Собственные нужды электростанций. Общие принципы размещения площадок и генплан. Топливное хозяйство электростанций

Собственные нужды – совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ней эл.части, объединяющая работу электроустановки. Состав с.н. – механизмы, приводные двигатели, РУ с.н., элементы, питающие РУ с.н., оборудование для отопления, освещения. Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные АД электродвигатели с КЗ ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться СД. 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 6 кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электроэнергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.

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.

Если генераторы электростанции соединены в энергоблоки, то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

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 с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MBА и более.

Значительного уменьшения токов КЗ в системе с. н. можно добиться, применив вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины, 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. н. 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 должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой.

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

38. Особенности питания собственных нужд КЭС (расход на с.н. 3-8% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей связанных с пускорезервными трансформаторами с.н.

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с.н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один - при двух блоках, два - при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энер­гоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генератор­ного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но устано­вленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается: один - при двух энер­гоблоках, один присоединенный и один, готовый к замене,- при трех и бо­лее. Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому усло­вию. Резервные трансформаторы с.н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов элек­тростанции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосисте­мой осуществляется по линиям 500 - 750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при ус­ловии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН. - Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН авто­трансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Резервный трансформатор с.н. может присоединяться при помощи от­ветвления от блока генератор - трансформатор с установкой генераторного выключателя.

Резервные трансформаторы с.н. на КЭС с энергоблоками 160 МВт и более присоединяются к разным источникам питания (РУ разных напря­жений, разные секции сборных шин РУ одного напряжения, обмотки НН автотрансформаторов).

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных элек­тростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один энерго­блок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоеди­няются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6-10/0,4 кВ. Расход па с. н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т. д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВА не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

39. Особенности питания собственных нужд ТЭЦ (расход на с.н. 5-14% от установленной мощности станции)

Рабочие трансформаторы с.н. неблочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций с. н. 6 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.

Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один трансформатор с.н. или одна реактированная линия с.н. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих.

Если к одной секции ГРУ присоединены два рабочих источника с. н., то мощность резервного трансформатора или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.

На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного рабочего источника и одновременно пуск одного котла или турбины. Если в блоках генератор - трансформатор установлен выклю­чатель, то резервный трансформатор выбирается такой же мощности, как и рабочий. На ТЭЦ неблочного типа (с поперечными связями по пару) выбирается один резервный источник 6 кВ на каждые шесть рабочих трансформато­ров или линий. На блочных ТЭЦ число резервных трансформаторов выби­рается так же, как и на КЭС.

Схемы питания с. н. 0,4 кВ строятся по такому же принципу, как и на КЭС. Мощность с. н. 0,4 кВ ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощ­ности с. н.

40. Главные схемы ГЭС.

а) Особенности ГЭС

При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности.

Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, а поэтому вся пошлость выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор - трансформатор.

Увеличение установленной -мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. РУ высокого напряжения Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадра­тов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.

Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэто­му агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматри­вать установку выключателей на генераторном напряжении.

ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий.

Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки.

В цепях генераторов устанавливают выключатели или выключатели на­грузки в следующих случаях:

К схемам ГЭС на повышенных напряжениях предъявляются практиче­ски такие же требования, как и к схемам КЭС.

б) Схемы электрических соединений ГЭС

Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных энергоблоков (рис. 5.25), позволяющих уменьшить количество повышающих трансфор маторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений.

Выключатели Ql , Q 2 используются для включения и отключения гене­ратора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном генерато­ре отключается весь энергоблок.

На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.

В приведенной схеме ГЭС (рис. 5.25) ОРУ 500 кВ выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями QB 1 и QB 2. В отно­шении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обла­дает такой же гибкостью, как и кольцевая. Отключение линии производит­ся двумя выключателями, отключение энергоблока - тремя. После отделе­ния повредившегося энергоблока разъединителем схему можно восстано­вить, включив отключившиеся выключатели.

Несколько снижается надежность схемы при совпадении повреждения одного энергоблока, например первого, и отказа в работе выключателя QB 1, так как при этом отключаются все выключатели 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.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы"

ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генератор - трансформа­тор-линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами 500 и 220 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узловой под­станции энергосистемы.

Если шины ВН ГЭС являются узловыми точками энергосистемы и через них осуществляется переток мощности, то необходима установка автотрансформаторов связи, схема присоединения которых такая же, как и на КЭС.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы"

41. Технологический процесс производства э/э в ТЭЦ

Тепло­электроцентрали предназначены для цен­трализованного снабжения промышлен­ных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций ис­пользованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водо­снабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная эконо­мия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распростра­нение в районах и городах с большим потреблением тепла.

Радиус действия мощных городских ТЭЦ - снабжения горячей водой для отопления - не превышает 10 км. Пар для произ­водственных процессов при давлении 0,8-1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2 - 3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300 - 500 МВт. Лишь в самых больших го­родах (Москве, Ленинграде) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000-1500 МВт.

Установленную мощность ТЭЦ и типы турбоагрегатов выбирают в соответствии с потребностями в тепле и пара­метрами пара, используемого в произ­водственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили тур­бины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (рис. 1). Регулируемые отборы поз­воляют независимо регулировать в из­вестных пределах отпуск тепла и вы­работку электроэнергии. При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденса­торы. При большом и постоянном пот­реблении пара в технологических процес­сах применяют также турбины с проти­водавлением без конденсаторов.

Рис. 1 Принципиальная схема теплофика­ционного агрегата:

3 - ступень высокого давления турбины; 4 - сту­пень низкого давления; 5 - генератор; 6 - отбор па­ра для производства; 7 - отбор пара для отопления; 8 - бойлер; 9 - конденсатор; 10 - конденсатный на­сос; 11 -подогреватель низкого давления; 12 - деаэратор; 13 - насос питания парогенератора; 14 - подогреватель высокого давления
В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например ле­том, а также зимой при температуре воз­духа выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответст­вующая потреблению тепла, уменьшает­ся. Если энергосистема нуждается в элект­рической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увели­чивается поступление пара в части "низ­кого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электро­энергии теплофикационными станциями «на тепловом потреблении» возможна только при совместной работе с мощ­ными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла. В отечест­венных энергосистемах на долю ТЭЦ приходится около 40% всей вырабаты­ваемой энергии. Приблизительно поло­вина этой энергии вырабатывается «на тепловом потреблении» и половина - с пропуском пара в ступени низкого давле­ния и конденсаторы.

Большинство ТЭЦ используют при­родный газ, транспортируемый по газо­проводам.

42. Технологический процесс производства э/э в КЭС

Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по техническим и экономическим соображениям выпол­няют из ряда автономных частей -блоков. Каждый блок (рис. 1.3) состоит из парогенератора, турбины, электриче­ского генератора и повышающего транс­форматора, мощность которого соот­ветствует мощности генератора. Попе­речные связи между блоками в тепло­механической части в виде паропро­водов и водопроводов отсутствуют. При промежуточном перегреве пара они чрезвычайно усложнили бы всю систему коммуникаций и систему регулирования турбин; надежность станции снизилась бы. Поперечные связи между блоками в электрической части в виде сборных шин генераторного напряжения также не нужны, поскольку выдача мощности столь крупных агрегатов в сеть при первичном напряжении генераторов 20 - 30 кВ практически невозможна; токи короткого замыкания были бы чрезмерно велики. Трансформация напряжения гене­ратора до 110 - 750 кВ и выше является в рассматриваемых условиях единствен­но приемлемым решением. Отдельные

блоки связаны между собой только на сборных шинах высшего или среднего напряжения, откуда мощность станции поступает в сеть системы.

Конденсационные электростанции со­оружают обычно вблизи мест добычи топлива, транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая элек­троэнергия передается к местам потреб­ления по линиям электропередачи. Од­нако использование местного топлива не является обязательным признаком конденсационной станции. Коэффициент полезного действия КЭС с учетом рас­хода энергии на собственные нужды не превышает 0,32 - 0,40.

Конденсационные электростанции не­достаточно маневренны. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки блока требуют зна­чительного времени - от 3 до 6 ч. Поэ­тому для турбоагрегатов КЭС пред­почтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, из­меняющейся в пределах от технического минимума, определяемого видом топ­лива и конструкцией агрегата, до номи­нальной мощности.
Рис. 1.3. Принципиальная схема блока КЭС:

1 - парогенератор; 2 - пароперегреватель;

3 - часть высокого давления турбины; 4 - часть низкого давления турбины; 5 - промежуточный па­роперегреватель; 6 - конденсатор; 7 - конденсат-ный насос; 8 - насос питания парогенератора; 9 - генератор; 10 - повышающий трансформатор; // - выключатель блока; 12 - сборные шины стан­ции; 13 - трансформатор собственных нужд

43. Технологический процесс производства э/э в АЭС

Атомные электрические станции - это тепловые станции, использующие энер­гию ядерных реакций. В качестве ядер­ного горючего используют обычно изо­топ урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%. Основная масса урана - изотоп U-238 (99,28 % всей массы) при захвате нейтро­нов превращается во вторичное горю­чее - плутоний Ри-239. Возможно также использование тория, который при зах­вате нейтронов превращается в делящий­ся изотоп урана U-233. Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядер­ное топливо используют обычно в твер­дом виде. Его заключают в предохрани­тельную оболочку. Такого рода тепловы­деляющие элементы называют твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах ак­тивной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый ра­бочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоноси­телем является вода, которую подвер­гают тщательной очистке в неоргани­ческих фильтрах. Реакторы с водяным теплоносите­лем могут работать в водном или паро­вом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

При делении ядер урана или плутония образуются быстрые нейтроны, энергия которых велика. В природном или слабо­обогащенном уране, где содержание U-235 невелико, цепная реакция на быст­рых нейтронах не развивается. Поэтому быстрые нейтроны замедляют до тепло­вых (медленных) нейтронов. В качестве замедлителей используют вещества, которые содержат элементы с малой атомной массой, обладающие низкой поглощающей способностью по отноше­нию к нейтронам. Основными замедлителями являются вода, тяжелая вода, графит.В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако пер­спективным направлением является ис­пользование реакторов на быстрых нейтронах с расширенным воспроизвод­ством ядерного горючего - плутония; таким образом может быть использо­вана большая часть U-238.

Н

а атомных станциях Советского Союза используют ядерные реакторы следующих основных типов:

РБМК (реактор большой мощности, канальный) - реактор на тепловых ней­тронах, водо-графитовый;

ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) - реактор на тепловых нейтро­нах, корпусного типа;

Единичная мощность ядерных энер­гоблоков достигла 1500 МВт. В настоя­щее время считается, что единичная мощ­ность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображения­ми, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами.

Действующие в настоящее время АЭС по технологическим требованиям рабо­тают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с про­должительностью использования уста­новленной мощности 6500 - 7000 ч/год.

Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя, а также от ряда других факторов. Схема может быть одно­контурной (рис. 1.5, а), двухконтурной (рис. 1.5,6) и трехконтурной (рис. 1.5, в).

Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генерато­рами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. На­чальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284 °С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радио­активность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологи­ческую защиту.

Двухконтурную схему применяют в водо-водяном реакторе типа ВВЭР. В активную зону реактора подается под давлением вода, которая нагревается до температуры 568 - 598 °С при давле­нии 12,25-15,7 МПа. Энергия теплоно­сителя используется в парогенераторе для образования насыщенного пара. Второй контур нерадиоактивен. Блок состоит из одной конденсационной турбины мощностью 1000 МВт или двух турбин мощностью по 500 МВт с соот­ветствующими генераторами.

Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтро­нах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, соору­жают второй контур с нерадиоактив­ным натрием. Таким образом схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конден­сационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500 °С.

Рис. 1.5. Технологические схемы АЭС:

а - одноконтурная; 6 - двухконтурная; в - трехконтурная; / - реактор; 2 - турбогенератор; 3 - конден­сатор; 4 - питательный насос; 5 - парогенератор; 6 - циркуляционный насос

БН (быстрые нейтроны) - реактор на быстрых нейтронах с жидкометалли-ческим натриевым теплоносителем.

44. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

Состав электроприемников собственных нужд, потреб­ляемые ими мощность и энергия зависят от типа электро­станции (подстанции), вида топлива, мощности агрегатов и т. п.

Электроприемники собственных нужд по их влиянию на технологический режим электроустановки условно делят: на ответственные и неответственные. К ответственным отно­сят электроприемники, выход из строя которых может при­вести к нарушению нормального технологического режима работы или к аварии на электростанции или подстанции. Такие электроприемники требуют особо надежного питания. К неответственным относят электроприемники, выход из строя которых не сказывается непосредственно на техноло­гическом режиме электроустановки.

Основным приводом механизмов собственных нужд яв­ляются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели различного исполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровые мельницы), а также для очень мощ­ных механизмов находят применение синхронные электро­двигатели. Для механизмов, требующих регулирования ча­стоты вращения в широких пределах, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с дросселями насыщения или с управляемыми тиристорами в це­пи статора.

На электростанциях обычно принимают две ступени на­пряжения собственных нужд: высшее (3; 6 или 10 кВ) - для питания мощных электроприемников и низшее (380/220 В с глухозаземляющей нейтралью)-для питания мелких эл.приемников. U-е 660 В на отечественных электростанциях подстанциях пока не используется. Выбор той или иной си­стемы напряжений зависит, в частности, от технико-эко­номических характеристик выпускаемых промышленностью электродвигателей. При одной и той же мощности асин­хронные двигатели более низкого напряжения дешевле, чем двигатели более высокого напряжения. Однако по конст­руктивным и режимным соображениям (уровень токов КЗ, условия самозапуска) увеличение мощности двигателей приводит к необходимости увеличивать их номинальное напряжение.

В настоящее время промышленность выпускает электро­двигатели 380 В мощностью до 400 кВт, а электродвигате­ли 3-6 кВ - начиная с мощности 160 кВт. Двигатели 10 кВ могут иметь сопоставимые технико-экономические показатели начиная с мощности 630 кВт.

На КЭС, ТЭЦ, а также АЭС высшее напряжение в си­стеме собственных нужд, как правило, принимается рав­ным 6 кВ; при расширении электростанций, уже имеющих напряжение 3 кВ, а также на электростанциях средней мощности с генераторным напряжением 10 кВ экономичес­ки оправданным может быть использование напряжения 3 кВ. На КЭС с агрегатами мощностью 800-1200 МВт и соответственно с крупными механизмами собственных нужд целесообразно применение напряжения 10 кВ.

На ГЭС электродвигатели основных механизмов пита­ются от сети 380/220 В, а электродвигатели крупных меха­низмов- от сети 6 (10) кВ. На подстанциях в системе соб­ственных нужд принимается напряжение 380/220 В.

В системе собственных нужд на всех напряжениях при­меняется схема с одной секционированной системой сбор­ных шин, причем рабочее питание электроприемников од­ного элемента (котла, гидроагрегата) на напряжениях 3- 10 кВ и 380/220 В производится по блочной схеме от од­ного первичного источника, а резервное - от другого.

Предельная мощность трансф-ров собственных нужд 3-10/0,4 кВ в основном лимитируется коммутацион­ной способностью автоматических выключателей 0,4 кВ и в настоящее время принимается равной 1000 кВ-А при на­пряжении короткого замыкания 8%. При меньшей мощно­сти трансф-ов принимаются сниженные напряжения короткого замыкания (4,5-5,5%). В цепях двигателей и питающих линий сборок 0,4 кВ устанавливаются автомати­ческие выключатели. Установка более дешевых, но менее надежных и неавтоматических аппаратов (предохраните­лей) допускается только в цепях освещения, сварки и не­ответственных двигателей, не связанных с основным техно­логическим процессом (мастерские, лаборатории и т. п.). В отдельных случаях для ограничения уровней токов КЗ в сети 0,4 кВ используют токоограничивающие реакторы.

4

5.Схемы собственных нужд КЭС

Потребители собственных нужд КЭС делятся на ответственные и неответственные , а также на блочные и общестанционные. Блочная нагрузка питается от трансформаторов собст­венных нужд блоков, а общестанционная по возможности равномерно распределяется между блоками (на первой ста­дии строительства КЭС общестанционную нагрузку пита­ют либо от секций собственных нужд 1-го и 2-го блоков, либо от местной сети 6-35 кВ, имеющейся в районе стро­ительной площадки).

Собственные нужды 6 кВ блоков получают питание от блочных трансформаторов собственных нужд, подключае­мых на ответвлении между генератором и силовым транс­форматором (автотрансформатором). Каждый блок мощ­ностью 160 МВт и выше имеет две секции собственных нужд 6 кВ. Резервирование питания секций осуществляет­ся от спаренных резервных магистралей 6 кВ, связанных с резервными трансформаторами собственных нужд. При нарушении электроснабжения от рабочего источника ав­томатически (под действием АВР) подается питание от резервного источника. Резервные магистрали секциониру­ют выключателями через два-три блока и с помощью вы­ключателей соединяют с резервными трансформаторами. Согласно действующим нормам технологического проекти­рования число резервных трансформаторов на КЭС, где блоки не имеют генераторных выключателей, принимается равным: одному - при числе блоков 1 и 2; двум - при чис­ле блоков 3-6; трем (один генераторного напряжения и не подключен к источнику, но готов к транспортировке и вклю­чению в работу) - при числе блоков 7 и 8.

В схемах, где блоки имеют генераторные выключатели, принимается один резервный трансформатор, присоединен­ный к источнику питания, - при числе блоков один или два; один присоединенный к источнику питания и один не­присоединенный трансформатор генераторного напряже­ния - при числе блоков три и более.

На каждый блок предусматриваются две секции соб­ственных нужд 0,4 кВ. Каждая секция 0,4 кВ также имеет рабочее и резервное питание, которое подается автомати­чески. Рабочее питание секций 0,4 кВ блока осуществляет­ся от секций 6 кВ своего блока, резервное - от секций 6кВ какого-либо другого блока данной КЭС.

В настоящее время нашли применение две принципи­ально различные схемы питания и резервирования потре­бителей собственных нужд КЭС, показанные на рис. В схеме на рис. а две секции собственных нужд каж­дого блока получают питание от блочного трансформато­ра собственных нужд, включенного на ответвлении от выво­дов генератора, а резервирование питания осуществляется с помощью резервных магистралей 6 кВ, подключенных к пускорезервным трансформаторам собственных нужд ПРТ

В рассматриваемой схеме рабочие трансформаторы собственных нужд не могут обеспе­чить питание собственных нужд блока при пуске и остано­ве. Эти функции передаются на пускорезервные трансфор­маторы собственных нужд, каждый из которых должен обе­спечить замену рабочего трансформатора СН одного бло­ка и одновременный пуск или аварийный останов второго блока.

а) без генераторных выключателей блоков, б)частично с генераторными выключателями блоков, в)с генераторными выключателями блоков

На КЭС с пускорезервными питательными электрона­сосами мощность резервного трансформатора собственных нужд выбирают по одному из условий:

а) резервный трансформатор должен обеспечить замену рабочего трансформатора СН блока, работающего со 100%-ной нагрузкой (на турбопитательном насосе), с одновременным пуском второго блока;

б) резервный трансформатор должен обеспечить замену рабочего трансформатора СН блока (при работе на пита­тельном электронасосе) с одновременным пуском второго блока или одного котла при дубль-блоке.

Резервные трансформаторы подключают к распредели­тельному устройству среднего напряжения КЭС, к обмот­кам низшего напряжения автотрансформаторов связи или к другим независимым источникам питания.

Они могут так­же подключаться на ответвлении к блокам, имеющим ге­нераторные выключатели (рис. б).

Резервный трансформатор должен обеспечивать само­запуск электродвигателей ответственных механизмов СН (допустимо отключение неответственных механизмов) при расчетном времени перерыва питания (примерно 2,5 с), оп­ределяемом временем действия релейных защит, временем отключения выключателей, временем действия системы автоматического включения резерва и характером взаимодей­ствия электрических и технологических защит и блокиро­вок. Самозапуск электродвигателей собственных нужд дол­жен быть обеспечен без каких-либо мероприятий, обеспечи­вающих ступенчатое включение электродвигателей.

Мощность трансформаторов собственных нужд ограни­чивается допустимым уровнем токов КЗ в сети 6 кВ, который должен соответствовать отключающей способности устанавливаемых выключателей. Для схемы, показанной на рис. в , характерным яв­ляется то, что в цепи каждого генератора установлен вы­ключатель и рабочий трансформатор собственных нужд включен на ответвлении между этим выключателем и тран­сформатором блока. Здесь рабочий трансформатор собст­венных нужд может обеспечить пуск и останов своего бло­ка, поэтому отпадает необходимость в специальных пуско-резервных трансформаторах.

Для замены рабочих трансформаторов собственных нужд в зависимости от числа блоков предусматривают один или два резервных трансформатора РТ, мощность каждого из которых равна мощности наиболее крупного рабочего трансформатора. Мощность рабочих трансформаторов соб­ственных нужд выбирается по мощности блочной и обще­станционной нагрузок на своих секциях.

Вариант схемы питания собственных нужд по рис. в обладает определенными технологическими преимущества­ми по сравнению с вариантом схемы по рис. а.

46. Схемы собственных нужд ТЭЦ

Электроприемники собствен­ных нужд ТЭЦ делят на ответственные и неответственные . К неответственным электроприемникам добавляется группа сетевых насосов. Питание потребителей собственных нужд осуществляется от сетей 3-6 и 0,4 кВ. Распределительные устройства собственных нужд 3-6 кВ выполняют по схеме с одной системой сборных шин, а число секций принимают равным числу котлов.

На ТЭЦ смешанного типа, т.е. с неблочной (имеются поперечные связи по пару) и блочной частями, число сек­ций в первой части принимают равным числу котлов, а чис­ло секций во второй части выбирают, как на КЭС, т.е. од­ну-две секции на блок в зависимости от мощности блока. Рабочее питание собственных нужд неблочной части осу­ществляется от сборных шин генераторного напряжения, а блочной части - ответвлениями от соответствующих бло­ков (не рекомендуется питание собственных нужд осущест­влять ответвлениями от блоков с турбинами типа Р). Ре­зервирование питания собственных нужд производится от шин генераторного напряжения. Число резервных источни­ков- трансформаторов или линий (при равенстве напря­жения на шинах собственных нужд генераторному напря­жению) на электростанциях с поперечными связями зави­сит от числа рабочих трансформаторов собственных нужд или линий: на каждые шесть рабочих трансформаторов (линий) принимают один резервный. При этом к одной сек­ции шин распределительного устройства генераторного на­пряжения (ГРУ) присоединяют не более двух рабочих трансформаторов собственных нужд. Для повышения на­дежности электроснабжения потребителей собственных нужд рабочие и резервные источники (трансформатор, ли­нию) присоединяют к разным секциям ГРУ. При наличии в ГРУ двух систем сборных шин резервный источник вмес­те с трансформатором связи может быть подключен к ре­зервной системе шин, а в случае одной системы сборных шин резервный источник может быть подключен к ответ­влению от трансформатора связи. Рабочие трансформато­ры собственных нужд должны без перегрузки обеспечивать питание всех потребителей соответствующих секций.

Схемы собственных нужд ТЭЦ:

а)с поперечными связями по пару б)смешанного типа

Мощность резервных источников питания собственных нужд выбирают, исходя из следующего:

а) если рабочие и резервные источники подключены к шинам ГРУ, причем к каждой секции подключен один ра­бочий источник, то мощность резервного источника прини­мают не менее мощности наиболее крупного рабочего ис­точника;

б) если рабочие и резервные источники подключены к шинам ГРУ, причем к одной секции подключены два рабо­чих источника, то мощность резервного источника должна быть на 50% больше мощности наиболее крупного рабо­чего источника;

в) если рабочие источники подключены к ответвлениям от блоков без генераторных выключателей, то мощность ре­зервного источника должна быть достаточной для замены наиболее крупного рабочего источника и одновременного пуска котла или турбины;

г) если рабочие источники подключены к ответвлениям от блоков, имеющих генераторные выключатели, то мощ­ность резервного источника должна быть равна мощности рабочего источника.

Пример схем питания собственных нужд ТЭЦ дан на

На тепловых электростанциях на случай полной, дли­тельной (более 30 мин) потери напряжения промышленной частоты, связанной с авариями на электростанции или си­стемными авариями, предусматривается, кроме указанного выше, надежное питание от неблочной части станции (если она имеется), от ближайших электростанций или от ава­рийных дизель-генераторных или газотурбогенераторных установок следующих потребителей: электродвигателей валоповоротных устройств, подзарядных агрегатов аккуму­ляторных батарей, аппаратуры контрольно-измерительных приборов, аварийного освещения.

Для каждого котла (или турбины, если число турбин превышает число котлов) в РУ 0,4 кВ главного корпуса пре­46.

дусматривается одна секция. Необходимость двух секций на котел требует обоснования. На каждый блок в главном корпусе должно быть не менее двух секций 0,4 кВ. Обще­станционная нагрузка по возможности равномерно распре­деляется между секциями РУ 0,4 кВ. В главном корпусе могут выполняться отдельные общестанционные секции 0,4 кВ, причем их число должно быть не менее двух.

Ч

асть секций 0,4 кВ блоков с помощью автоматических выключателей секционируется на две полусекции, к одной из которых подключаются ответственные потребители. При длительном исчезновении напряжения 0,4 кВ минимальная защита напряжения отключает секцию с неответственными потребителями, а секция с ответственными потребителями автоматически подключается к резервному источнику пита­ния. Резервные источники должны обеспечивать самоза­пуск ответственных механизмов, от работы которых зави­сит сохранность основного оборудования.

Согласно НТП на каждые шесть рабочих трансформа­торов СН 6-10/0,4 кВ принимается один резервный тран­сформатор СН 6-10/0,4 кВ. Для электростанций с блоч­ной тепловой схемой принимается один резервный транс­форматор 6-10/0,4 кВ на два блока (при числе рабочих трансформаторов до шести) или один резервный транс­форматор на блок (при числе рабочих трансформаторов более шести).

47. СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значитель­но проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с. н.

Подсчет нагрузок с. н. ГЭС ведется конкретно для каждого проекта, так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов, но и от типа электростанции (приплотинная, деривационная, водосливная

В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ, поэтому распределение электроэнер­гии осуществляется на напряжении 0,4/0,23 кВ. Питание с. н. производится от трансформаторов, присоединенных :

к токопроводам генератор - трансформатор без выключателя со стороны генераторного напряжения;

к шинам генераторного напряжения;

к выводам НН автотрансформатора связи;

к местной подстанции.

Потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водоснабажения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, вентиляция, подъемные механизмы и др.) Часть этих потребителей является ответственными. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух незави­симых источников.

На рис. 5.47 приведен пример схемы питания с. н. мощной ГЭС.

Рис. 5.47 Схема питания сн мощной ГЭС с общими питающими трансф-ми.

Агрегатные с. н. питаются от отдельных секций 0,4/0,23 кВ. Часть по­требителей общестанционных с. н. может быть значительно удалена от здания ГЭС, поэтому возникает необходимость распределения электро­энергии на более высоком напряжении (3,6 или 10 кВ). В этом случае предусматриваются главные трансформаторы с. н. Т1, Т2 и агрегатные Т5 - Т8. Трансформаторы Т9 - Т12 служат для питания общестанционных нагрузок. Резервное питание секций 6 кВ осуществляется от местной подстанции, оставшейся после строительства ГЭС. Резервирование агре­гатных с. н. осуществляется от резервных трансформаторов ТЗ, Т4. Ответственные потребители с. н., отключение которых может привести к отклю­чению гидроагрегата или снижению его нагрузки, присоединяются к разным секциям с. н.

Мощность трансформаторов агрегатных с. н. выбирается по суммарной нагрузке с. н. соответствующих агрегатов. Главные трансформаторы (Т1, Т2) выбираются с учетом взаимного резервирования и с возможностью их аварийной перегрузки.

При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов на ходит применение схема раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей.

Для электроснабжения агрегатных и большинства общестанционных потребителей с. н. 0,4 кВ применяют сухие трансформаторы, включенные по схеме глубокого ввода. Единичная мощность трансформаторов не дол­жна превышать 1000 кВ·А при и к = 8 %.

На ГЭС малой и средней мощности нагрузка с. н. невелика, поэтому достаточно иметь одну ступень напряжения 0,4 кВ. На рис. 5.49 показана схема с. н. ГЭС малой мощности. Трансформаторы Т1 и Т.2 присоединены к сборкам генераторов через разъединители. Сборные шины с. н. 0,4 кВ секционированы нормально отключенным автоматическим выключателем, включенным в схему АВР. Мощность каждого трансформатора выбирает­ся на полную нагрузку. Агрегатные и общестанционные потребители с.н. присоединены к общим

шинам 0,4 кВ.

Рис. 5.49. Схема питания с. н. ГЭС малой мощности

48. СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИЙ

Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенса­торов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува транс­форматоров, обогрев приводов, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителя­ми являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе - зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки их подшипников, насосы системы охлаждения.

Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.

Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов с. н. выбирается по нагрузкам с. н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

В учебном проектировании можно по ориентировочным данным определить основные нагрузки с.н. подстанции Р уст , кВт . приняв для двигательной нагрузки cosφ= 0,85, определяют Q уст и расчетную нагрузку:

где к с -коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременно­сти и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять к с = 0,8.

Мощность трансформаторов с.н. выбирается:

– при двух трансформаторах с.н. на подстанции без постоянного дежур­ства и при одном трансформаторе с.н.

S т ≥ S pac ч;

–при двух трансформаторах с.н. на подстанции с постоянным дежурством

где К п - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно при­нять равным 1.4;

если число трансформаторов с.н. больше двух, то

Предельная мощность каждого трансформатора с.н. должна быть не более 630 кВ·А. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВ·А при и к = 8 %.

Два трансформатора с. н. устанавливают на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ.

Один трансформатор с. н. устанавливают на однотрансформаторных подстанциях 35 - 220 кВ с постоянным оперативным током, без синхрон­ных компенсаторов и воздушных выключателей с силовыми трансформа­торами ТМ. В этом случае предусматривается складской резерв в энерго­системе.

Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.

Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330 - 750 кВ, на подстанциях 110 - 220 кВ с числом масляных выключате­лей 110 или 220 кВ три и более, на подстанциях 35 - 220 кВ с воздушными выключателями.

Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35 - 220 кВ без выключателей ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанциях 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.

На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы с. н. T 1, T 2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов (рис. 5.50, а). Это необходимо для возможности управления выключателя­ми 6-10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6-10 кВ.

Шины 0,4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменно­го тока осуществляется от шин с. н. через стабилизаторы TS с напряже­нием на выходе 220 В.

На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы с. н. T 1, T 2 присоединяются к

шинам 6 - 35 кВ (рис. 5.50,6). Если отсут­ствует РУ 6 - 35 кВ, то трансформаторы с. н. присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов.

Рис 5.50. Схема питания с. н. подстанций:

а)- с оперативным переменным током; б) - с оперативным постоянным током

49. КЛАССИФИКАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

Различают распределительные устройства внутренние и наружные. В устройствах первого вида аппараты размещены в зданиях и. следовательно, защищены от атмосферных осадков, ветра резких изменений температуры, а также от пыли, морской соли, вредных химических агентов в воздухе. В наружных устройствах аппараты установлены вне зданий и, следовательно, подвер­жены воздействию атмосферы и содержащихся в воздухе вредных веществ.

Распределительное устройство называют сборным, если большая часть монтажных работ выполняется на месте установки. РУ называют комплект­ным, если оно изготовлено на специа­лизированном заводе и поставляется к месту установки готовыми частями.

Распределительное устройство лю­бого вида должно отвечать требованиям безопасности, надежности и экономичности.

Безопасность для людей, обслу­живающих РУ, обеспечивают многими способами, из которых основными яв­ляются следующие:

1. 
   в наружных РУ аппараты и проводники ограждают или устанавливают достаточно высоко, чтобы исключить возможность случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением;
2. 
   во внутренних РУ аппараты и проводники присоединений разделяют защитными стенами, обеспечивающими возможность безопасного ремонта частей не нарушая работы соседних частей.
3. 
   коридоры проезда и обслуживания выбирают достаточной ширины, чтобы обеспечить безопасный транспорт оборудования.

4) оборудование размещают так чтобы обеспечить возможность визуальной проверки отключенного положения разъединителей;

1. 
   предусматривают блокирующие устройства, исключающие возможность неправильных операций с коммутационными аппаратами;
2. 
   в РУ 500 кВ и выше предусматривают особые средства для защиты людей от воздействия электрического поля;
3. 
   пожарную безопасность обеспечивают применением аппаратов без масла или с минимальным содержанием масла и горючих компаундов; в наружных устройствах с баковыми масляными выключателями предусматривают масло приемники, заполненные гравием и щебнем с целью воспрепятствовать возгоранию масла; под трансформаторами предусматривают маслоприемники и маслостоки; между трансформаторами предусматривают прочные огнеупорные стены, препятствующие распространению огня.

Надежность РУ зависит от многих условий, из которых важнейшими яв­ляются: высокое качество аппаратов: соответствие коммутационной способ­ности выключателей, электродинамиче­ской и термической стойкости аппаратов и проводников расчетным токам КЗ; надежная быстродействующая защита сборных шин и присоединений, а также использование других автоматических устройств; эффективная защита от пере­напряжений с помощью разрядников: правильно организованная эксплуата­ция, в частности профилактические ис­пытания оборудования и ремонты.

Экономичность распределительного устройства определяется его стоимостью при условии удовлетворительного реше­ния требований безопасности и надеж­ности. При проектировании внутренних и наружных РУ оценивают варианты, сопоставляя объемы строительных ра­бот, размеры площадей, количество, массу металлических и железобетонных конструкций. проводникового материала и изоляторов, также сроки сооружения..

РУ сооружают, как правило, по типовым проектам, разрабатываемым центральными проектными институтами Министерства энергетики и электрификации СССР. При наличии типовых конструкций проектирование облегчается и ускоряет­ся, повышается качество проектов.