- •22.1. Основные типы трансформаторов, элементы конструкции
- •22.2. Автотрансформаторы
- •22.3. Регулирование напряжения
- •22.4. Тепловой режим трансформаторов
- •22.5. Номинальная мощность и нагрузочная способность трансформаторов
- •23.1. Распределительные устройства с одной системой сборных шин
- •23.2. Распределительные устройства с двумя системами сборных шин
- •23.3. Распределительные устройства кольцевого типа
- •23.4. Упрощенные схемы распределительных устройств
- •24.1. Задание на технический проект электрической станции, подстанции
- •24.2. Требования, предъявляемые к схемам электроустановок
- •24.3. Схемы тепловых конденсационных электростанций
- •24.4. Схемы теплофикационных электростанций
- •24.5. Схемы атомных электростанций
- •24.6. Схемы гидростанций и гидроаккумулирующих станций
- •24.7. Схемы трансформаторных подстанций
- •25.2. Токоограничивающие устройства
- •25.3. Ограничение токов однофазного короткого замыкания в сетях 110-1150 кВ
- •25.4. Ограничение тока короткого замыкания и распределительных устройствах 6—10 кВ электростанций с помощью токоограничивающих реакторов
- •26.2. Рабочие машины системы собственных нужд электростанций и их характеристики
- •26.3. Системы собственных нужд тепловых электростанций
- •26.4. Системы собственных нужд атомных электростанций
- •26.5.Системы собственных нужд гидростанций и гидроаккумулирующих станций
- •26.6. Система сцбственных нужд подстанций
- •27.1. Назначение аккумуляторных батарей
- •27.3. Электрохимические реакции в аккумуляторе. Электродвижущая сила. Внутреннее сопротивление. Саморазряд. Сульфатация пластин
- •27.4. Характеристики разряда аккумулятора
- •27.5. Характеристики заряда аккумулятора
- •27.6. Преобразователи энергии
- •27.7. Режимы работы аккумуляторной батареи
- •27.8. Определение числа аккумуляторов в батарее и их емкости
24.2. Требования, предъявляемые к схемам электроустановок
Требования, предъявляемые к электрической схеме станции, подстанции, следует понимать как требования к самой установке, поскольку схема определяет основное электрическое оборудование и эксплуатационные свойства установки. Эти требования, выдвигаемые на стадии проектирования и сформулированные в НТП [24.1] - [24.4], сводятся к следующему:
соответствие электрической схемы условиям работы станции, подстанции в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также технологической схеме станции;
удобство эксплуатации, а именно: простота и наглядность схемы, минимальный объем переключений, связанных с изменением режима, доступность электрического оборудования для ремонта;
удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию генераторов, трансформаторов, линий;
возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;
достаточная, экономически оправданная степень надежности.
Последнее требование нуждается в разъяснении. Надежность представляет собой свойство объекта (элементов оборудования, системы из ряда элементов, электроустановки в целом) выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в определенных пределах. Под надежностью электрической
станции, подстанции следует понимать свойство (способность) выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в пределах, установленных действующими нормативами. Количественно надежность объекта оценивают с помощью ряда показателей, выбираемых и определяемых с учетом особенностей объекта, условий его эксплуатации и последствий отказов, т. е. нарушений работоспособности. Отказы рассматривают как случайные события. Соответственно для анализа надежности используют методы математической теории вероятностей.*
24.3. Схемы тепловых конденсационных электростанций
Как известно из предыдущего (§ 1.2), тепловые конденсационные станции с агрегатами мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт выполняют из ряда автономных частей — блоков.
Электрические схемы блоков. Применение получили следующие схемы:
а) схема, в которой генератор G соединен с повышающим трансформатором непосредственно, т. е. без всяких коммутационных аппаратов (рис. 24.1, а). Между генератором и повышающим трансформатором Т1 предусматривают ответвление для отбора части мощности в систему собственных нужд (СН) блока через понижающий трансформатор Т2. Последний присоединяют также без выключателя на ответвлении, чтобы не снижать надежности блока установкой дополнительного аппарата, вероятность повреждения которого заметйо больше вероятности повреждения трансформатора. Выключатели предусматривают только на стороне высшего напряжения повышающего трансформатора и на стороне низшего напряжения трансформатора собственных нужд.
________________
* Методы расчета надежности излагаются в курсе «Надежность электростанций».
Чтобы ввести блок в работу, необходимо обеспечить электроэнергией систему СН через пускорезервный трансформатор ТЗ, присоединенный к сборным шинам высшего или среднего напряжения. Пуск блока производится в следующем порядке. При отключенных выключателях блока и выключателях рабочего трансформатора СН включают пускорезервный трансформатор на соответствующие секции системы СН и пускают электродвигатели рабочих машин. Прогревание и разворот турбины происходит одновременно. Когда частота вращения агрегата достигнет номинальной, генератор может быть возбужден, синхронизирован и включен, т. е. соединен электрически с сетью энергосистемы. Теперь можно постепенно нагрузить блок, включить рабочий трансформатор СН и отключить пускорезервный. Процесс останова блока протекает в обратном порядке. Система СН должна быть переключена с рабочего трансформатора на пускорезервный, так как после отключения блока часть рабочих машин должна продолжать свою работу. После этого блок может быть разгружен, отключен от сборных шин и генератор может быть развоз-бужден.
Недостаток рассматриваемой схемы заключается в необходимости переключения системы СН в процессе пуска и останова блока; в случае повреждения в тепломеханической части блока он должен быть отключен выключателями высшего напряжения, что нежелательно в РУ кольцевого типа, поскольку нормальная работа РУ при этом нарушается. Указанные недостатки могут быть устранены, если предусмотреть выключатель у генератора;
б) схема с выключателем у генератора (рис. 24.1,6), она удобнее в эксплуатации, поскольку в процессах пуска блока система СН обеспечена энергией от сборных шин станции через главный трансформатор и рабочий трансформатор СН при отключенном выключателе генератора. Рабочие машины СН могут быть введены в работу. Когда частота вращения агрегата достигнет номиналь-
ной, генератор может быть синхронизирован и включен своим выключателем. В случае повреждения в тепломеханической части блока отключению подлежит выключатель генератора. Отключение блока от сборных шин и развоз-буждение генератора необходимо лишь при повреждении в электрической части блока. При этом система СН должна быть переключена на резервный трансформатор СН.
Выключатели генераторов могут быть заменены выключателями нагрузки с соответствующим номинальным током и отключающей способностью. Такие выключатели освоены отечественной электропромышленностью и поставляются комплектно вместе с разъединителем, заземляющим устройством и измерительными трансформаторами тока и напряжения (аппаратный генераторный комплекс ПО «Электроаппарат»);
в) на станциях с высшим напряжением 500 кВ и выше применение получила схема с объединенными (сдвоенными) блоками (рис. 24.1, в), в которой два блочных агрегата присоединены к. сборным шинам станции через общие выключатели. Такая схема позволяет уменьшить число выключателей высшего напряжения, стоимость которых вы-
сока. Однако при этом необходимо учитывать возможность отключения двух генераторов. Работа одного из них может быть быстро восстановлена после отключения поврежденного генератора. Возможность применения объединенных блоков определяется мощностью системы, а точнее, ее аварийным резервом. Экономическая целесообразность оценивается с учетом показателей надежности и зависит от напряжения и схемы сети, режима работы арегатов и других факторов;
г) на некоторых станциях применение получила схема на рис. 24.1, г, в которой сдвоенный блок соединен с воздушной линией (блок генератор— трансформатор — линия, сокращенно ГТЛ) и присоединен к сборным шинам ближайшей подстанции. При такой схеме должна быть предусмотрена возможность дистанционного управления выключателем высшего напряжения блока, расположенным на относительно большом расстоянии от станции. В СССР и за рубежом имеются станции, в которых все блоки выполнены по схеме ГТЛ и присоединены к подстанциям. Такие схемы позволяют рассредоточить генерирующую мощность и ограничить ток КЗ. Технико-экономическая
целесообразность схемы должна быть проверена соответствующим расчетом.
Принципиальные схемы КЭС. Электростанции рассматриваемого типа в большинстве случаев выдают вырабатываемую энергию в сети двух ступеней напряжения, а именно: 330, 500, 750 кВ и сеть среднего напряжения — 110, 150, 220 кВ. Электростанция с тремя напряжениями, например 500, 220 и 110 кВ, встречаются значительно реже. Вопросы выбора номинальных напряжений схемы сетей, числа линий, подлежащих присоединению к сборным шинам, решаются в проекте развития системы (§ 24.1). При проектировании электрической схемы станции возникает вопрос о распределении блоков между РУ высшего и среднего напряжений и связи между ними. Эти вопросы решаются различно в зависимости от единичной мощности блоков и нагрузок сетей высшего и среднего напряжений.
Наибольшее распространение получила схема, в которой сборные шины высшего и среднего напряжений связаны через автотрансформаторы (рис. 24.2, а). В таких схемах блоки должны быть распределены между РУ высшего и среднего напряжений так, чтобы перетоки мощности были минимальны.
Мощность, передаваемая через автотрансформаторы связи в том или другом направлении, изменяется вследствие изменения нагрузки сетей, рабочей мощности станции, нарушения нормальной схемы системы и других причин. Номинальная мощность автотрансформаторов должна соответствовать максимальной мощности, передаваемой в том или ином направлении в наиболее тяжелых условиях. Применение получили следующие варианты связи: а) с одним трехфазным автотрансформатором на полную мощность; б) с двумя автотрансформаторами, каждый из которых рассчитан на половину передаваемой мощ-
ности (они могут быть присоединены к сборным шинам через общие или отдельные выключатели). Выбор варианта связи должен быть сделан с учетом режима электростанции, наличного резерва мощности частей системы высшего и среднего напряжений, перспектив развития энергосистемы и надежности связи. Обычно мощность автотрансформаторов связи не превосходит мощности блока. Обмотки низшего напряжения автотрансформаторов могут быть использованы для присоединения резервных трансформаторов СН.
В отечественных энергосистемах имеются станции с двумя напряжениями, в которых блоки распределены между РУ высшего и среднего напряжений, но без автотрансформаторов, связывающих эти устройства. Связь двух частей станции осуществляется через сеть на подстанциях (рис. 24.2, б). Такие схемы возможны и целесообразны при условии, что схема сети и пропускная способность линий соответствуют режиму станции.
На некоторых отечественных электростанциях с блоками 200 и 300 МВт для первых двух блоков в качестве повышающих трансформаторов применены автотрансформаторы, используемые также для связи РУ высшего и среднего напряжений (рис. 24.2, в). В таких схемах поминальная мощность автотрансформаторов должна быть выбрана так, чтобы мощность обмотки низшего напряжения Sном соответствовала мощности генератора, MB∙А:
или
Так как коэффициент типовой мощности Кт меньше единицы, номинальная мощность автотрансформатора превосходит мощность генератора.
В рассматриваемой схеме (рис. 24.2, в) автотрансформаторы могут пропустить мощность генераторов, присоединенных к обмоткам низшего напряжения, на сборные шины высшего напряжения и передать дополнительную мощность, ограниченную мощность последователь-
ной обмотки, от шин среднего напряжения на сборные шины высшего напряжения (режим 1). Автотрансформаторы могут также пропустить мощность генераторов на сборные шины среднего напряжения, но не могут одновременно пропустить дополнительную мощность от сборных шин высшего напряжения на сборные шины среднего напряжения (режим 2), поскольку общие обмотки автотрансформаторов будут перегруженными (22.7).
Недостатки рассматриваемой схемы заключаются в следующем. Размеры, масса и стоимость автотрансформаторов получаются значительными. В ряде случаев приходится устанавливать вместо одного два трехфазных автотрансформатора, включенных параллельно, или группу из однофазных автотрансформаторов, что нежелательно. Ток КЗ на шинах среднего напряжения, а также на стороне низшего напряжения значительно больше, чем в схемах с автотрансформаторами связи. Поэтому на станциях с блоками 500 МВт и выше использование автотрансформаторов в качестве повышающих трансформаторов оказывается нецелесообразным.
На станциях большой мощности при относительно небольшой нагрузке сети среднего напряжения и неясности перспективы ее развития выделение части блоков для электроснабжения потребителей на среднем напряжении нецелесообразно. Электроснабжение этих потребителей может быть обеспечено через понижающие автотрансформаторы соответствующей мощности, присоединенные к сборным шинам высшего напряжения (рис. 24.2, г).
Схемы РУ высшего и среднего напряжений. Распределительные устройства 330 — 750 кВ, через которые в систему выдается очень большая мощность, должны быть выполнены исключительно надежно. При большом числе присоединений применение получили схемы с двумя системами сборных шин типа 3/2 и 4/3; при относительно небольшом числе присоединений — схемы типа простых и связанных многоугольников. Распределительные устрой-
ства 110—220 кВ обычно имеют большое число присоединений. Применение получили здесь схемы с двумя системами сборных шин и обходной системой с одним выключателем для каждого присоединения.
В качестве иллюстрации к изложенному на рис. 24.3 приведена типичная схема КЭС мощностью 4800 МВт с шестью блоками по 800 МВт, с двумя напряжениями 750 и 330 кВ. Чтобы не усложнять схему, на ней опущены разъединители, не показаны также трансформаторы СН. Как видно из рисунка, в блоках генератор — трансформатор установлены выключатели нагрузки QW. Четыре блока с трехфазными трансформаторами по 1000 MB∙А присоединены к сборным шинам 330 кВ. Два блока с группами из однофазных трансформаторов 3 х 333 MB∙А присоединены к сборным шинам 750 кВ. Для связи РУ 750 и 330 кВ предусмотрены две группы однофазных автотрансформаторов 3 х 333 MB∙А. Распределительное устройство 330 кВ выполнено с двумя системами сборных шин с присоединением каждых трех ветвей через четыре выключателя. Распределительное устройство 750 кВ выполнено по схеме шестиугольника. В обоих устройствах
предусмотрено чередование в цепочках присоединений линий и блоков.
В качестве второго примера на рис. 24.4 приведена схема Экибастузской ГРЭС с восемью блоками по 500 МВт (выключатели нагрузки не показаны). Мощность станции выдается в сети 500 и 220 кВ. Как видно из рисунка, РУ 500 и 220 кВ связаны через группу однофазных автотрансформаторов Т9 мощностью 3 х 267 MB • А. Предусмотрена резервная фаза. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов присоединен резервный трансформатор СН Т19 мощностью 63 MB • А. Второй резервный трансформатор СН Т18 присоединен к сборным шинам, 220 кВ. РУ 220 кВ выполнено с двумя системами сборных шин и обходной системой. Вместо шиносоединительного выключателя предусмотрены два выключателя в присоединении автотрансформатора. РУ 500 кВ выполнено по схеме 3/2. Блоки 3 и 4 одиночные. Блоки 5, 6 и 7, 8 объединены попарно. Повышающие трансформаторы трехфазные; предусмотрен трехфазный резервный трансформатор.
В качестве третьего примера на рис. 24.5 приведена схема Березовской ГРЭС № 1 мощностью 8 х 800 =
= 6400 МВт. Как видно из рисунка, блоки объединены попарно и соединены с линиями 500 кВ по схеме ГТЛ. У генераторов предусмотрены упомянутые .выше аппаратные генераторные комплексы (АГК) с выключателями нагрузки QW. Мощность блоков передается на подстанции; РУ 500 кВ на станции отсутствует. Для резервного электроснабжения системы СН станции предусмотрены две воздушные линии W 220 кВ от ближайших подстанций и два резервных трансформатора мощностью по 63 MB∙А.