110 *В "?c™"°Uu. Гго'*8 гооявг ыгоомвт н ж Рис. 4.1. Схема блочной тэц

При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливают турбогенераторы G5, G6, соединенные в блоки. Линии 220 кВ этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 кВ ТЭЦ выключате­ли не установлены, отключение линии производится выключателем район­ной подстанции. При недостаточной чувствительности релейной защиты подстанции к повреждениям в трансформаторах Т5, Т6 предусматривают передачу телеотключающего импульса (ТО) или устанавливают коротко-замыкатели и отделители. Отключение генерато­ров производится выключателями Q3, Q4.

Связи между РУ 110 и 220 кВ не предусмотрено, что значительно упро­щает схему РУ 220 кВ. Как было отмечено выше, это допустимо в том случае, сели связь сетей 110 и 220 кВ осуществляется на ближайшей район­ной подстанции.

Современные мощные ТЭЦ (500—1000 МВт) сооружаются по блоч­ному типу. В блоках генератор — трансформатор устанавливается гене­раторный выключатель, что повышает надежность питания с. н. и РУ высокого напряжения, так как при этом исключаются многочисленные операции в РУ с. н. по переводу питания с рабочего на резервный транс­форматор с. н. при каждом останове и пуске энергоблока и исключаются операции выключателями высокого напряжения. Не следует забывать, что на ТЭЦ отключение и включение энергоблоков производятся значительно чаще, чем на КЭС или АЭС.

Рекомендованная литература к разделу 4: [5, § 5.1, г, ж, § 5.6, §5.9,в]; [1, § 1 – 8, 35 (выборочно)]; [2, § 3 - 7]; [3, § 8.2, § 8,7]; [4, § 1.5, § 1.8,]; [6, § 6.3 – 6.5]; [7, § 5.2]; [8, § 36.3, § 36.7].

5. Схемы электроснабжения собственных нужд тэс

5.1. Основные требования и источники электроснабжения

При рассмотрении технологических схем КЭС и ТЭЦ отмече­но, что производство тепловой и электрической энергии полностью меха­низировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу ос­новных агрегатов электростанции — питательных насосов, дутьевых венти­ляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуля­ционных насосов и др.)

Для привода большинства рабочих механизмов используют трех­фазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться синхронные электродви­гатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с. н., что возможно лишь при надежном электро­снабжении их. Потребители с. н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в систе­ме с. н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя, так как стоимость электродвигателей 3 и б кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электро­энергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.

Для мощных блочных ТЭС возможно применение напряжения 0,66 кВ для электродвигателей 16 — 630 кВт и напряжения 10 кВ для крупных электродвигателей.

Рис.5.1. Структурные схемы рабочего питания

собственных нужд.

Если на электростанции предусматривается ГРУ 6—10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание не­посредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижаю­щий трансформатор с.н. Г (рис. 6.1.,а).

Если генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока (рис. 6.1., б).

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на соб­ственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформато­ра с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н,, тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы е повышенным напряжением КЗ или транс­форматоры с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MB ∙ А и более.

Значительного уменьшения токов КЗ в системе с.н. можно добиться, применив вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины (рис, 6.1., в), а генератор не имеет электрической связи с основными генераторами электростанции. Однако установка тур­бины малой мощности неэкономична, и такая система может оправдать себя только в сочетании со схемой питания отпайкой от энергоблока. В этом случае часть потребителей с. и. присоединяют к трансформаторам с. н„ а часть — к вспомогательному турбоагрегату. При уменьшении на­грузки энергоблока уменьшают частоту вспомогательного генератора, чем осуществляется плавное регулирование производительности подклю­ченных механизмов (питательных, циркуляционных, конденсатных насосов, дымососов, вентиляторов). Такое частотное групповое регулирование по­зволяет снизить расход энергии на с.н., что может оправдать увеличение затрат на установку вспомогательного турбоагрегата.

Все рассмотренные схемы не могут обеспечить надежного питания с.н., так как при повреждениях в генераторах, на шинах ГРУ или в тепломеха­нической части нарушается питание РУСН. Поэтому кроме рабочих источ­ников с.н. должны предусматриваться резервные источники питания. Та­кими источникам могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осущест­вляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электро­станции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работо­способном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. На ряде зарубежных электростанций в качестве ава­рийных источников питания с. н. установлены газовые турбины, которые подхватывают питание с. н. энергоблока при снижении частоты в энергоси­стеме.

Выбор мощности рабочих трансформаторов с. н. производится с учетом мощности потребителей с. н. Точный перечень всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеха­нической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств.

В учебном проектировании с достаточной точностью можно опреде­лить нагрузку с.н. P_с.н.мах и расход электроэнергии W_с.н. ориентировочно по табл. 5.1.

Используя данные табл. 5.1., можно определить необходимую мощность с.н., MB А:

S_с.н. ≥ Р_с.н.мах к_с (5.1)

где к_с = ; где к_одн – коэффициент одновременности, к_с - коэффи­циент загрузки; η_ср - средний КПД; cosφ_cр - средний cosφ злектродвигателей с.н.

Таблица 5.1.

Нагрузки, расход электроэнергии и коэффициент спроса установок с. н.

Тип электроустановки			кс
ТЭЦ; пылеугольная	8-14	8-13	0,8
газомазутная	5-7	6-10	0,8
КЭС: пылеугольная	6-8	4-7	0,85-0,9
газомазутная	3-5	З-б	0,85-0,9
АЭС с газовым теплоносителем	5-14	3-12	0,8
с водным теплоносителем	5-8	5-9	0,8
ГЭС: малой и средней мощности	3-2	2-1,5	0,7
большой мощности	1-0,5	0,5-0,2	0,8
Подстанция:
тупиковая	50-200 кВт	-	-
узловая	200-500 кВт	-	-