Системы собственных нужд

В разделе 2 «Технологические схемы электрических станций» было показано, что для нормальной работы основных агрегатов электростанции при производстве электроэнергии необходимо большое количество различных вспомогательных механизмов. Эти механизмы отличаются друг от друга назначением, устройством, принципом действия, мощностью, есть высокоскоростные и тихоходные механизмы, с поступательным и вращательным движением узлов и деталей, с неизменной и постоянно меняющейся нагрузкой. Однако подавляющее большинство из них в качестве приводов используют электрические двигатели. Для электроснабжения этих двигателей на электрических станциях предусматривается система собственных нужд (С.Н.).

Среди потребителей электрической энергии кроме двигательной нагрузки существуют и другие: освещение, обогрев, охлаждение, электрофильтры, зарядно-подзарядные устройства и т.п.

Все потребители собственных нужд по надежности электроснабжения относятся к потребителям первой категории. У каждого из них особые требования к условиям электроснабжения.

4.1 Схемы СН КЭС

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. т. е. следует выбрать трансформатор С.Н. мощностью 40 MB•А. Если питательный насос и дутьевой вентилятор имеют турбопривод, то мощность трансформатора С.Н. снижается до 32 MB* А. Распределительное устройство С.Н. выполняется с одной секционированной системой шин. Количество секций 6—10 кВ для блочных ТЭС принимается по две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт). Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору С.Н. На рис. 5.24 приведена схема питания С.Н. части блочной КЭС с тремя энергоблоками по 300 МВт. Трансформаторы С.Н. 77, 72, Т3 питают секции

6 кВ соответственно первого энергоблока 1ВА, 1ВВ, второго 2ВА, 2ВВ и третьего ЗВА, ЗВВ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений, общестанционная нагрузка (о.с.н.) и трансформаторы 6/0, 4 кВ. Резервное питание секций С.Н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами С.Н. (Т4 на рис. 5.24).

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 по одному резервному на каждые четыре блока. При шести и более блоках предусматривается дополнительный резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику, но готовый к замене любого рабочего трансформатора С.Н. 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 (ПО, 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. 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. Если точный перечень потребителей С.Н. в таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора С.Н. выбирается на ступень больше, чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска. 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 на 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 отделениях, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ • А 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. Требования к схемам С.Н. 0, 4 кВ более подробно изложены в. На рис. 5.24 показано питание секций С.Н. 0, 4 кВ одного энергоблока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0, 4 кВ первого энергоблока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1СА, 1СВ, ICC, 1CD. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1СА и 1СВ, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0, 4 кВ присоединен к секции 3ВА третьего энергоблока. Потребители 0, 4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2СА, 2СВ, 2СС, 2CD, а третьего — к секциям ЗСА, ЗСВ, ЗСС, 3CD (на рис. 5.24 эти секции не показаны). Резервный трансформатор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2ВВ второго энергоблока. Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах С.Н. трансформаторы имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот. Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока КЗ до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства (для энергоблоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока КЗ на стороне 0, 4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.

4.2 Схемы СН ТЭЦ

Рабочие трансформаторы с.н. не блочной 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. Мощность ТСН и количество секций с. н. в блочной части ТЭЦ выбираются так же, как и для КЭС. Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин). На рис. 5.25, а показано присоединение рабочего и резервного трансформаторов с. н. к двойной системе шин ГРУ: рабочий трансформатор Т2 присоединен к первой системе шин К1, а резервный РТ — ко второй системе шин К2. Шиносоединительный выключатель нормально включен, трансформатор связи присоединен к шинам К2. При повреждении в рабочем трансформаторе 72 отключаются Q2, Q3 и автоматически включаются Q6, Q4. При повреждении на

рабочей системе шин К1 отключаются Ql, QK и Q3. Напряжение на резервной системе шин К2 сохраняется благодаря трансформатору связи, соединенному с шинами ВН, поэтому автоматически включаются Q6, Q4, восстанавливая питание секции с.н. На рис. 5.25, б показано присоединение рабочего и резервного трансформаторов с. н. к ГРУ с одной системой шин. При аварии в ТСН отключаются Q2, Q3 и автоматически включаются Q6, Q4, подавая питание от резервного трансформатора РТ. При аварии на шинах ГРУ отключаются Ql, Q7, затем защитой минимального напряжения — Q3, после чего автоматически включаются Q6, Q4, восстанавливая питание с.н. от шин ВН через трансформатор связи Т1 и резервный РТ.

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 секций 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 или аварийный останов одного котла или турбины. Если в блоках генератор — трансформатор установлен выключатель, то резервный трансформатор выбирается такой же мощности, как и рабочий. Мощность резервного трансформатора проверяется по условиям самозапуска.

На ТЭЦ не блочного 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.

4.3 Схемы СН АЭС

Схемы такие же как и на КЭС, ТЭЦ.

На АЭС выделяют четыре группы потребителей:

I группа - перерыв электроснабжения недопустим в связи с опасностью жизни (системы управления и защиты реактора, дозиметрического контроля, аварийные маслонасосы и т.д.);

II группа - допускает перерыв на время не более 1...3 минут (насосы первого контура и его вспомогательные насосы, специальная вентиляция, аварийное освещение и т.д.);

III группа - ГЦН и газодувки;

IV группа - все остальные потребители. В соответствии с этим и формируют схемы электроснабжения С.Н. АЭС. Для потребителей IV и III групп схема С.Н. та же, что и для ТЭС. Однако потребители III группы должны обеспечить циркуляцию теплоносителя через активную зону реактора (аварийное расхолаживание) даже при полном отключении С.Н. и генератора от сети. Для этого используется энергия маховых масс ГЦН или генераторов. При этом возможны варианты. Схемы электроснабжения потребителей III группы Для потребителей II группы предусматривают специальные шины надежного питания, которые через два последовательных выключателя подключаются к шинам обычного питания. В случае отключения их от шин обычного питания питание потребителей II группы осуществляется от дизель-генератора, подключаемого к шинам надежного питания через 1...3 минуты. Потребители I группы - это потребители небольшой мощности. Они питаются на напряжении 0, 4 кВ переменного тока и (или) 220 В постоянного тока. Для них предусматриваются шины гарантированного питания. Через выпрямители от шин надежного питания напряжение подается на шины гарантированного питания постоянного тока. Сюда подключаются потребители I группы постоянного тока, аккумуляторные батареи и инверторы, через которые осуществляется питание потребителей I группы переменного тока. Предусматриваются три независимых друг от друга системы гарантированного питания.

4.4 Схемы СН ГЭС и ГАЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, 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;

шинам генераторного напряжения;

выводам НН автотрансформатора связи;

местной подстанции.

Целесообразность установки отдельных трансформаторов, присоединенных к РУ 220 кВ и более, должна быть обоснована. Потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, вентиляция, подъемные механизмы и др.). Часть этих потребителей являются ответственными (техническое водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с. н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников. На рис. 5.29 приведен пример схемы питания с.н. мощной ГЭС.

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, 72) 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. Агрегатные сборки 0, 4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов, присоединенных к РУ с.н. 6-10 кВ, которое получает питание от автотрансформаторов связи между РУ ВН и РУ СН.

4.5 Схемы СН подстанций

Основными потребителями С.Н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогреватели приводов коммутационных аппаратов, масла в маслосодержащих аппаратах, шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, освещение и отопление подстанции, компрессорные установки, зарядные и подзарядные агрегаты, двигатели систем смазки и охлаждения синхронных компенсаторов, система пожаротушения и т.д. Состав потребителей С.Н. определяется типом подстанции, мощностью трансформаторов, наличием синхронных компенсаторов, типом электрооборудования, видом оперативного тока. Мощность потребителей С.Н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Схема питания потребителей С.Н. зависит от вида оперативного тока. В качестве оперативного может использоваться постоянный (от аккумуляторных батарей), выпрямленный (от выпрямительных устройств) и переменный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330...1150 кВ и на подстанциях с РУ 110...220 кВ со сборными шинами. Переменный оперативный ток на подстанциях 35...220 кВ применяется везде, где это возможно по условиям работы приводов выключателей. В частности, он применяется: на подстанциях без выключателей на стороне высшего напряжения; на подстанциях 110 кВ, у которых приняты схемы мостиков с установкой маломасляных выключателей (кроме ВМК-110); на подстанциях с высшим напряжением 6...35 кВ, у которых приняты к установке масляные выключатели с пружинным приводом. Применение выпрямленного оперативного тока на подстанциях 110...220 кВ с выключателями на стороне высшего напряжения возможно, если исключена возможность одновременного включения более одного выключателя. На подстанциях с оперативным постоянным током ТСН присоединяются к шинам 6...10 (35) кВ, а при отсутствии РУ этих напряжений - к выводам низшего напряжения трансформаторов (автотрансформаторов). Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы С.Н. при повреждениях в РУ. Поэтому на подстанциях с переменным и выпрямленным оперативным током ТСН присоединяется отпайкой к вводам главных трансформаторов. Это необходимо для управления выключателями 6...10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6...10 кВ. Шины 0, 4 кВ для большей надежности секционируются автоматом (или контактором, если требуется АВР). Питание оперативных цепей предусмотрено от вводов низшего напряжения трансформаторов С.Н. до автоматов через стабилизаторы напряжения, дающие на выходе 220 В.