Главные схемы электрических соединений электростанций. Главной схеме электрической

ПЭЭ_Лекция_6

Министерство образования и науки Российской Федерации

КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Конспект лекций

для студентов дневной формы обучения специальности

140211 Электроснабжение

Лекция 6

Главные схемы тепловых электростанций

и подстанций

(3 часа)

Краснодар

2010

6 Главные схемы тепловых электростанций и подстанций

6.1 Виды схем и их назначение

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции)  это совокупность основного электрооборудования (гене-раторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемыявляется определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как онопределяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема являетсяисходнойпри составлении принципиальныхсхем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схеми т.д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейномисполнениипри отключенном положениивсех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.

В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой, применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схемавыдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.

На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников или условных графических изображений (рисунок 6.1). Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т.д.) на схеме не показывают.

Рисунок 6.1 Структурная схема подстанции

На рисунке 6.2 показана главная схема этой же подстанции без некоторых аппаратов трансформаторов тока, напряжения, ограничителей перенапряжений. Такая схема являетсяупрощенной принципиальной схемойэлектрических соединений.

Рисунок 6.2 Упрощенная принципиальная схема

электрических соединений

На полной принципиальной схеме(рисунок 6.3) указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей и отделителей, указывают также типы применяемых аппаратов.

В оперативной схеме(рисунок 6.4) условно показаны разъединители и заземляющие ножи. Действительное положение этих аппаратов (включено, отключено) показывается на схеме дежурным персоналом каждой смены.

Согласно ГОСТ 2.710-81 буквенно-цифровое обозначениев электрических схемах состоит из трех частей: 1-я указывает вид элемента, 2-яего порядковый номер, 3-яего функцию. Вид и номер являются обязательной частью условного буквенно-цифрового обозначения и должны присваиваться всем элементам и устройствам объекта. Указание функции элемента (3-я часть обозначения) необязательно.

В 1-й части записывают одну или несколько букв латинского алфавита, во 2-й части одну или несколько арабских цифр, характеризующих порядковый номер элемента. Например, QS1разъединитель № 1; Q2выключатель № 2; QKсекционный выключатель.

Рисунок 6.3 Полная принципиальная схема

6.2 Основные требования к главным схемам электроустановок

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы.

1) Значение и роль электростанции для энергосистемы.

Базисные электростанции несут основную нагрузку, пиковые электроснатции работают неполные сутки во время максимальных нагрузок, ТЭЦ несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями.

2) Категория электроприемников по надежности электроснабжения.

Электроприемники первой категории электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Рисунок 6.4 Оперативная схема

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников,бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприемники второй категории электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники третьей категории  все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группыэлектроприемников первой категориидолжнопредусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьегонезависимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категориимогутбыть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников первой категориис особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснованийрекомендуетсяосуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники второй категориив нормальных режимахдолжныобеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

3) Перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети.

Основные требования к схемам:

 надежность электроснабжения потребителей;

 приспособленность к проведению ремонтных работ;

 оперативная гибкость электрической схемы;

 экономическая целесообразность.

6.3 Структурные схемы электростанций

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.

На рисунке 6.5 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6-10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6-10 кВ.На рисунке 6.5,а два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный,к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110-220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Рисунок 6.5 Структурные схемы ТЭЦ

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35-110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рисунок 6.5,б). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.

При незначительной нагрузке (6-10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6-10 кВ (рисунок 6.5,в). Мощные энергоблоки 100 250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей.

На рисунке 6.6 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рисунок 6.6,а).

Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (рисунок 6.6,б) или автотрансформатором, установленном в блоке с генератором (рисунок 6.6, в).

Рисунок 6.6 Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС

На рисунке 6.7 показаны структурные схемы подстанций. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рисунок 6.7,а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей (рисунок 6.7,б). Возможно сооружение подстанций с двумя РУ среднего напряжения, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора (рисунок 6.7,в). Выбор той или иной структурной схемы электростанции или подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов) .

Рисунок 6.7 Структурные схемы подстанций

6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ

На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения, предусматривается установка трансформаторов для связиэтих шин с шинами повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы, и для резервирования питания нагрузок на напряжении 6-10 кВ при плановом или аварийном отключении одного генератора.

Число трансформаторов связи обычно не превышает двух и выбирается из следующих соображений.

При трех или более секциях сборных шин ГРУ устанавливаются дватрансформатора связи. Это позволяет создать симметричную схему и уменьшить перетоки мощности между секциями при отключении одного генератора.Одинтрансформатор связи ГРУ с РУ высокого напряжения может быть установлен, если на ТЭЦ один или два генератора, например для первой очереди станции.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни.

Мощность трансформаторов связи выбирается с учетом возможности питания потребителей в летний период, когда при снижении тепловых нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Также учитывается необходимость резервирования питания нагрузок в период максимума при выходе из строя наиболее мощного генератора, присоединенного к ГРУ.

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений cosгенераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд:

(6.1)

где РГ,QГсуммарные активная и реактивная мощности генераторов,

присоединенных к сборным шинам;

РН, QHактивная и реактивная нагрузки на генераторном напряжении;

РСН, QCHактивная и реактивная нагрузки собственных нужд.

Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторамииграфиков нагрузки потребителейисобственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, втрехрежимах:

1) в режиме минимальных нагрузок, подставляя в формуле (6.1) Pн,min,Qн,min, находятS1,РАСЧ;

2) в режиме максимальных нагрузок (Pн,max, Qн,max) находят S2,РАСЧ;

3) в аварийномрежиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величинаРГ,QГ) находятS3,РАСЧ.

По наибольшей расчетной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов

(6.2)

где кПГ  коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (см. л. 4, п. 4.2.5).

Трансформаторы связи могут работать как повышающиеврежиме выдачи мощностив энергосистему и какпонижающиеприпередаче мощностииз энергосистемы. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформаторов с РПН.

Трансформаторы могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ, кроме нагрузок 6-10 кВ, имеются нагрузки 35 кВ (рисунок 6.5,б). Мощность таких трансформаторов выбирают понаиболее загруженной обмотке, учитывая перетоки в трех рассмотренных выше режимах.

Для каждого сочетания напряжений устанавливается, как правило, два трехобмоточных трансформатора или автотрансформатора.

6.5 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на КЭС, ГЭС и АЭС

На мощных КЭС, ГЭС и АЭС выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях (рисунок 6.6,б, в).

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов.

Мощность автотрансформатороввыбирается помаксимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется понаиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом может бытьвыдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высшего напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этомнеобходимо учитыватьв расчетеминимальную нагрузкуна шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высшего напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из энергоблоков, присоединенных к этим шинам.

Число автотрансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. При наличии дополнительных связей между линиями высшего и среднего напряжения в энергосистеме на электростанции может быть установлен один автотрансформатор, а в некоторых случаях возможен отказ от установки автотрансформатора связи. При таком решении упрощается конструкция РУ и уменьшаются токи КЗ на шинах высшего и среднего напряжения.

Если связей между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы нет, то устанавливаются два автотрансформатора.

Переток мощности через автотрансформаторы связи определяется выражением

(6.3)

где РГ,QГактивная и реактивная мощности генераторов,

присоединенных к шинам среднего напряжения;

РСН, QCHактивная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков,

присоединенных к шинам СН;

РС, QCактивная и реактивная нагрузки на шинах СН.

Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная,минимальнаянагрузка СН иотключение энергоблока, присоединенного к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформатора по формуле (6.2) с учетом допустимой перегрузки.

Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генератором (рисунок 6.6,в). В этом случае мощность автотрансформатора выбирается с учетом коэффициента типовой мощности. Обмотка низшего напряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора:

(6.4)

где SH0Mноминальная мощность автотрансформатора по каталогу;

КТИПкоэффициент типовой мощности.

Так как обмотка низшего напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, то

(6.5)

откуда

(6.6)

Коэффициент КТИПзависит от коэффициента трансформации автотрансформатораnВС = UB/UCи находится в пределах 0,33-0,667.

Соответственно мощность автотрансформатора в блоке с генератором составляет:

Увеличение мощности автотрансформатора при установке его в блоке с генератором снижает эффективность применения схемы связи, показанной на рисунке 6.6,в. В этой схеме автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает электроэнергию со стороны низшего напряжения на сторону высшего или среднего напряжения и осуществляет переток между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы требуют строгого контроля загрузки обмоток. Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

6.6 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции

Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.

На двухтрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации, когда нагрузка не достигла расчетной, возможна установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего или низшего напряжения. В дальнейшем при увеличении нагрузки до расчетной устанавливается второй трансформатор. Если при установке одного трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН нельзя или полная расчетная нагрузка подстанции ожидается раньше чем через 3 года после ввода ее в эксплуатацию, то подстанция сооружается по конечной схеме, т. е. с двумя трансформаторами.

Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей III категории, если замена поврежденного трансформатора или ремонт его производится не более одних суток.

Установка четырех трансформаторов возможна на подстанциях с двумя средними напряжениями (220/110/35/10 кВ, 500/220/35/10 кВ).

Мощность трансформаторов выбирается по условиям:

 при установке одного трансформатора

(6.7)

при установке двух трансформаторов

(6.8)

при установке nтрансформаторов

(6.9)

6.7 Схемы электрических соединений на стороне 610 кВ

6.7.1. Схема с одной системой сборных шин

Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 610 кВ являетсясхема с одной несекционированной системой сборных шин(рисунок 6.8,а).

Источники питания и линии 610 кВ присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. При необходимости отключения линии W1 достаточно отключить выключатель Q1. Если выключатель Q1 выводится в ремонт, то после его отключения отключают разъединители:сначала линейныйQS1, азатем шинныйQS2.

Таким образом, операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения с целью обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствамрассматриваемой схемы.

а несекционированная

б секционированная

Рисунок 6.8 Схемы с одной системой шин

Недостатки схемы.

1) Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять напряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Это приводит кперерывуэлектроснабжениявсех потребителейна время ремонта.

2) При КЗ на линии, например в точке К-1 (рисунок 6.8,а), должен отключиться соответствующий выключатель Q4, а все остальные присоединения должны остаться в работе; однако при отказе этого выключателя отключатся выключатели источников питания Q5, Q6, вследствие чего сборные шины останутся без напряжения. Короткое замыкание на сборных шинах(точка К-2) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекращение электроснабжения потребителей.

Схема с одной несекционированной системой шин применяется:

а) при полном резервировании потребителей по сети;

б) при наличии технологического резерва на электростанциях;

в) при питании от сборных шин неответственных потребителей третьейкатегории.

Недостатки схемы с одной несекционированной системой шинчастично устраняются путемразделения сборных шин на секции, число которых обычно соответствуетколичеству источников питания.

На рис. 6.8,б показана схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем. Схема сохраняет все достоинства схем с одиночной системой шин; кроме того,авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

Достоинства схемы:простота,наглядность,экономичность,достаточно высокая надежность,что можно подтвердить на примере присоединения главной понизительной подстанции (ГПП) к шинам электроустановки двумя линиями W3, W4 (рисунок 6.8,б). При повреждении одной линии (КЗ в точке К-2) отключаются выключатели Q2, Q3 (в результате действия УАВР) и автоматически включается QK3, восстанавливая питание первой секции ГПП по линии W4.

studfiles.net

Главные схемы электрических соединений электростанций

Главная схема электростанции любого типа – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. Главная схема изображается графически с помощью условных графических и буквенно-цифровых обозначений согласно единой системе конструкторской документации (ЕСКД). Помимо главных схем в данном курсе будут рассмотрены схемы собственных нужд.

Главная схема и схема собственных нужд отображаются в данном учебном пособии в виде принципиальных схем. Принципиальная электрическая схема – графическое изображение элементов электрического устройства и связей между ними. Принципиальная схема не показывает взаимного (физического) расположения элементов, а лишь указывает на то, какие элементы с какими соединяются в принципе.

Также применяются оперативные, монтажные схемы электрических соединений и схемы вторичных соединений. Оперативные схемы служат для отображения истинного состояния элементов схемы на текущий момент времени и используются оперативным персоналом в повседневной работе. Монтажные схемы содержат информацию о физическом расположении элементов схемы и применяются при монтаже и наладке электрооборудования. К схемам вторичных соединений относятся электрические схемы цепей управления, релейной защиты и автоматики, контроля состояния оборудования, автоматизированной системы управления и т. п.

Вернёмся к главным схемам электростанций. Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении (то есть показана лишь одна фаза из трёх реально существующих) при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении, а также в трёхфазном исполнении.

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи мощности, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.

На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников или условных графических изображений. Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т. д.) на этой схеме не показывают.

Структурные схемы электростанций могут быть блочными, с генераторным распределительным устройством (ГРУ) и комбинированными.

Вариант блочной схемы показан на рис. 9.1. На данном рисунке каждый из шести блоков состоит из одного генератора и одного блочного повышающего трансформатора. Электроэнергия на повышенном напряжении поступает на распределительные устройства высшего (РУ-ВН) и среднего (РУ-СН) напряжений и далее – по линиям электропередачи в энергосистему. Как правило, на электростанции имеются два РУ повышенного напряжения, которые для надежности связываются автотрансформаторами связи (АТ) – одним или двумя.

Выключатели повышенного напряжения показаны условно. В действительности они находятся в составе соответствующего РУ, а их количество на одно присоединение не обязательно равно одному. Возможные схемы РУ подробно рассмотрены в главе 8.

На рис. 9.1 не показаны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд, секции собственных нужд одного из блоков, магистраль резервного питания – более подробно соответствующие схемы приведены в главе 11.

Рис. 9.1. Главная схема блочной электростанции

В зависимости от количества генераторов и трансформаторов в блоке и от способа их соединения различают следующие виды блоков, перечисленные в порядке убывания надежности и стоимости капитальных затрат:

моноблок, когда для одного генератора используется один трансформатор – рис. 9.2а;

объединенный блок, когда два моноблока объединяются между собой на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов и имеют один общий выключатель высокого напряжения – рис. 9.2б;

укрупненный блок, когда два генератора подключены к одному общему повышающему трансформатору с расщепленной обмоткой низшего напряжения – рис. 9.2в;

сдвоенный блок, когда два генератора подключены к общей шине, а затем – к повышающему трансформатору с нерасщепленной обмоткой низшего напряжения – рис. 9.2г.

а) б) в) г)

Рис. 9.2. Разновидности блоков генератор-трансформатор

Моноблок – наиболее надёжный блок, т. к. при выходе из строя любого элемента одного из моноблока соседний моноблок остаётся в работе.

Объединённый блок дешевле двух моноблоков, т. к. происходит экономия на одном выключателе высокого напряжения. С другой стороны надёжность объединённого блока ниже, т. к. при аварийном или плановом ремонте единственного выключателя высшего напряжения приходится останавливать оба генератора.

Укрупнённый блок ещё дешевле, т. к. происходит экономия на повышающем трансформаторе. Но при выходе из строя единственного трансформатора произойдёт потеря обоих генераторов, тогда как в объединённом блоке на время ремонта трансформатора отключится лишь один генератор. Второй генератор отключится кратковременно – на время отключения выводимого в ремонт трансформатора разъединителями.

Сдвоенный блок дешевле укрупнённого, т. к. нерасщеплённый трансформатор при прочих равных дешевле расщеплённого. Однако надёжность такой схемы ниже. Действительно, оба генератора имеют общую электрическую точку – генераторную шину. Данная шина является дополнительным элементом, в результате чего вероятность коротких замыканий увеличивается по отношению к другим видам блоков. С другой стороны, как и в случае укрупнённого блока, КЗ могут происходить и на самих генераторах. Здесь также есть принципиальное отличие по отношению к укрупнённому блоку. В сдвоенном блоке при коротком замыкании на одном из генераторов, на другом генераторе произойдёт значительное снижение напряжения, т. к. между генераторами практически отсутствует сопротивление. В схеме укрупнённого блока уменьшение напряжения также произойдёт, но в меньшей степени – из-за большого сопротивления расщеплённой обмотки низшего напряжения. По этой же причине в схеме укрупнённого блока будут ниже токи КЗ.

Для единичной мощности генератора 1000 МВт используется блок особого типа – с 6-фазной обмоткой генератора и с расщеплённой обмоткой повышающего трансформатора – см. рис. 9.3.

Рис. 9.3. Блок с 6-фазной обмоткой генератора и с расщеплённой обмоткой повышающего трансформатора

Блочные схемы характерны для крупных электростанций, электроэнергия которых передаётся на большие расстояния – АЭС, КЭС, мощные ТЭЦ и ГЭС. Действительно, передача электроэнергии на большие расстояния наиболее экономична при повышенных напряжениях.

От блочных схем перейдём к схемам с ГРУ. Схемы с ГРУ характерны для ТЭЦ, которые производят не только электроэнергию, но и тепловую энергию и поэтому находятся рядом с потребителем, на расстоянии до 10 км (электрическую нагрузку такого потребителя будем называть местной). Следовательно, для передачи электроэнергии на малые расстояния можно использовать сравнительно невысокое напряжение, то есть генераторное напряжение 6,3 кВ или 10,5 кВ. С другой стороны, ТЭЦ должна быть связана с единой энергосистемой, куда выдаются избытки мощности, а эту связь дешевле выполнить на повышенном напряжении 110 кВ или 220 кВ. Поэтому помимо ГРУ схема ТЭЦ имеет также РУ-ВН для передачи электроэнергии на большие расстояния. Если вблизи ТЭЦ имеется энергоёмкое производство, то его питание осуществляется на напряжении 35 кВ или 110 кВ, в этом случае предусматривается ещё одно распределительное устройство – РУ-СН. На рис. 9.4 изображен один из вариантов схемы электростанции с использованием ГРУ.


Рис. 9.4. Главная схема с ГРУ	Рис. 9.5. Комбинированная главная схема

Достоинства схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами:

достигается экономия на повышающих трансформаторах и выключателях повышенного напряжения, – их число может быть меньше количества генераторов;

схема выдачи мощности становится более гибкой и надёжной, – при выходе из строя одного из генераторов нет необходимости отключать трансформатор и наоборот при отключении одного из трансформаторов другой трансформатор может быть кратковременно перегружен.

Недостатки схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами:

из-за увеличения токов КЗ происходит удорожание выключателей и токоведущих частей генераторного напряжения;

для снижения токов КЗ приходится применять токоограничивающие реакторы;

при больших мощностях генераторов токи КЗ становятся настолько значительными, что схема становится нереализуемой технически;

возникают дополнительные капитальные затраты на сооружение ГРУ с многочисленными аппаратами и токоведущими частями.

Кроме рассмотренных выше типов схем выдачи мощности, структурная схема станции может быть также комбинированной, то есть совмещать достоинства блочных схем и схем с ГРУ – рис. 9.5. Комбинированные схемы используются в случае ТЭЦ.

Представленные схемы являются типовыми. Для конкретных электростанций схемы могут несколько варьироваться с изменением топологии и количества элементов. Далее рассмотрим особенности построения главных схем электростанций различного типа.

Главные схемы электрических соединений электростанций

clip_image002

Рис. 9.1. Главная схема блочной электростанции

моноблок, когда для одного генератора используется один трансформатор – рис. 9.2а;

clip_image004

а) б) в) г)

Рис. 9.2. Разновидности блоков генератор-трансформатор

clip_image006

Рис. 9.3. Блок с 6-фазной обмоткой генератора и с расщеплённой обмоткой повышающего трансформатора


Рис. 9.4. Главная схема с ГРУ	Рис. 9.5. Комбинированная главная схема

Достоинства схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами:

Недостатки схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами:

для снижения токов КЗ приходится применять токоограничивающие реакторы;

9.1. Главная схема теплоэлектроцентрали

Рассмотрим различные подходы к формированию главной схемы ТЭЦ в зависимости от доли мощности, потребляемой местной нагрузкой, и от напряжения, на котором электроэнергия выдаётся в энергосистему и к местной нагрузке.

1. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочный принцип – рис. 9.6. Мощность, выдаваемая собственным нуждам, обозначена РСН. Связь с энергосистемой осуществляется обычно от одного РУ-ВН на напряжениях 110-220 кВ через два (реже один) двухобмоточных трансформатора.

clip_image012

Рис. 9.6. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ

2. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-110 кВ. В этом случае помимо РУ-ВН появляется РУ-СН – рис. 9.7. Соответственно приходится либо использовать трёхобмоточные трансформаторы (рис. 9.7а) и автотрансформаторы (рис. 9.7б), либо увеличивать число двухобмоточных трансформаторов (рис. 9.7в). Трёхобмоточные трансформаторы используется в случае, когда напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются значительно – например 110/35 кВ или 220/35 кВ. Если напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются в меньшей степени (220/110 кВ), то используют трёхобмоточные автотрансформаторы. В этом случае проявляются достоинства автотрансформаторов по сравнению с обычными трансформаторами – см. раздел 4.3.

clip_image014 clip_image015

clip_image016

Рис. 9.7. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-110 кВ

а – с трёхобмоточными трансформаторами;

б – с трёхобмоточными автотрансформаторами;

в – с двухобмоточными трансформаторами

3. Рассмотрим ТЭЦ с малой местной нагрузкой (РМН < 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочная схема, а питание местной нагрузки происходит от отпайки генераторного токопровода, обычно через сдвоенные токоограничивающие реакторы – рис. 9.8.

clip_image018

Рис. 9.8. Главная схема ТЭЦ с малой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ

4. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ и с генераторами разной мощности, что характерно для расширения существующей электростанции. Например, до расширения на ТЭЦ имелись генераторы единичной мощностью Рген ≤ 110 МВт, работающие на общее ГРУ. Такие генераторы имеют номинальное напряжение 6,3 кВ или 10,5 кВ [1]. Допустим в процессе расширения станции предусматривается установка более мощных генераторов единичной мощностью Рген ≥ 120 МВт. Эти генераторы невозможно подключить к существующему ГРУ по двум причинам. Во-первых, согласно [1] их номинальное напряжение больше либо равно 15,75 кВ, то есть не соответствует напряжению ГРУ. Во-вторых, даже если бы напряжения соответствовали, то подключение дополнительного мощного генератора к ГРУ повлекло бы за собой значительное увеличение токов КЗ, а следовательно – невозможность выбора токоведущих частей и коммутационных аппаратов. Поэтому дополнительные генераторы подключаются к РУ-ВН по блочному принципу, а схема станции становится комбинированной – рис. 9.9.

clip_image020

Рис. 9.9. Комбинированная главная схема ТЭЦ

9.2. Главная схема конденсационной тепловой электростанции

Требования к главным схемам электрических соединений КЭС сформулированы в [10]. Главные схемы электрических соединений КЭС выбираются на основании утвержденной схемы развития энергосистемы и участка последней, к которому присоединяется данная электростанция, а также с учетом общей и единичной мощности устанавливаемых агрегатов.

Главная схема КЭС строится по чисто блочному принципу, т. к. электроэнергия от КЭС передаётся на большое расстояние и на повышенном напряжении, а значительная местная нагрузка на генераторном напряжении отсутствует. Обычно в главных схемах КЭС используют моноблоки. Пример главной схемы КЭС с шестью блоками показан на рис. 9.1.

9.3. Главная схема атомной электрической станции

Требования к главным схемам электрических соединений АЭС сформулированы в [11].

Схемы присоединения к энергосистеме должны обеспечивать в нормальных исходных режимах на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия системной противоаварийной автоматики при отключении любой отходящей линии электропередачи или автотрансформатора связи.

В ремонтных режимах, а также при отказах выключателей главной схемы и устройств релейной защиты, устойчивость работы АЭС в энергосистеме должна обеспечиваться действием противоаварийной системной автоматики на разгрузку станция.

Как уже отмечалось, АЭС является, по сути, конденсационной электростанцией с дополнительным циклом, относящимся к ядерному реактору. В связи с этим главная схема АЭС аналогична главной схеме КЭС. Отличие состоит в большем разнообразии видов блоков – на АЭС используются не только моноблоки, но и более сложные блочные схемы. Это объясняется двумя причинами. Во-первых, имеются блоки АЭС достаточно большой мощностью – РБМК-1000 МВт и ВВЭР-1000 МВт на существующих АЭС и ВВЭР-1200 МВт на строящихся. Во-вторых, на некоторых АЭС один реактор обслуживается двумя генераторами – ВВЭР-440 (2х220 МВт) и РБМК-1000 (2х500 МВт), или даже тремя генераторами – БН-600 (3х200 МВт).

Главная схема АЭС с реакторами ВВЭР-440 имеет объединенные блоки – два генератора ТВВ-220 и два трансформатора ТЦ-250 – рис. 9.10.

Главная схема блоков ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 имеет отличительную особенность – имеется 6-фазный генератор, подключенный к расщепленному повышающему трансформатору. На рис. 9.11 показана главная схема проекта Ленинградской АЭС-2.

clip_image022

Рис. 9.10. Главная схема Кольской АЭС

clip_image024

Рис. 9.11. Главная схема проекта Ленинградской АЭС-2

Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 содержит укрупненные блоки – два генератора ТВВ-500 и расщеплённые трансформаторы. При этом в связи с большими перетоками мощности используется группа из трёх однофазных трансформаторов ОРЦ-417. На схемах показывается один однофазный трансформатор, т. к. схема однолинейная. Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 показана на рис. 9.12 на примере Ленинградской АЭС.

clip_image026

Рис. 9.12. Главная схема действующей Ленинградской АЭС-1

Главная схема АЭС с реакторами БН-600 изображена с учётом того, что один реактор обслуживается тремя генераторами – рис. 9.13.

clip_image028

Рис. 9.13. Главная схема Белоярской АЭС

9.4. Главная схема гидравлической электростанции

Требования к главным схемам электрических соединений ГЭС сформулированы в [12] и во многом совпадают с аналогичными требованиями для АЭС.

Дополнительно учитывается возможность работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов, высокая маневренность гидроагрегатов и более частые коммутации, связанные с участием в покрытии пиковой и полупиковой части графика нагрузки энергосистемы, возможность работы гидрогенераторов в режиме потребления реактивной мощности.

Гидроэлектростанции с агрегатами средней и большой мощности (от 50 МВт и выше) обычно не имеют генераторного распределительного устройства (ГРУ) и всю энергию выдают в энергосистему на напряжениях 110-750 кВ по блочным схемам. В главных электрических схемах ГЭС применяются моноблоки, а также объединенные, укрупнённые и сдвоенные блоки.

Укрупнение и объединение блоков позволяет уменьшить число присоединений к распределительному устройству высокого напряжения и применить схемы с меньшим числом выключателей на присоединение, например, схему многоугольника вместо схемы “3/2”. Это может оказаться существенным для ГЭС, сооружаемых в районах со сложной топографией и ограниченной площадью для РУ высокого напряжения, а также в условиях ограниченной площади под главные повышающие трансформаторы со стороны нижнего или верхнего бьефа.

Главная электрическая схема ГЭС должна учитывать очередность ввода агрегатов и возможность расширения распределительных устройств повышенных напряжений в соответствии с перспективой развития энергосистемы. Выдача электроэнергии от гидроагрегатов первых очередей строящейся электростанции должна предусматриваться через соответствующие части постоянных распределительных устройств.

Главную схему ГЭС рассмотрим на примере проекта Саяно-Шушенской гидростанции – рис. 9.14.

На Саяно-Шушенской ГЭС используются уникальные гидрогенераторы СВФ-1275/275-42 активной мощностью 640 МВт и полной мощностью 711 МВА, что на сегодняшний день в России является максимальной единичной мощностью гидрогенератора. Специально для данного гидрогенератора разработана группа из трёх однофазных трансформаторов 3хОРЦ-533000/500/ clip_image030 /15,75-15,75 с двумя расщепленными обмотками генераторного напряжения.

clip_image032

Рис. 9.14. Главная схема Саяно-Шушенской ГЭС

9.5. Главная схема гидроаккумулирующей электростанции

Гидроаккумулирующие электростанции ГАЭС имеют обратимые синхронные генераторы-двигатели мощностью в сотни МВт. В связи с этим важно обеспечить допустимые колебания напряжения на шинах повышенных напряжений РУ при различных режимах работы обратимых агрегатов, в том числе при прямом асинхронном пуске. Для облегчения операции пуска обратимых машин ГАЭС в насосном режиме необходимо использование передовых технических решений за счет использования частотного метода запуска через регулируемые тиристорные статические преобразователи. Для включения, отключения и реверсирования обратимых агрегатов ГАЭС используются два выключателя на генераторном напряжении – рис. 9.15.

clip_image034

Рис. 9.15. Главная схема Ленинградской ГАЭС

kursak.net

3. Выбор главной схемы электрических соединений

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается в соответствии с нормами технологического проектирования /7/.

В /8/ установлено минимальное количество типовых схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов и позволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части ПС.

Приведенные типовые схемы являются обязательными при проектировании ПС всех ведомств, если проектируемая ПС в последующем будет эксплуатироваться Минтопэнерго.

Применение нетиповых схем допускается только при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

- обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников и транзитными перетоками мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу развития ПС;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность .

Учитывая тип ПС, выбираем схему № 110-4. Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Главная схема электрических соединений представлена на рисунке 2.

Рис. 3.1 – Главная схема электрических соединений

4. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, необходимо рассчитать токи короткого замыкания. При этом достаточно определить ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения.

Расчет токов при трехфазном коротком замыкании производят в следующем порядке /10/:

Для рассматриваемой установки составляют расчетную схему; Расчетная схема - это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров, которые влияют на значение тока короткого замыкания и поэтому должны учитываться при выполнении расчетов. Расчетная схема установки должна отражать нормальный режим работы. На расчетной схеме (рис. 4.1) намечают расчетные точки короткого замыкания - так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия работы.

Рис. 4.1 Расчетной схеме

2) По расчетной схеме составляют схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими, источники вводят в схему замещения как ЭДС и сопротивления, остальные элементы – как сопротивления. Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах.

За базисную мощность принимаем либо суммарную мощность всех источников питания, либо любую цифру, кратную 10. За базовое значение напряжения принимаем среднее значение той ступени, на которой рассматривается короткое замыкание.

3) Путем постепенного преобразования приводим схему замещения к простому виду – так, чтобы каждый источник питания или группа источников с эквивалентной ЭДС Е*э были связаны с точкой короткого замыкания одним сопротивлением Х*рез (рисунок 4).

Рис. 4.2 - Результирующая схема замещения

Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника питания к месту короткого замыкания. При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразование звезды сопротивлений в треугольник и обратно, метод расщепления схем и т. п.

studfiles.net