5 -4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ КЭС И АЭС а) Требования к схемам мощных тепловых электростанций Мощность генераторов, установленных на тепловых электростанциях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации блоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт. Установленная мощность современных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шинах таких электростанций осуществляется связь между несколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме.
К схеме электрических соединении КЭС помимо общих предъявляются и другие специфические требования: 1. Главная схема должна выбираться на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих линии, допустимые токи КЗ на повышенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи.
2. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и секционного, не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого также допускается потеря двух блоков. 3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через типы электростанции. 4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.
6. Ремонт выключателей напряжением 110 к. В и выше должен быть возможным без отключения присоединения. 7. Схемы РУ ВН должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов КЗ. 8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя. Все перечисленные требования в равной степени относятся к современным атомным электростанциям, на которых устанавливаются мощные блоки по 500 и 1000 МВт. Главная схема должна удовлетворять режимным требованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.
Схемы блоков генератор—-трансформатор и генератор— трансформатор—линия Как было показано, схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор — трансформатор (рис. 5 -18).
Рис. 5 -18. Схемы блоков генератор —трансформатор. а, д — блоки с двухобмоточными трансформаторами; б — блок с автотрансформатором; в — объединенный блок; г — блок с генератором 1200 МВт.
В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 5 -18, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В 1 со стороны повышенного напряжения. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, исключая междуфазные КЗ. Поэтому никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором не предусматривается. При повреждении в трансформаторе с. н. необходимо отключение всего блока. Данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более.
На рис. 5 -18, б показана схема блока генератора с автотрансформатором. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС или АЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель В 3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах напряжением 110— 220 к. В или 500— 750 к. В отключится В 2 или В 1 соответственно, а блок останется работать на шины напряжением 500— 750 или 110 — 220 к. В. В некоторых случаях с целью удешевления конструкции РУ напряжением 330— 750 к. В применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В 1 (рис. 5 -18, в). Выключатели В 2, В 3 необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.
Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора (шестифазная система), соединяются в блок с повышающим трансформатором с двумя обмотками НН: одной, соединенной в треугольник, а другой — в звезду для компенсации сдвига в 30° между двумя обмотками статора (рис. 5 -18, г). В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 5 -18, д). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В (или выключателем нагрузки ВН), при этом не затрагивается схема на стороне ВН, что особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор— трансформатор—линия (ГТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.
Схемы ГТЛ применяются, если число линий равно числу блочных трансформаторов. Линии ВН присоединяются к ближайшей районной подстанции, распределительное устройство ВН на электростанции в этом случае не сооружается. Указанные схемы имеют существенный недостаток — при повреждении линии блок отключается на все время ремонта линии. Для устранения этого недостатка применяются схемы ГТЛ с уравнительной системой шин. На рис. 5 -19 показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шин, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В 2, В 4 и т. д.
Рис. 5 -19. Схема блоков генератор — трансформатор — линия с уравнительной системой шин.
Типовые схемы мощных КЭС и АЭС На современных КЭС и АЭС устанавливаются блоки 500, 800 1000, 1200 МВт. Выдача электроэнергии производится на напряжении 220, 330, 500, 750 к. В. Ниже приведены примеры типовых схем. На рис. 5 -20 показана схема КЭС с восемью блоками по 300 МВт и установкой блока 1200 МВт при расширении. Блоки 1, 2, 3 выдают электроэнергию в РУ 220 к. В, выполненное по схеме с двумя рабочими и обходной СШ. В процессе развития электростанции при увеличении числа присоединений к шинам 220 к. В одна СШ секционируется. Блок 4 с автотрансформатором связывает РУ 220 к. В и 500 к. В. Объединенные блоки 6, 5 и 7, 8 выдают электроэнергию в РУ 500 к. В, выполненное по схеме шестиугольника, а при развитии и установке блока 1200 МВт — по схеме 3/2 выключателя на присоединение (на рис. 5 -20 расширение схемы показано пунктиром).
Рис. 5 -20. Схема КЭС (8 300 + 1 1200) МВт.
На рис. 5 -21 показана схема КЭС с шестью блоками по 800 МВт. РУ 330 к. В выполнено по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ 750 к. В выполнено по схеме шестиугольника с возможностью перехода на схемы 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение при увеличении числа цепей. Значительное уменьшение числа выключателей в РУ ВН может быть достигнуто при отказе от установки автотрансформатора связи, что, однако, возможно лишь при наличии соответствующих связей в сетях данного района энергосистемы.
Рис. 5 -21. Схема КЭС (6 800) МВт.
На рис. 5 -22 приведен пример схемы АЭС с двумя атомными реакторами по 1000 МВт. На первом этапе развития АЭС на один реактор установлено два турбогенератора по 500 МВт. Поскольку эти турбогенераторы по технологической части объединены в пределах одного реактора, то и в электрической части применен объединенный блок ГТ. На следующих этапах устанавливаются моноблоки по 1000 МВт. РУ 330 и 750 к. В выполнены по схеме квадрата с возможностью перехода при увеличении числа присоединений к схеме 3/2 выключателя на цепь. Резервные трансформаторы с. н. присоединены к автотрансформатору связи и независимому источнику по линиям 110 к. В.
Рис. 5 -22. Схема АЭС — 2000 МВт.
5 -5. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ а) Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения Как было рассмотрено, на ТЭЦ предусматривается ГРУ, к которому присоединяются линии 6— 10 к. В для питания близкорасположенных потребителей. Более удаленные потребители могут получать питание по линиям 35— 110 к. В. Главные схемы ТЭЦ проектируются в тесной увязке со схемами распределительных сетей и схемами электроснабжения промышленных предприятий.
Применение одиночной или двойной системы шин на генераторном напряжении определяется исключительно схемой распределительных сетей на этом напряжении, т. е. наличием или отсутствием сетевого резерва. Схемы на стороне повышенного напряжения определяется числом и характером отходящих линий. Распространена схема ТЭЦ с двумя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения; на среднем напряжении (35 к. В) осуществляется питание удаленных потребителей. Схема такой ТЭЦ представлена на рис. 5 -23. Генераторы Г 1, Г 2, Г 3 работают на сборные шины 6— 10 к. В, которые связаны с шинами 35 и 110 к. В с помощью трехобмоточных трансформаторов Т 1, Т 2. На стороне 35 к. В из-за небольшого числа линий и малой ответственности потребителей принята одиночная секционированная система шин. Питание потребителей на стороне генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.
Рис. 5 -23. Схема ТЭЦ мощностью 180 МВт (3 60 МВт).
При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены турбогенераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к сборным шинам генераторного напряжения (6— 10 к. В) не присоединяется, так как, во-первых, это резко увеличит токи КЗ, а во-вторых, номинальные напряжения этих генераторов 15, 75; 18 к. В отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины 110— 220 к. В.
Схемы блочных ТЭЦ Рост единичной мощности турбогенераторов (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем. В схеме, изображенной на рис. 5 -24, потребители 6— 10 к. В получают питание реактированными отпайками от генераторов Г 1, Г 2, более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 к. В. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6— 10 к. В. Как всякая блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели В 1, В 2. Трансформаторы связи Т 1, Т 2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.
В 3 В 4 Рис. 5 -24. Схема блочной ТЭЦ.
На трансформаторах блоков Г 3, Г 4 предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 к. В при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках с. н. При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются турбогенераторы Г 5, Г 6, соединенные в блоки ГТЛ. Линии 220 к. В этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 к. В ТЭЦ выключатели не установлены, отключение линии производится выключателем районной подстанции. Отключение генераторов производится выключателями В 3, В 4.
5 -6. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Особенности ГЭС При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности. Как правило, ГЭС сооружаются вдали от потребителей, а поэтому вся мощность выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор—трансформатор, не предусматривая сборных шин генераторного напряжения. Увеличение установленной мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. Вследствие этого число линий высокого напряжения обычно не увеличивается, а поэтому расширения РУ высокого напряжения не требуется. Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадратов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.
Многие ГЭС работают в пиковом режиме, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать выключателей на генераторном напряжении. ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ ВН и выхода линий. Поэтому применяются простые схемы с наименьшим числом выключателей. Повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных блоков: два—три генератора на один повышающий трансформатор. Собственные нужды ГЭС менее ответственны, чем на тепловых электростанциях, и потребляют значительно меньшую мощность, что влияет на схему питания с. н. ГЭС.
Схемы мощных ГЭС Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных блоков (рис. 5 -25), позволяющих уменьшить количество повышающих трансформаторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений. Выключатели В 1, В 2 используются для включения и отключения генератора. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном из генераторов отключается весь блок. На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.
Рис. 5 -25. Схема мощном ГЭС.
На повышенных напряжениях мощных ГЭС при значительном числе присоединений применяются схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. На действующих ГЭС значительно чаще, чем на тепловых электростанциях применяются кольцевые схемы: трех-, четырех-, пяти- и шестиугольник. В приведенной схеме ГЭС (рис. 5 -25) ОРУ 500 к. В выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями ВС 1 и ВС 2. В отношении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обладает такой же гибкостью, как кольцевая. Отключение линии производится двумя выключателями, отключение блока — тремя. После отделения повредившегося блока разъединителем схему можно восстановить, включив отключившиеся выключатели.
Несколько снижается надежность схемы при совпадении аварии в одном из блоков, например, в первом и отказе в работе выключателя ВС 1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий блок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося блока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключателей на восемь присоединений. Если шины ВН гидроэлектростанции не являются коммутационным узлом энергосистемы, то рекомендуются упрощенные схемы: ГТЛ, простые и двойные мостики, шины — линия, шины — трансформатор (см. рис. 5 -30). При большем числе присоединений на стороне 110, 220 к. В ГЭС применяют схемы с одной или двумя рабочими и обходной системами шин. Схемы мощных ГЭС во многом сходны со схемами блочных ТЭС.
Рис. 5 -30. Схема узловой подстанции.
5 -7. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ а) Общие сведения Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района. По способу присоединения к сети все подстанции можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.
Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. На рис. 1 -1 —это подстанции Г, И, К. Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям (на рис. 1 -1 — подстанция Д). Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием (на рис. 1 - 1 —это подстанция Ж). Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок (на рис. 1 -1 —подстанции А, Б, В).
Рис. 1 -1. Принципиальная схема энергосистемы.
По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций А, Б (рис. 1 -1) осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750— 220 к. В. Потребительские подстанции В, Г, Д, Е (см. рис. 1 -1) предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.
Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна: • обеспечить надежность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режиме, учитывать перспективу развития; • допускать возможность постепенного расширения; • учитывать требования противоаварийной автоматики; • обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединении. На подстанциях рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.
Схемы тупиковых и ответвительных подстанций Тупиковые и ответвительные подстанции выполняются по упрощенным схемам без выключателей высокого напряжения. Однотрансформаторная подстанция может присоединяться к питающей сети по схеме блок трансформатор — линия с установкой КЗ и ОД. Подстанции 35— 110 к. В с двухобмоточными трансформаторами небольшой мощности (до 6300 к. ВА) могут иметь на стороне ВН только предохранитель и разъединитель.
Рис. 5 -11. Схемы блоков трансформатор — линия. а — с выключателем; б — без выключателя.
Двухтрансформаторные подстанции на стороне ВН снабжаются автоматической или неавтоматической перемычкой (рис. 5 -26). В автоматической перемычке (рис. 5 -26, а) установлен разъединитель и отделитель двустороннего действия. Нормально Р 3 включен, а ОД 3 отключен, так как режим работы двух линий на один трансформатор через включенную перемычку недопустим: при повреждении в одной из параллельных линий релейная защита отключит обе линии. Аварийное отключение линии происходит гораздо чаще, чем трансформаторов. В этом случае и используется перемычка. Так, при устойчивом КЗ на линии Л 1 отключается выключатель В 1 на питающем конце, защитой минимального напряжения отключается выключатель В 3, а затем отделитель ОД 1. Для восстановления в работе трансформатора Т 1 автоматически включается отделитель ОД 3 в перемычке, а затем выключатель В 3. Таким образом, на подстанции будут работать оба трансформатора и одно из ответвлений к транзитной линии Л 2.
Рис. 5 -26. Схемы двухтрансформаторных ответвительных подстанций. а — с автоматической перемычкой; б — с неавтоматической перемычкой.
Возможно применение схемы с ремонтной перемычкой из двух разъединителей Р 3, Р 4, один из которых в нормальном режиме отключен (рис. 5 -26, б). Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается Р 1, включается перемычка Р 3, Р 4 и трансформатор Т 1 ставится под нагрузку включением В 3 с последующим отключением ВС. В этой схеме возможно питание Т 1 от линии Л 2 при ремонте Л 1 (или Т 2 от линии Л 1). Для увеличения надежности работы таких подстанций отделители и короткозамыкатели открытого исполнения заменяются отделителями и короткозамыкателями с элегазом.
Схемы проходных подстанций Если подстанция включена в рассечку линии с двусторонним питанием, то в цепях трансформаторов устанавливаются отделители, а в перемычке — выключатель (рис. 5 -27). В нормальном режиме выключатель В 1 включен, ремонтная перемычка разомкнута разъединителем Р 3 или Р 4. При повреждении Т 1 включается К 31, отключается В 1, а затем В 2 на опорной подстанции А. В бестоковую паузу отключится отделитель ОД 1, затем включаются В 1 и В 2. Переток мощности не нарушен, трансформатор отключен. При повреждении на одной линии, например Л 2, отключится В 1, затем В 3 на опорной подстанции Б. Если АПВ линии оказалось неуспешным, отключится В 5, и действием АВР будет включен выключатель ВС. Таким образом, электроснабжение потребителей не нарушится. При необходимости ревизии выключателя В 1 включается перемычка Р 3, Р 4, через которую осуществляется переток мощности.
Рис. 5 -27. Схема проходной подстанции с выключателем в перемычке.
На проходных подстанциях возможно также применение схем мостика с выключателями (см. рис. 5 -12). В сетях 220— 330 к. В применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надежность и оперативную гибкость. В отличие от схемы по рис. 5 -13, б трансформаторы (автотрансформаторы) присоединяются через отделители в вершинах четырехугольника (рис. 5 -29): АТ 1 соединен в блок с Л 1, АТ 2 — в блок с Л 4. Линии Л 1, Л 4 — радиальные, линии Л 2, Л 3 -транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом. Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220— 330 к. В после отключения поврежденной линии.
Рис. 5 -12. Схемы мостиков с выключателями. а — перемычка в сторону трансформаторов; б — перемычка в сторону линий.
Рис. 5 -13. Кольцевые схемы. а — схема треугольника; б — схема четырехугольника; в — схема шестиугольника.
Рис. 5 -29. Схема расширенного четырехугольника.
Схемы мощных узловых подстанций На шинах 330— 750 к. В узловых подстанций осуществляется связь энергосистем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило, в этом случае применяют схемы с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 выключателя на цепь и схема шины — трансформатор. На рис. 5 -30 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330 — 500 к. В применена схема шины — автотрансформатор. В цепи каждой линии — два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом или отделители). При повреждении АТ 1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1 СШ, работа линии 330 -500 к. В при этом не нарушается. После отключения АТ 1 со всех сторон отключается дистанционно разъединитель Р 1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1 СШ.
Рис. 5 -30. Схема узловой подстанции.
В зависимости от числа линий 330— 500 к. В примененяют кольцевые схемы или схемы 3/2 выключателя на цепь. На стороне среднего напряжения 110— 220 к. В мощных подстанций применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин при количестве одиночных линий до шести, а параллельных до десяти. При большем числе линий применяется схема с двумя рабочими и обходной СШ. При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ. Для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением uк, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 5 -30, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных СК к шинам 6— 10 к. В привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.