24.5. Схемы атомных электростанций

Электрические схемы АЭС немно­гим отличаются от схем КЭС. С уче­том значительной единичной мощности

блоков (до 1000 и 1500 МВт) Нормы технологического проектирования не рекомендуют применение на АЭС сдво­енных блоков. Каждый блок должен быть присоединен к сборным шинам станции через отдельные повышающие трансформаторы и отдельные выключа­тели. Должны быть приняты необходи­мые меры к повышению надежности РУ и надежности электроснабжения системы собственных нужд станции.

В качестве примера на рис. 24.8 приведена электрическая схема Ростов­ской АЭС с четырьмя блоками по 1000 МВт, мощность которых_г выдается в сеть 500 кВ по пяти линиям. В качестве повышающих трансформаторов вы­браны трехфазные трансформаторы 630 MB∙А, по два трансформатора на каждый блок. Для электроснабжения системы СН предусмотрены трансформа­торы с расщепленными обмотками низ­шего напряжения, присоединенные к блокам на ответвлениях на участках между выключателями нагрузки генера­торов и повышающими-трансформато­рами. Первые два блока имеют по два трансформатора мощностью 63 и 25 MB∙А, третий и четвертый блоки —

по одному трансформатору мощностью 63 MB∙А. Резервный трансформатор СН мощностью 63 MB∙А получает питание по воздушной линии 220 кВ от ближайшей подстанции.

Распределительное устройство 500 кВ выполнено по полуторной схеме. Сбор­ные шины секционированы, что способ­ствует повышению надежности РУ. Для компенсации реактивной мощности пре­дусмотрены шунтирующие реакторы, присоединенные к линиям через вы- ключатели.

24.6. Схемы гидростанций и гидроаккумулирующих станций

Главные схемы ГЭС во многом схо­жи с схемами КЭС соответствующей мощности. Однако имеются и существен­ные различия, вызванные: 1) режимом работы ГЭС; последние используются в качестве пиковых и полупиковых стан­ций с частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением их ра­бочей мощности от нуля до номиналь-

ной; 2) значительно большим числом гидроагрегатов по сравнению с числом турбоагрегатов на КЭС при одинако­вой мощности станций, что объясняется зависимостью предельной мощности гидротурбины от напора.

При относительно небольшом напоре (порядка 10 — 30 м), характерном для рав­нинных рек, и предельном диаметре рабочего колеса (около 10 м) мощность гидроагрегата не превышает 60—120 МВт. При напоре порядка 100—200 м могут быть изготовлены гидроагрегаты мощностью 500 — 600 МВт (Краснояр­ская, Саяно-Шушенская ГЭС).

На ГЭС получили применение схемы с блочными агрегатами, аналогичные схемам КЭС, с выдачей мощности в сети повышенных напряжений. В зависимо­сти от числа и мощности гидроагрега­тов используют простые блоки, в кото­рых каждому генератору соответствует повышающий трансформатор, а также укрупненные блоки с несколькими гене­раторами, присоединенными к общему трехфазному трансформатору или группе

из однофазных трансформаторов. При таком построении схемы уменьшается число трансформаторов, упрощаются схемы РУ и резко сокращаются капи­таловложения в электрическую часть ГЭС. Экономически целесообразная мощность укрупненных блоков зависит от напряжения сети, режима ГЭС, мощ­ности системы и других условий. Чем больше мощность энергосистемы и ее аварийного резерва, тем большая мощ­ность может быть объединена в блок. Электрическую схему ГЭС в целом строят по тому же принципу, что и схемы

КЭС. Если вся мощность ГЭС должна быть выдана при одном напряжении, предусматривают сборные шины выс­ шего напряжения, к которым присоеди­ няют блоки и линии. При двух ступенях напряжения применяют схемы с авто­ трансформаторами, связывающими сборные шины высшего и среднего на­ пряжений, аналогичные схемам КЭС.

При проектировании электрической схемы ГЭС учитывают возможность из­менения рабочей мощности станции в пределах от минимальной до номи­нальной и строят схему так, чтобы потре-

бители электрической энергии, присое­диненные к сети среднего напряжения, а также система СН были обеспечены энергией при всех режимах, в том числе и при отключении всех генераторов, если такой режим может иметь место. Соответственно выбирают число и мощ­ность трансформаторов и автотрансфор­маторов связи.

Ниже в качестве примера приведена схема электрических соединений Саяно-Шушенскрй ГЭС на Енисее с 10 агрега­тами мощностью по 640 МВт и выдачей всей мощности в сеть 500 кВ (рис. 24.9). Как видно из рисунка, каждые два гене­ратора присоединены к общей группе повышающих однофазных трансформа­торов мощностью 3 х 533 MB∙А с рас­щепленными обмотками низшего на­пряжения. РУ 500 кВ выполнено по схеме 4/3 с тремя цепочками, к которым при­соединены блочные агрегаты и четыре линии. Предусмотрена возможность присоединения еще двух линий при раз­витии сети. На схеме не показаны трансформаторы СН и измерительные трансформаторы.

На рис. 24.10 приведена принципиаль­ная электрическая схема Усть-Илимской ГЭС на Ангаре с 18 генераторами по 240 МВт и двумя ступенями напряжения

220 и 500 кВ. Предусмотрены восемь укрупненных блоков, каждый из которых состоит из двух генераторов и повы­шающего трансформатора 630 MB∙А. Два блока присоединены к сборным ши­нам 220 кВ и шесть блоков — к сборным шинам 500 кВ. РУ 500 кВ выполнено по схеме 4/3 с тремя цепочками, каждая из которых состоит из двух блоков и одной линии. Четвертая цепочка (изо­бражена пунктиром) подлежит соору­жению в будущем; она состоит из одного блока и одной линии. В сборных шинах предусмотрены секционные выключате­ли. Распределительное устройство 220 кВ выполнено с двумя системами сборных шин с одним выключателем на каждое присоединение и обходной системой. Предусмотрены шиносоединительный выключатель и обходной выключатель; РУ 500 и 220 кВ соединены между собой двумя автотрансформаторами мощ­ностью по 320 MB∙А.

Электрические схемы ГАЭС. На но­вейших ГАЭС наибольшее применение получили двухмашинные агрегаты, со­стоящие из обратимой гидромашины (насосотурбины) и синхронной электри­ческой машины. Единичная мощность обратимых агрегатов при напорах 150 м достигла 100 МВт, а при напорах

500 м — 250 МВт. Заметна тенденция к дальнейшему увеличению их мощности соответственно до 250 и 450 МВт. Элект­рические машины обратимых агрегатов должны быть приспособлены для ревер­сивной работы и тяжелых условий пуска.

В турбинном режиме обратимый аг­регат работает как обычный гидроагре­гат, нагрузка которого зависит от режима системы. В насосном (двигательном) ре­жиме электрическая машина работает как синхронный двигатель, нагруженный до номинальной мощности. В часы, когда агрегаты ГАЭС не работают в турбинном или насосном режиме, они обычно находятся в режиме синхрон­ного компенсатора. При этом вода от­жата из полости рабочего колеса и элект­рическая машина работает в режиме дви­гателя, потребляя из сети небольшую активную мощность.

При работе обратимого агрегата в качестве резервного агрегата активной мощности он вращается электрической машиной в турбинном направлении. При понижении частоты в системе под дейст­вием соответствующих автоматических устройств происходит открытие на­правляющего аппарата насосотурбины и возбуждение электрической машины; последняя в течение 15 — 20 с нагружается до номинальной мощности.

Пуск обратимого агрегата в турбин­ный режим производится так же, как пуск обычного гидроагрегата, он про­должается не более 1-2 мин. Пуск агре­гата в насосный режим сложнее и требу­ет большего времени. В зависимости от мощности и типа агрегата для пуска в насосный режим применяют следую­щие способы:

а) асинхронный пуск через пусковой реактор или автотрансформатор;

б) пуск с помощью вспомогатель­ ного асинхронного электродвигателя с фазным ротором, посаженного на вал агрегата. Когда агрегат достигает под- синхронной частоты вращения, он воз­ буждается и входит в синхронизм;

в) частотный пуск, при котором гидроагрегат разворачивается до под- синхронной частоты с помощью допол­ нительно установленного пускового

гидроагрегата меньшей мощности, ис­пользуемого для пуска двух обратимых гидроагрегатов. Электрические машины пускового и обратимого агрегатов сое­диняют электрически и запускают их одновременно.

Для обратимых агрегатов мощ­ностью свыше 100 МВт обычно преду­сматривают вспомогательные разгонные электродвигатели, для агрегатов мощ­ностью свыше 250 МВт — частотный пуск. Чтобы облегчить процесс пуска, предварительно удаляют воду из поло­сти рабочего колеса пускаемого агрегата; применяют масляную или электромаг­нитную разгрузку подпятника.

Гидроаккумулирующие станции раз­мещают преимущественно в центрах нагрузок. Выдачу мощности в сеть электрической системы осуществляют через повышающие трансформаторы, снабженные устройствами РПН. При этом укрупняют блоки, присоединяя не­сколько электрических машин к общему повышающему трансформатору через выключатели. Укрупненные блоки при­соединяют короткими воздушными или кабельными линиями 110 — 500 кВ к сбор­ным шинам ближайших узловых под­станций.

В качестве примера на рис. 24.11 приведена электрическая схема ГАЭС с четырьмя обратимыми гидроагрега­тами по 250 МВт. Они присоединены попарно к повышающим трансформа­торам мощностью по 500 MB∙А с рас­щепленными обмотками низшего напря­жения. Гидроаккумулирующая станция связана с сетью системы двумя линиями 330 кВ. У каждой электрической'машины предусмотрены силовой выключатель и два параллельно соединенных разъеди­нителя для изменения порядка чередова­ния фаз (А, В, С и А, С, В) при изменении направления вращения гидроагрегата. Эти разъединители снабжены электро­двигательными приводами. В зависимо­сти от режима агрегата (двигательный или генераторный) включают соответ­ствующий разъединитель,

Пуск агрегатов в насосный режим осуществляется с помощью вспомога­тельных разгонных электродвигателей

мощностью по 10 МВт, напряжением 6 кВ. Электроэнергия к этим двигате­лям поступает через два трансформатора СН по 16 MB∙А, присоединенных к по­вышающим трансформаторам. Осталь- -ные электродвигатели системы СН от­носительно небольшой мощности при­соединены к сети 380/220 В через по­нижающие трансформаторы.