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
На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на
двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.
В приведённой схеме ГЭС (см. рис. 3.10) ОРУ 500 кВ выполнено
по схеме двух четырёхугольников, соединённых выключателями QK1
и QK2. При выводе в ремонт выключателей, шин, разъединителей
схема обладает такой же гибкостью, как и кольцевая. Отключение линии п
роизвод
ится двумя выключателями, отключение энергоблока –
тремя. После отделения повредившегося энергоблока разъединителем
схему можно восстановить, включив отключившиеся выключатели.
Для автоматизации этой операции в цепи ВН энергоблоков следует
установить разъединители с дистанционным управлением или выключатели нагрузки.
Несколько снижается надёжность схемы при совпадении повреждения одного энергоблока, например первого, и отказа в раб
ключат
еля QK1, так как при этом отключаются все выключатели
оте вы-
верхнего ряда, т.е. отключенным окажется не только первый, но и
третий энергоблок. Однако восстановить нормальную работу после
отсоединения повредившегося энергоблока нетрудно. Такая схема
экономична, в ней десять выключателей на восемь присоединений.
ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генер
атор–трансфор-
матор–линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами
500 и 2
20 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узло-
вой ПС [2, 7].
3.5.3. Схемы электрических соединений ГАЭС
На ГАЭС могут устанавливаться двух-, трёх- и четырёхмашинные агрегаты. При напорах до 500 м обычно устанавливают двухмашинные обратимые агрегаты, состоящие из синхронной электрической машины и обратимой гидромашины – насосотурбины. Синхронный электродвигатель в насосном режиме, потребляя энергию из
сети, вращает гидротурбину, работающего как насос, а в режиме выработки электроэнергии г
идротурбина вращае
режиме требуется изменение направления вращения вала агрегата,
поэтому в цепи генератора устанавливают два реверсирующих разъ-
т генератор. В этом
71
единителя и выключатель или два реверсирующих выключателя.
Синхронная машина работает в режиме электродвигателя в то время,
когда агрегаты ГАЭС не работают в насосном или турбинном режиме, т.е. их применяют как синхронные компенсаторы.
Пуск обратимого агрегата в турбинный режим производится так
же, как и пуск обычного гидроагрегата. Пуск в насосный реж
сложнее и тре
бует времени, так как мощность синхронных машин,
им
выполняющих роль генератора и электродвигателя , установленных
на ГАЭС, достигает 100 МВт и более. Прямой пуск электродвигателя
такой мощности приведёт к недопустимому снижению напряжения
на шинах, к которым подключается машина. Поэтому при асинхронном пуске применяют реакторы или автотрансформаторы для ограничения пусковых то
ков. Возможен пу
ск с помощью вспомогательного асинхронного электродвигателя с фазным ротором, посаженным
на вал агрегата. Когда агрегат достигает подсинхронной частоты
вращения, он возбуждается и входит в синхронизм. Для агрегатов
100…250 МВт обычно применяется этот метод пуска. На ГАЭС применяются укрупнённые энергоблоки: две-три синхронные машины
соединяются с одним трансформатором с устан
овкой ре
версирующих разъединителей и генераторных выключателей. ГАЭС сооружают вблизи узлов нагрузки энергосистемы и короткими линиями
220…750 кВ соединяют с узловыми подстанциями. Более простые
схемы: блоки трансформатор–линия, мостики, многоугольники и
другие схемы, рекомендуемые для ГЭС, применяют на высшем напряжении и ГАЭС.
На рисунке 3.11 показана схема электрических соединений ГА-
новлены четыре обратимых агрегата по 250 МВт,
ЭС, на которо
й уста
присоединённых попарно к повышающим трансформаторам с расщеплёнными обмотками НН. В цепях электрических машин установлены выключатели Q1—Q4 по два параллельно соединенных разъединителя для изменения порядка чередования фаз (реверсирующие
разъединители). В зависимости от режима агрегата (двигательный
или генераторный) включают соответствующий разъедини
или QSM.
Пуск агрегатов в насосный режим осуществляется асин-
тель QSG
хронными электродвигателями М мощностью 10 МВт, напряжением
6 кВ. Электроэнергия к этим электродвигателям поступает с шин с.н.
6 кВ. Трансформаторы с.н. ТЗ, Т4 присоединены глухой отпайкой к
блочным трансформаторам. Остальная нагрузка с.н. присоединяется
к шинам 380/220 В.
72
Рис. 3.11. Схема ГАЭС с обратимыми гидроагрегатами
На стороне ВН применена схема блока трансформатор–линия без
выключателей ВН [2].
3.6. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
Основным критерием выбора главной схемы электрических соединений подстанции являются: схемы электроснабжения района или
схемы развития электрических сетей энергосистемы.
По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на проходные, узловые, тупиковые, ответвительные.
Подстанция, которая получает электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям называется
тупиковой ПС.
Подстанция, пр
проходящим линиям, называется ответвительной ПС.
Подстанция, включаемая в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием называется проходной ПС.
3.6.1. Общие сведения
исоединяемая г
лухой отпайкой к одной или двум
73
Подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, идущих от двух или более электроустановок, называется
узловая ПС.
Различают виды подстанций по назначению – это системные и
потребительские ПС. Подстанции, которые обеспечивают связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем на своих
шинах и имеют высокие напряжения 750…220 кВ, называются системными ПС. По
дстанции, предназначенные для расп
ределения элек-
троэнергии между потребителями, называются потребительскими ПС.
Схема подстанций тесно увязывается с назначением и способом
присоединения ПС к питающей сети и должна [16]:
обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей
•
подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
допускать возможность постепенного расширения РУ всех на-
•
пряжений;
учитывать требования противоаварийной автоматики;
•
обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуа-
•
тационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.
Количество одновременно срабатывающих выключателей не
должно превышать:
– при повреждении линии – двух;
– при повреждении трансформаторов напряжением до 750 кВ –
трёх; 500 кВ – четырёх.
При проектировании подстанций учитывать указанные требования, в связи с чем разработаны типовые схе
ус
тройств ПС 6 – 750 кВ [17].
мы распределительных
В свою очередь технико-экономический расчёт должен обосновывать нетиповую главную схему.
3.6.2. Схемы тупиковых и ответвительных подстанций
Так как защита линии со стороны питающего конца имеет достаточную чувствительность к повреждениям в трансформаторе, тупиковые однотрансформаторные подстанции на стороне 35…330 кВ выполняются по схеме блока трансформатор–линия без коммутационной
аппаратуры или с одним разъединителем. Такая схема может также
применяться, если предусмотрена передача телеотключающего сигнала для подстанций 110…220 кВ с тран
74
сформаторами более 25 MB⋅А,
а для ПС 330 кВ с трансформаторами любой мощности. Разъединители
не применяются в случае кабельного ввода в трансформатор.
На стороне 35, 110 кВ силовых трансформаторов предохранители
не применяются. В тупиковых и ответвительных ПС разрешается применять схемы с отделителями только на 110 кВ. За и исключением:
подстанций, находящихся в зонах холодного климата, а также
•
в особо гололедном районе;
в районах с сейсмичностью 6 баллов по шкале MSK-64;
•
случаев, когда действия отделителей и короткозамыкателей при-
•
водят к падению из синхронизма синхронных двигателей у потребителя;
на ПС добычи нефти и газа и транспорта;
•
для присоединения трансформаторов мощностью более 25 MB⋅А;
•
в цепях трансформаторов, присоединённых к линиям с ОАПВ.
•
Типовую схему с выключателем на стороне 35…500 кВ
(см. рис. 2.7, г) используют в случае, если описанные ранее схемы не
рекомендовано применять.
3.6.3. Схемы проходных подстанций
Мостиковые схемы (рис. 3.12) рекомендуется использовать при
необходимости секционирования линий, мощности трансформаторов
до 63 MB⋅А включительно и напряжении 35…220 кВ. При мощности
трансформаторов до 25 MB⋅А включительно на стороне 110 кВ используется схема, изображенная на рис. 3.12 а. Ремонтная перемычка с
разъединителями, QS8 нормально отключена одним разъединителем
(QS7). Если по линиям Wl, W2 происходит транзит мощности, выключатель Q1 в мостике вкл
ючён. Выключатель Q1
отключен в случае
необходимости исключения параллельной работы линий Wl, W2
с точки зрения ограничения токов КЗ. При повреждении трансформатора (Т1) включается короткозамыкатель QN1, отключается выключатель со стороны 6 (10) кВ Q4, отключается отделитель QR1 и отключается выключатель Q2 на питающем конце линии W1, а затем разъединитель QSL. Транзит по линиям W1, W2 восстанавливается, если
жиму работы сети необхо
по ре
димо восстановить в работе линию W1
и автоматически включается выключатель на питающем конце этой
линии и выключатель мостика Q1. QS7 включается, отключаются Q1
и QS3, QS4, если ремонтная перемычка применяется при ревизии
выключателя Q1. Трансформаторы Т1, Т2 находятся в работе, а транзит мощности по линиям W1, W2 осуществляется по ремонтной перемычке.
75
а) б)
Рис. 3.12. Схемы мостика:
а – с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;
б – с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
Отделители заменяют выключателями Ql, Q2 (см. рис. 3.12, б)
в сетях 220 кВ и трансформаторах до 63 MB⋅А включительно для повышения надёжности работы.
Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по
линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключаются выключатель со стороны 6 (10) кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3
включаются Q1 и Q3, и транзит восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS1 и QS2. Если в
этом режиме произойдет авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба
трансформатора остаются без питания. Необходимо отключить QS6 и
включить Q3 и Q2, тогда Т1 подключается к обеим линиям. Этот недостаток можно устр
анить, если мостик и ремонтную перемычку поменять местами. В этом случае при повреждении в трансформаторе
отключается один выключатель на стороне ВН трансформатора, выключатель в мостике остается включенным, значит, транзит мощности
по Wl, W2 сохраняется.
76
Если проектом системной автоматики в линиях 220 кВ предусматривается ОАПВ, то вместо рассмотренной схемы рекомендуется
схема четырехугольника (см. рис. 2.3). Свойства и особенности этой
схемы были рассмотрены в пп. 2.4.
Схема четырёхугольника применяется при двух линиях и двух
трансформаторах при необходимости секционирования транзитных
линий, при ответственных потребителях и мощности трансформаторов при напряжении 220 кВ 125
МВ⋅ А и более и любой мощности при
напряжении от 330 до 750 кВ.
3.6.4. Схемы мощных узловых подстанций
К схемам на стороне ВН предъявляют высокие требования в отношении надёжности, так как на шинах 330…750 кВ узловых подстанций осуществляется связь двух систем или связь отдельных частей
энергосистемы. В этом случае применяют схемы с многократным присоединением линий: схемы 3/2 выключателя на цепь (см. рис. 2.5),
кольцевые схемы (см. рис. 2.3), схемы трансформатор–шины с присо
единением линий через два выключателя (при трёх и четырёх линиях)
или с полуторным присоединением линий (при пяти-шести линиях).
Схема мощной узловой подстанции изображена на рис. 3.13. Схема
шины – автотрансформатор применена на стороне 330…750 кВ. В цепи
каждой линии – два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным п
риводом). Работа линий 330…750 кВ не нарушается, но при
повреждении Т1 отключаются все выключатели, присоединенные к К1.
Схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей, присоединенных к первой системе шин K1, после отключения
дистанционно разъединителя QS1, и когда со всех сторон отключён Т1.
В зависимости от числа линий 330 – 750 кВ возможно примене-
ние кольцевых сх
ем или схемы 3/2 выключателя на цепь.
На стороне среднего напряжения 110 – 220 кВ мощных подстанций применяется схема с одной рабочей и одной обходной системами
шин или с двумя рабочими и одной обходной системами шин
(см. рис. 2.1, в и 2.2, б). Анализ и область применения этих схем рассмотрены в гл. 2.
При выборе схе
мы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ. Для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением u
, трансформаторы с расщеп-
к
ленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 3.13, на стороне НН установлены
77
Рис. 3.13. Схема узловой подстанции
сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных GС к шинам 6 – 10 кВ привело бы к
недопустимому увеличению токов КЗ. В цепях автотрансформаторов
со стороны НН для независимого регулирования напряжения могут
устанавливаться линейные регулировочные трансформаторы ЛРТ. Необходимость установки линейных регуляторов решается в проекте
развития электрическ
ой сети ВН.
3.7. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Преобразовательные подстанции предназначены для преобразования энергии переменного тока в энергию постоянного тока или энергии постоянного тока в энергию переменного тока с помощью статических преобразователей. Такие подстанции сооружают для питания
промышленных потребителей постоянного тока (электропривод железнодорожного транспорта, электролизные установки, дуговые печи,
78
электропривод прокатных станов и др.), а также для передачи энергии
постоянным током высокого напряжения. В нашей стране построены и
введены в эксплуатацию две электропередачи постоянного тока: Кашира – Москва (30 МВт, ± 100 кВ, 115 км, 1950 г.) и Волгоград – Донбасс (750 МВт, ±400 кВ, 473 км, 1965 г.)
Преобразовательные подстанции являются концевыми устройствами электропередачи. На отправном конце сооружают выпря
мительную подстанцию для преобразования энергии переменного тока в
энергию постоянного тока высокого напряжения. Эта энергия передается по линии постоянного тока. На приёмном конце сооружают инверторную подстанцию для преобразования энергии постоянного тока
в энергию переменного тока. Таким образом, передача энергии из одной системы в другую происходит через звено постоянн
ого тока,
асинхронно.
Выпрямительные и инверторные подстанции электропередачи
обычно выполняют одинаковыми. Однако их РУ переменного тока
могут быть различными в зависимости от структуры примыкающих
систем.
Преобразовательные подстанции, как правило, связывают с помощью воздушных линий, так как последние в несколько раз дешевле
кабельных. Лишь в особых условиях, например, в электропередаче
Швеция – Дания через море, элект
ропередаче в Новой Зеландии через
пролив, на глубоком вводе в Лондоне и др., преобразовательные подстанции связаны кабельными линиями. В настоящее время практически осуществимы воздушные линии постоянного тока на токовые нагрузки до 2000 А (на одну цепь) при напряжениях ±750 кВ, а кабельные линии – на токи до 1200 А пр
и напряжениях до 250 кВ. С помощью таких воздушных линий возможен транспорт электроэнергии на
расстояния до 1500…2500 км, а кабельных линий – до 100…150 км.
Линию постоянного тока можно выполнить и комбинированной,
т.е. воздушно-кабельной, с прокладкой кабеля лишь на участках трассы с особыми условиями.
Для воздушных линий постоянного тока применяют обы
чные
сталеалюминиевые провода (расщепляемые по условиям короны на
два – четыре провода) и стеклянные изоляторы. Последние выполняют
из стекла специального состава, с малыми токами утечки, электрохимически устойчивого при длительном воздействии постоянного напряжения. Затраты на сооружение электропередачи постоянного тока,
включая стоимость преобразовательных подстанций, по сравнению с
затратами на сооружение электропереда
чи переменного тока того же
класса (включая подстанции) обычно ниже за счёт снижения затрат на
79
сооружение линии постоянного тока (поскольку здесь отсутствует третий провод, уменьшается расход материалов и т.д.). Стоимость же
преобразовательных подстанций значительно выше, чем подстанций
на переменном токе.
Для кабельных линий постоянного тока применяют одножильные
кабели в основном алюминиевой экранированной жилой и бумажной
изоляцией, пропитанной маслоканифольным компаундом. Кабели
имеют свинцовую или алюминиевую оболочку. За рубежом имеется
опыт
изготовления и использования двухжильного маслонаполненного
кабеля. Кабели, работающие на постоянном токе, имеют большую
пропускную способность. Ограничивающим фактором является тепловая нагрузка кабеля. Ограничение по зарядной мощности кабеля,
характерное при передаче энергии на переменном токе, здесь не имеет
места.
Решение вопроса о количестве цепей электропередачи зависит от
многих факторов. По усло
виям надёжности питания потребителей
обычно принимают две цепи. Двухцепная электропередача называется
двухполюсной, биполярной. Такая электропередача может работать в
трёх режимах: «полюс–полюс», «полюс–земля», «два полюса–земля» –
в зависимости от эксплуатационных и аварийных условий.
Преобразовательные подстанции имеют блочную структуру. Каждый преобразовательный блок имеет в своем составе трехфазный
вентильный мост и силовой
трансформатор. Вентильный мост подключают к соответствующей обмотке трансформатора (35…160 кВ)
через разъединитель. Обмотку высшего напряжения трансформатора
(230…530 кВ) подключают к сборным шинам подстанции через выключатель. Для повышения уровня выпрямленного напряжения вентильные мосты блоков соединяют каскадно (последовательно). Трансформаторы преобразовательных блоков работают параллельно.
Трансформатор преобразовательных блоков имеет уст
ройства для
регулирования напряжения под нагрузкой, с тем чтобы обеспечить
оптимальный режим работы преобразователей и электропередачи в
целом. Для обеспечения, так называемого, двенадцатифазного режима
преобразования обмотки трансформаторов смежных блоков каскада
соединяют по схемам Y
/Y и Y
0
/∆ . Нейтрали обмоток высшего напря-
0
жения заземляют. Обмотки низшего напряжения имеют усиленную
изоляцию относительно земли, так как к ним приложено каскадно выпрямленное напряжение. Очевидно, что в наиболее тяжёлых условиях
находится изоляция тех трансформаторов, обмотки которых подключены к крайним мостам каскада. Их изоляция должна выдерживать
максимальное напряжение – напряжение полюсов.
80