220 кВ
или 500 – 750 кВ сработает Q2 или Q1 соответственно, а блок останется работать на шины напряжением 500 – 750 или 110 – 220 кВ. Для
сохранения работы блока или автотран
сформатора при рем
онте выключателей устанавливают разъединители между выключателями Ql,
Q2, Q3 и автотрансформатором.
На практике для упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330 – 750 кВ объединяют два блока с отдельными трансформаторами под один общий выключатель Q1 (см. рис. 3.5, в). Для обеспечения большей надёжности работы генераторов установлены выключатели Q2, Q3, позволяющие включать генераторы на пар
аллель
ную работу.
Использование объединённых энергоблоков допустимо в мощных
энергосистемах, которые располагают достаточным резервом и пропускной способностью межсистемных связей.
С целью упрощения РУ 220 – 750 кВ рекомендуется присоединение блоков генератор–трансформатор–линия GTW непосредственно к
районным подстанциям (см. рис. 3.5, г). В цепи генератора устанавли-
вается выключатель Q или выключатель нагрузки QW, в цепи ли
на электростанции
выключатель может не устанавливаться. РУ на рай-
нии
онной ПС должно удовлетворять требованиям надёжности РУ ТЭС.
В схемах с блоками GTW снижаются токи КЗ, так как их значения ограничиваются сопротивлением линий. Однако указанные схемы имеют
существенный недостаток: при повреждении линии отключается энергоблок на всё время её рем
ки GTW
на высоком напряжении присоединяются к уравнительной
онта. Для устранения этого недостатка бло-
системе шин или к уравнительно-обходному многоугольнику. Более
подробный анализ схемы дан в [12].
61
3.2.3. Типовые схемы мощных КЭС
На современных КЭС устанавливаются энергоблоки 500, 800,
1000, 1200 МВт. Выдача электроэнергии производится на напряжениях
220, 330, 500, 750 кВ. На большинстве КЭС устанавливают два РУ ВН,
их связь осуществляется при помощи трёхфазных трёхобмоточных
трансформаторов или автотрансформаторов, их мощность подбирается
с учётом перспективы нагрузок на обоих напряжениях. Как правило,
устанавливается два трансформатора или автотрансформатора. При
невозможности поставки трёхфазных трансформаторов необходимой
мощности, применяют группу из двух трёхфазных трансформаторов
или группы, из однофазных трансформаторов с одной резервной фазой.
Связь двух распределительных устройств повышенного напряжения
может осуществляться по схеме блока генератор–трансформатор.
При наличии нескольких вариантов схем в первую очередь выбираются те, которые обеспечивают требования надёжности, затем предпочтение отдаётся более простому и экономичному варианту, и наконец,
варианту, в котором требуется наименьшее количество операций с
выключателями и разъединителями РУ ВН во время оперативных переключений.
На рисунке 3.6 показана схема КЭС с шестью блоками по 800 МВт.
РУ 330 кВ выполнено по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ
750 кВ выполнено по схеме шестиугольника с возможностью перехо
да
на схемы 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение при увеличении
числа цепей.
62
Рис. 3.6. Схема КЭС 6×800 МВт
Связь между РУ осуществляется двумя автотрансформаторами,
на стороне НН которых включен резервный трансформатор собственных нужд (РТ2). Второй резервный РТ1 присоединен к РУ 330 кВ. Во
всех блоках GT установлены генераторные выключатели согласно
требованию [11]. При увеличении числа линий 330 кВ до восьми устанавливаются два выключателя и присоединяются две дополнительные
линии (на рис. 3.6 показано пунктиром).
3.3. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ АЭС
3.3.1. Особые требования к схемам АЭС
Как и схемы других электростанций (ТЭЦ, КЭС), схемы АЭС
должны выполняться в соответствии с требованиями, изложенными
ранее (см. п.п. 3.1.2 и 3.2.1), в отношении надёжности, гибкости, удобства эксплуатации, экономичности.
Особенности технологического процесса АЭС, большая мощность реакторных энергоблоков, достигающая на современных электростанциях 1500 МВт, выдача всей мощности в энергосистему
по линиям 330 – 1150 кВ предъявл
яют ряд особых требований к АЭС
[13]:
главная схема АЭС выбирается на основании схемы сетей
•
энергосистемы и того участка, к которому присоединяется данная
электростанция;
•
схема присоединения АЭС к энергосистеме должна обеспечи-
вать в нормальных исходных режимах на всех стадиях сооружения
АЭС выдачу полной введённой мощности АЭС и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия противоаварийной
автоматики при отключении любой отходящей линии или трансформатора связи;
•
в ремонтных режимах, а также при отказе выключателей или
устройств релейной защиты устойчивость АЭС должна обеспечиваться
действием противоаварийной автоматики на разгрузку АЭС. Учитывая
эти требования, на АЭС, начиная с первого введённого энергоблока,
связь с энергосистемой осуществляется не менее чем тремя линиями.
При выборе главной схемы АЭС учитываются: единичная мощность агрегатов и их число; напряжения, на которых выдаётся мощно
сть в энергосистему; значение перетоков между РУ различных напряжений; токи КЗ для каждого РУ и необходимость их ограничения;
значение наибольшей мощности, которая может быть потеряна при
повреждении любого выключателя; возможность присоединения одного или нескольких энергоблоков непосредственно к РУ ближайшей
63
районной подстанции; применение, как правило, не более двух РУ повышенных напряжений и возможность отказа от автотрансформаторов
связи между ними.
Распределительные устройства 330 – 1150 кВ АЭС должны быть
выполнены исключительно надёжно [2]:
•
повреждение или отказ любого выключателя, кроме секцион-
ного или шиносоединительного, не должны, как правило, приводить к
отключению более одного реакторного блока и такого числа линий,
которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;
•
при повреждении или отказе секционного или шиносоедини-
тельного выключателя, а также при совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого, допускается отключение
двух реакторных блоков и такого числа линий, которое допустимо по
условию устойчивости энергосистемы;
•
отключение линий, как правило, должно осуществляться не
более чем двумя выключателями;
отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов
•
с.н. и связи – не более чем тремя выключателями.
Таким требованиям отвечают схемы 4/3, 3/2 выключателя на присоединение (см. рис. 2.5, 2.6), блочные схемы генератор–трансформатор–линия, схемы с одним или двумя многоугольниками.
Распределительное устройство 110 – 220 кВ АЭС выполняется с
одной или двумя рабочими и обходной системами шин. Рабочая система шин секционируется при
числе присоединений более 12. Свойст-
ва этих схем рассмотрены ранее (см. рис. 2.1, в, 2.2, б).
3.3.2. Схемы блоков АЭС и места присоединений рабочих
трансформаторов собственных нужд
Согласно [13] в схемах блоков генератор–трансформатор устанавливается выключатель между генератором и трансформатором.
Рабочий трансформатор с.н. присоединяется отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается. На АЭС в
схемах блоков с двухобмоточными трансформаторами устанавливается генераторный выключатель (см. рис. 3.5, а), он необходим по следующим соображе
при отключении генератора сохраняется питание с.н. от рабо-
•
ниям [2]:
чего трансформатора с.н.;
уменьшается количество операций выключателями ВН, так
•
как останов и включение генератора могут производиться генераторным выключателем Q2;
64
• уменьшается количество операций выключателями рабочего и
резервного питания на секциях 6 кВ, так как рабочий трансформатор
с.н. используется для пуска и останова энергоблока; возможно применение схем блоков генератор–трансформатор–линия без выключателей
на стороне ВН.
На некоторых действующих АЭС генераторный выключатель в
схемах энергоблоков не установлен, так как во время их ввода в эксплуатацию от
сутствовали надёжные
нальные токи. В настоящее вре
выключатели на боль
мя в качестве генераторного выключа-
шие номи-
теля широко применяется специальный коммутационный аппарат
КАГ-24, который используется для включений генератора при синхронизации и для коммутаций в нормальных режимах. При КЗ в генераторе или трансформаторе отключается Q1.
Если на АЭС устанавливаются два турбоагрегата на реактор, то
елесообразн
ц
о применить объединённый энергоблок (см. рис. 3.5, в).
В таком энергоблоке число выключателей ВН уменьшается, чем достигается значительная экономия при сооружении РУ 330 – 750 кВ.
По тем же соображениям применяется объединённый энергоблок
(рис. 3.7), когда два генератора присоединяются к одному повышающему трансформатору с расщеплённой обмоткой НН.
Рис. 3.7. Схема объединенного энергоблока
генератор–трансформатор на АЭС
65
В таком энергоблоке на генераторном напряжении могут устанавливаться по два выключателя Q2, Q3 и Q4, Q5. Трансформатор с.н.
присоединяется между этими выключателями. При повреждении в
блочном трансформаторе отключаются Ql, Q2, Q4, при этом трансформаторы с.н. останутся присоединенными к турбогенераторам, следовательно, можно использовать энергию выбега агрегата для электроснабжения ответственных механизмов с.н. Такие энергоблоки прим
е-
няются на АЭС с канальными водографитовыми реакторами.
Кроме рассмотренных энергоблоков, на АЭС применяются энергоблоки генератор–автотрансформатор (см. рис. 3.5, б). На каждые
шесть однотипных блочных трансформаторов предусматривается один
резервный, готовый к перекатке [13].
3.3.3. Типовые схемы АЭС
Учитывая высокие требования к схемам АЭС, проектные организации разрабатывают главные схемы электрических соединений для
каждой конкретной АЭС. Рассмотрим наиболее характерную схему
АЭС с канальными кипящими реакторами мощностью 1500 МВт
(РБМК-1500) и турбогенераторами 800 МВт (рис. 3.8). Выдача мощности АЭС осуществляется на напряжении 750 и 330 кВ.
66
Рис. 3.8. Схема АЭС с реакторами энергоблоками 1500 МВт
РУ 330 кВ сооружается по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ 750 кВ выполнено по схеме двух связанных четырехугольников с выключателями в перемычках. Генераторы G3, G4 и G5, G6 образуют укрупнённые энергоблоки, что позволяет применить экономичную схему четырёхугольника после введения в строй третьего реакторного энергоблока. Четвертый реакторный энергоблок с генераторами G7, G8 присоединяется ко второму четырехуг
ольнику 750 кВ.
При дальнейшем расширении АЭС и установке пятого реакторного
энергоблока генераторы G7, G8 и вновь установленные G9, G10 будут
объединены в укрупнённые энергоблоки. Линии 750 кВ имеют пропускную способность около 2000 МВт, поэтому три линии вполне обеспечат выдачу всей мощности присоединённых энергоблоков с учётом
возможного расширения.
Шунтирующие реакторы LR1–LR3 присоединены к линиям через
отдельные выключатели. Связь между РУ 330 и 75
0 кВ осуществляется группой из трёх однофазных автотрансформаторов (предусматривается установка резервной фазы). Резервные трансформаторы с.н. присоединены: РТ1 – к районной подстанции 110 кВ; РТ2 – к РУ 330 кВ;
РТЗ – к среднему напряжению автотрансформатора связи с возможностью переключения на РУ 330 кВ; РТ4 – к обмотке НН автотрансформатора.
3.4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ
3.4.1. Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного
напряжения
Потребители электроэнергии, расположенные на расстоянии
3…5 км, могут получать электроэнергию от ТЭЦ с генераторами 63
МВт на генераторном напряжении. В этом случае на ТЭЦ сооружается ГРУ 6…10 кВ, как правило, с одной системой шин, секционированной и реактированной. На основании проекта электроснабжения
потребителей, количество и мощность генераторов, присоединенных
к ГРУ, должны быть такими, чтобы при остан
ове одного генератора
оставшиеся полностью обеспечивали питание потребителей [2, 7].
По линиям 110 и 220 кВ производится связь с энергосистемой и
выдача избыточной мощности. Если предусматривается присоединение большого числа линий 110, 220 кВ, то на ТЭЦ сооружается РУ с
двумя рабочими и обходной системами шин.
При росте тепловых нагрузок ТЭЦ могут быть установлены турбогене
раторы мощностью 120 МВт и более. В связи с резким увеличе-
нием токов КЗ и отличием номинального напряжения этих генерато-
67
ров (15,75; 18 кВ) от напряжения распределительных сетей, также турбогенераторы не присоединяются к сборным шинам генераторного
напряжения (6…10 кВ). Работающие на шины 110…220 кВ мощные
генераторы соединяются в блоки.
3.4.2. Схемы блочных ТЭЦ
К огромному распространению блочных схем привёл рост единичной мощности турбогенераторов (120, 250 МВт), используемых на
ТЭЦ. Потребители 6…10 кВ в схеме, изображённой на рис. 3.9, получают питание реактированными отпайками от генераторов G1, G2;
потребители, находящиеся более далеко, питаются через подстанции
глубокого ввода от шин 110 кВ. Ток короткого замыкания уменьшается на стороне 6…10 кВ, благодаря параллельной работе генераторо
высшем напряжении. Данная схема, как и всякая блочная, даёт экономию оборудования, а ускорить монтаж электрической части позволяет
отсутствие громоздкого ГРУ. Потребительское КРУ содержит две секции с АВР на секционном выключателе. Для более надёжного электроснабжения цепи генераторов содержат выключатели Q1, Q2. Трансформаторы связи Т1, Т2 должны быть раасчитаны на выдач
быточной активной и реактивной мощности, а так же снабжены РПН.
Устройство РПН (на рис. 3.9 показано пунктиром) также может
быть предусмотрено на трансформаторах блоков G3, G4, это позволяет
обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ
при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Колебания напряжения в устано
наличие РПН у данных т
рансформаторов.
вках с.н. уменьшает
Соединённые в блоки, турбогенераторы G5, G6 устанавливают
при дальнейшем расширении ТЭЦ. Линии 220 кВ этих блоков соединяются к близлежащей районной ПС. При недостаточной чувствительности релейной защиты ПС к повреждениям в трансформаторах
Т5, Т6 предусматривают передачу телеотключающего импульса или
устанавливают выключатели 220 кВ Q7, Q8. Выключатели Q5
зводят отключение генераторов.
прои
Схема РУ 220 кВ значительно упрощается в случае, если связь
между РУ 110 и 220 кВ не предусмотрена. В этом случае связь сетей
110 и 220 кВ осуществляется на ближайшей районной подстанции.
Блочный тип характерен для современных мощных ТЭЦ
(500…1000 МВт). Надёжность питания с.н. и РУ высокого напряжения
повышает установленный в блока
х генерато
р-трансформатор генераторный выключатель, так как при этом исключаются многочисленные
операции в РУ с.н. по переводу питания с рабочего на резервный
в на
у всей из-
, Q6
68
трансформатор с.н. при каждом останове и пуске энергоблока, а также
исключаются операции с выключателями высокого напряжения. На
КЭС или АЭС отключение и включение энергоблоков производят значительно реже, чем на ТЭЦ.
3.5. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
В выборе главных схем гидроэлектростанций приходится учиты-
вать их особенности каждой.
Как правило, ГЭС сооружаются вдали от потребителей, поэтому
вся мощность выдаётся на одном или двух повышенных напряжениях.
Такая особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор–трансформатор, не предусматривая сборных шин генераторного напряжения.
Именно проектирование по максимальному водотоку не позволяет повысить устано
напряжения не требуется, так как в этом случае количество линий высокого напряжения не увеличивается. Данная особенность ГЭС позволяет применять схемы многоугольников, сдвоенных квадратов, схемы
с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.
Агрегаты ГЭС часто включаются и отключаются, что требует
предусматривать установку выключателей на гене
нии, так как многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы.
К необходимости использования простых схем с наименьшим
числом выключателей, как правило, приводит сооружение гидроэлектростанций в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий.
Главные повышающие трансформаторы устанавливаются на ГЭС
на стороне нижнего или
площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупнённых
энергоблоков: два-три генератора на один повышающий трансформатор.
Выключатели или выключатели нагрузки ставят в цепях генераторов в следующих случаях [2]:
если к схемам 3/2, 4/3, многоугольника и др. подключают ге-
•
нераторы;
если к автотрансформаторам подключают генераторы;
•
в объединённых и укрупнённых энергоблоках.
•
3.5.1. Особенности ГЭС
вленную мощность ГЭС. Расширения РУ высокого
верхнего бьефа в условиях ограниченной
раторном напряже-
69
К схемам ГЭС предъявляются практически такие же требования
на повышенных напряжениях, как и к схемам КЭС.
Схемы простого и сдвоенного моста рекомендуется использовать
для РУ 110…220 кВ; для РУ 220 – 500 кВ – схемы треугольника, четырёхугольника, связанных четырёхугольников, блоков генератор–трансформатор–линия; для РУ 330…500 кВ – схемы 3/2, 4/3 с секционированными и несекционированными системами шин; бло
ков трансфор-
матор–шины.
3.5.2. Схемы электрических соединений ГЭС
Для мощных ГЭС характерно использование более крупных энергоблоков (рис. 3.10), что позволяет уменьшить количество линий связи
с ОРУ ВН и количество повышающих трансформаторов. Малое число
присоединений упрощает конструкцию самого ОРУ ВН.
Выключатели Ql, Q2 применяются для включения и отключения
генератора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС.
В качестве этих выключателей могут бы
по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном генераторе отключается весь.
ть использованы уп
рощённые
70
Рис. 3.10. Схема мощной ГЭС