Собственные нужды электростанций и подстанций

90. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Основные вопросы: 1. Схемы собственные нужды КЭС. 2. Схемы собственные нужды ТЭЦ. 3. Схемы собственные нужды ГЭС. 4. Схемы собственные нужды ПС 1.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.90.1 В схеме на рис. 90.1 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 Рисунок 90.1а- без генераторных выключателей блоков, 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. Рисунок 90.1б- частично с генераторными выключателями блоков,, Рисунок 90.1 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. 2. 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: Рисунок 90.2 а- с поперечными связями по пару Рисунок 90.2 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 рис. 90.3. Рисунок 90.3 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 пре­дусматривается 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. Часть 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). 3. 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 и др.). 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. 90.4 приведен пример схемы питания с. н. мощной ГЭС. Рис. 90.4 Схема питания сн мощной ГЭС с общими питающими трансформаторами . 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 находит 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 ик = 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. 90.5 Схема питания с. н. ГЭС малой мощности 4. 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 Руст, кВт. приняв для двигательной нагрузки cosφ= 0,85, определяют Qуст и расчетную нагрузку: где кс -коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременно­сти и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять кс = 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 pacч; –при двух трансформаторах с.н. на подстанции с постоянным дежурством где Кп — 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 ик = 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. T1, T2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов (рис. 90.7, а). Это необходимо для возможности управления выключателя­ми 6—10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6—10 кВ. Рисунок 90.6 -Схема питания с. н. подстанций: а)-с оперативным переменным током; б)-с оперативным постоянным током 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. T1, T2 присоединяются к шинам 6 — 35 кВ (рис. 90.6 б). Если отсут­ствует РУ 6 — 35 кВ, то трансформаторы с. н. присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов. Рисунок 90.6 -Схема питания с. н. подстанций: б)-с оперативным постоянным током Контрольные вопросы: 1. По какому признаку разделяют механизмы собсвенных нужд на ответсвенные и неответственные? 2. Перечислите основные ответственные механизмы собственных нужд паротурбинной станции. 3. Какие электродвигатели и почему нашли наибольшее применение для привода механизмов собственных нужд? 4. При каких условиях понижение напряжения в питающей сети приводит к затормаживанию двигателя? 5. Какое значение имеет самозапуск двигателей ответственных механизмов собственных нужд? 6. При помощи каких мер обеспечивается минимально необходимое напряжение ни шинах собственных нужд во время самозапуска двигателей? 7. Чем определяется суммарная мощность самозапускающихся двигателей при питании их от заданного трансформатора собственных нужд? 8. Какие мероприятия проводят в целях обеспечения надежности питания собсвенных нуждот генераторов? 9. Почему необходимо стремиться к тому, чтобы время действия релейной защиты в системе собственных нужд стнации не превышало 0,5-1с? 10. Каким образом присоединяется к шинам ГРУ резервный трансформатор с.н? 11. Какое количество резервныхтрансформаторов с.н. необходимо для установки с.н. крупной РЭС с пятью блокми по 200 МВт? 12. Для какой цели секционируется резервная магистраль? Литература / Интернет-ресурсы: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций»