Главные схемы электростанций и подстанций
Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) — это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.
На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.
Рис. 1. Виды схем (на примере подстанции 110/10 кВ)
Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации (ЕСКД).
В условиях эксплуатации, наряду с принципиальной, главной схемой, применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.
При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде треугольников или условных графических изображений (рис. 1, а). Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т.д.) на схеме не показывают.
На рис. 1,б показана главная схема этой же подстанции без некоторых аппаратов — трансформаторов тока, напряжения, разрядников. Такая схема является упрощенной принципиальной схемой электрических соединений. На полной принципиальной схеме (рис.1, в) указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей и отделителей, указывают также типы применяемых аппаратов. В оперативной схеме (рис. 1, г) условно показаны разъединители и заземляющие ножи. Действительное положение этих аппаратов (включено, отключено) показывается на схеме дежурным персоналом каждой смены.
Согласно ГОСТ 2.710-81, буквенно-цифровое обозначение в электрических схемах состоит из трех частей: 1-я указывает вид элемента, 2-я — его порядковый номер, 3-я — его функцию. Вид и номер являются обязательной частью условного буквенно-цифрового обозначения и должны присваиваться всем элементам и устройствам объекта. Указание функции элемента (3-я часть обозначения) необязательно.
В 1-й части записывают одну или несколько букв латинского алфавита (буквенные коды для элементов электрических схем приведены в таблице приложения к лекции 1), во 2-й части — одну или несколько арабских цифр, характеризующих порядковый номер элемента. Например, QS1 — разъединитель №1, Q2 — выключатель № 2; QB — секционный выключатель. В ведущих проектных организациях используются более сложные обозначения проектных функциональных групп.
2. Основные требования к главным схемам электроустановок
При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:
1) значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы.
Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же.
Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему;
2) положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую — транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности.
Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.
Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.;
3) категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяю на три категории.
Электроприемники I категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Независимыми источниками питания могут быть местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.
Электроприемники II категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток. Допускается питание по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание от одного трансформатора.
Электроприемники III категории — все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий. Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
4) перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее.
Для выбора схемы подстанции важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, а поэтому на различных этапах развития энергосистемы схема подстанции может быть разной.
Поэтапное развитие схемы распределительного устройства электростанции или подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития.
При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств. Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:
1) надежность электроснабжения потребителей;
2) приспособленность к проведению ремонтных работ;
3) оперативная гибкость электрической схемы;
4) экономическая целесообразность.
Надежность — свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение электрооборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.
Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов.
Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования.
Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.
Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.
Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.
Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки ~ капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. Подробно методика подсчета приведенных затрат изложена ниже.
3. Структурные схемы электростанций и подстанций
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.
На рис. 2 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 — 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. (2, а) два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный,—к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.
Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35—110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис. 2, б). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.
При незначительной нагрузке (6 —10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6—10 кВ (рис. 2, б). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.
На рис. 3 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рис. 3, а).
Рис. 2. Структурные схемы ТЭЦ
Рис. 3. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС
Рис. 4. Структурные схемы подстанций
Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (рис. 3,6)
Главные схемы электрических соединений подстанций
В современных условиях для обеспечения надежности и экономичности электроснабжения потребителей необходима совместная работа большого числа электростанций, подстанций и связывающих их электрических сетей разных напряжений. Однако при этом электрические схемы станций и подстанций должны обеспечивать соединение их отдельных элементов достаточно просто, надежно и удобно. В условиях эксплуатации подстанций возникает необходимость изменения схемы при выводе оборудования в ремонт, ликвидации аварий. Чтобы можно было производить эти изменения электрических схем, их элементы — трансформаторы, шины распределительных устройств (РУ), воздушные и кабельные линии — соединяют друг с другом посредством коммутационных аппаратов.
Главной схемой электрических соединений или схемой первичной коммутации называется схема электрических соединений основного электрооборудования, к которому относятся трансформаторы силовые и измерительные, реакторы, коммутационные аппараты и соединяющие их проводники. Для главных схем подстанций определяющими факторами являются местоположение подстанции в энергосистеме и ее назначение, мощность, перерабатываемая на подстанции и проходящая через нее транзитом, количество и мощность трансформаторов и отходящих линий, уровни их напряжений, категории потребителей, которые питаются по этим линиям.
По способу начертания главные схемы подстанций подразделяются на многолинейные, на которых показываются все фазы электроустановки и нулевой провод, и однолинейные, на которых изображается только одна фаза, остальные ввиду их аналогичности не показываются. Графическое изображение однолинейных схем значительно проще, повышается наглядность и запоминаемость таких схем. Однолинейные схемы составляют для всей электроустановки, те участки, схемы, где по фазам есть отличия имеют многолинейное изображение.
Выбранная схема при выполнении электроустановки должна обеспечивать ряд условий:
обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;
осуществлять эксплуатацию с минимальными затратами средств и расходом материалов;
обеспечивать безопасность и удобство обслуживания;
исключать возможность ошибочных операций персоналом в процессе срочных переключений.
Выполнение последнего условия затрудняется при очень сложной схеме электроустановки, однако значительное упрощение схемы может вызвать трудности для выполнения первого условия в отношении надежности электроснабжения. Железнодорожные потребители в основном относятся к первой и второй категориям, и для их питания используют чаще трансформаторные подстанции с двумя трансформаторами, один из которых может быть резервным. Для электроснабжения потребителей третьей категории применяют схемы однотрансформаторных подстанций.
Рис. 1. Схема однотрансформаторной подстанции с первичным напряжением 10 кВ
Однолинейная схема однотрансформаторной подстанции с первичным напряжением 10 кВ и вторичным напряжением 0,4 кВ. Подстанция (рис. 1) получает питание по воздушной линии 10 кВ. На вводе подстанции W установлен разъединитель QS и предохранитель FUX, который защищает трансформатор Т от токов КЗ, длительных перегрузок, опасных для трансформатора. От атмосферных перенапряжений, набегающих на подстанцию по воздушной линии, она защищается разрядником FV. РУ-0,4 кВ имеет одинарную систему сборных шин, на которую напряжение подается от трансформатора Т по вводу. На вводе установлен рубильник S Однолинейная схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 10 кВ и вторичным напряжением 0,4 кВ представлена на рис. 2. В РУ-10 кВ подстанции принята одинарная секционированная на две секции двумя разъединителями QS1 и QS4 система сборных шин. Это позволяет работать на одной секции без отключения другой. Вводы подстанции W2 и IVр которые снабжают электроэнергией потребители второй и третьей категорий, для удешевления и упрощения обслуживания могут выполняться на выключателях нагрузки QW1 и QW4 с заземляющими ножами. На отходящих линиях Wt и W4 и присоединениях понижающих трансформаторов устанавливают выключатели нагрузки QWV Q W2, Q W5, QWb в комплекте с предохранителями FU2, FUV FU4, FUy При этом предохранители целесообразно устанавливать перед выключателями нагрузки, считая по направлению передачи электроэнергии. На вводах применяются выключатели нагрузки ВНЗ- 16 с заземляющими ножами, на отходящих линиях и трансформаторах — ВНПЗ-17. Для учета электроэнергии, отпускаемой потребителям по линиях W] и W4, предусмотрены счетчики, подключаемые к трансформаторам тока ТА< и ТА , и к трансформаторам напряжения TV] и TV2, которые подключаются к шинам через разъединители QS2 и QSs с заземляющими ножами типа РВЗ-10. Пунктиром показана блокировочная связь разъединителей и их заземляющих ножей, которая не позволяет включать разъединитель при включенном заземляющем ноже и включать заземляющий нож при включенном разъединителе. Защищаются от токов КЗ 7У, и TV2 предохранителями FUl и FU6. Заземление каждой секции сборных шин предусматривается заземляющими разъединителями QSX и QSb типа РВ-10.
Рис. 2. Схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 10 кВ
Рис. 3. Схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ
Рис. 3. Схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ
Пой наличии воздушных линий 10 кВ должна быть предусмотрена установка разрядников РВО-10, подключаемых к секциям шин через разъединители QS2 и QSy распределительное устройство 0,4 кВ выполняется из щитов серии Щ0-70, которые в зависимости от назначения комплектуются различными аппаратами, рассчитанными на широкий диапазон токов. В РУ-0,4 кВ принята одинарная секционированная автоматическим выключателем SF2 и рубильниками S4 и S5 на две секции система сборных шин. Питание каждой секции осуществляется от своего трансформатора Г, и Т2, подключенного к шинам через автоматические выключатели 5F, и SF3 и рубильники S2 и Sr К трансформаторам тока ТА4 и Т А1 подключаются амперметры и счетчики активной и реактивной энергии. При раздельной работе секций шин предусмотрено автоматическое включение резерва [ABP)., которое осуществляется включением межсекционного автоматического выключателя SF2 (нормально он отключен) при отключении трансформатора Г, или Т2. При отсутствии АВР секционирование выполняют рубильниками. Разрядники F Vx и F V2 типа РВН-0,5 для защиты изоляции трансформаторов и оборудования РУ-0,4 кВ от перенапряжения устанавливают только при наличии воздушных линий 0,4 кВ. В цепи каждого присоединения линий устанавливаются рубильники Sv Sy Sb, Sg и предохранители F U1 -FU]0 (возможно применение автоматических выключателей). К трансформаторам тока ТАЪ, TAS, ТА6, ТАН подключаются амперметры и, при необходимости, счетчики электроэнергии. Питание собственных нужд СН подстанции выполняется от специальной шины, на которую электроэнергия поступает по вводам 0,4 кВ от трансформаторов 7, и Т2.
Однолинейная схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ представлена на рис. 3. Электроэнергия подается на подстанцию под двум вводам W2 и W3 от районной или тяговой подстанции и поступает на одинарную, секционированную выключателем Qs систему сборных шин РУ-35 кВ. На каждом вводе установлены многообъемные масляные выключатели q2 и q1 типа С-35М-630 со встроенными трансформаторами тока ТА4н ТА6типа ТВ-35. Для подключения счетчиков денежного расчета применяются трансформаторы тока ТА3 и ТА5 (комплект из Двух трансформаторов имеет один номер) типа ТФЗМ-35А. К линиям W2 и W1 выключатели Q2 и Q1 подключаются линейными разъединителями с двумя заземляющими ножами QS2 и QS3 типа РНДЗ-2-35 (РДЭ-2-35), а к секциям шин — шинными разъединителями QS6 и QS1 типа РНДЭ-1-35 (РДЗ-1-35). Секционный выключатель Q5 подключается к секциям шин с помощью секционных разъединителей QS9 и QS[Q типа РНДЗ-1-35 (РДЗ-1-35). Разъединители с двух сторон выключателя ввода или секционного позволяют обеспечить безопасность производства ремонтных работ на выключателях и трансформаторах тока.
В отдельных случаях от РУ-35 кВ получают питание смежные подстанции по линиям Wх и W4. Электроэнергия поступает на шины по вводам Wг и Wъ и часть ее транзитом без переработки передается другим подстанциям. На линиях W, и W4 установлено такое же оборудование как и на W 2 и Wъ.
К каждой секции РУ-35 кВ подключается понижающий трансформатор Г, и Т2 через выключатель Q6 и Q1 со встроенными трансформаторами тока ГЛ|0 и ТАи и разъединитель QSn и QSi3 с одним заземляющим ножом, позволяющим отделить выключатель от секции при ремонте.
Трансформаторы напряжения TVlnTV2 типа 3HOM-35 и разрядники FVl и FV2 типа РВС-35 присоединяются к секциям шин через разъединители QS[, и QSW которые имеют заземляющие ножи для заземления TV и FV при ремонте и ножи для заземления секций шин. Понижающие трансформаторы Г, и Т2 могут работать параллельно на шины РУ-10 кВ, раздельно (отключен секционный выключатель Ql2) или поочередно (один в работе, второй в резерве) с возможностью автоматического включения резервного (АВР) трансформатора.
Схема РУ-10 кВ предусматривает использование одинарной секционированной выключателем системы сборных шин. Размещают оборудование РУ в закрытых помещениях или шкафах наружной установки. В обоих случаях используют комплектные устройства, состоящие из шкафов или камер, в которых размещаются выключатели и трансформаторы тока. На рис. 3 приведена схема РУ-10 кВ с выключателями Qs — Qw установленными на выкатных тележках, что позволяет обходиться без разъединителей. На каждом присоединении РУ используются стационарные заземляющие ножи, обеспечивающие безопасность ведения работ внутри шкафов. От шин 10 кВ отходят четыре линии, питающие потребителей. Потребители первой категории для надежного электроснабжения получают питание по двум линиям, отходящим от разных секций шин. При отключении или повреждении одной линии или одной секции потребитель будет получать энергию по другой линии от второй секций. Одиночная линия может быть использована для питания потребителей второй или третьей категории. Питание потребителей первой категории по такой одиночной линии возможно, если имеется резервное питание от другого источника питания. Для питания потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения и электрического отопления, подогрева оборудования в зимнее время, освещения, а также проведения ремонтных работ предусмотрена установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) Г3 и Г4 мощностью 63-160 кВ А. ТСН присоединяется к шинам через выключатели Q^ и Q[(>. Трансформаторы тока ТАХ2 и ТАп используются для подключения релейных защит. Учет энергии, расходуемой на собственные нужды подстанции, ведется со стороны вторичного напряжения ТСН.
К секциям шин РУ-10 кВ присоединяются трансформаторы напряжения Т V3 и Т К4типа НТМИ-10, защищаемые предохранителями FUxhF U2 типа ПКТ-10, и разрядники FV3hFVa типа РВП-10, защищающие изоляцию РУ-10 кВ от перенапряжений. Трансформатор напряжения и разрядник одной секции размещаются на общей выкатной тележке. Секционирование шин выполняется с помощью двух шкафов: в одном установлен секционный выключатель Ql2 с трансформаторами тока ТАХ6; во втором — выдвижной элемент Т, выполняющий роль разъединителя. При использовании понижающих трансформаторов мощностью до 4000 кВ-А и сравнительно небольшой мощности КЗ при напряжении 35 кВ и реже 110 кВ находят применение схемы с выхлопными предохранителями типа ПВТ.
Однолинейная схема комплектной однотрансформаторной подстанции с первичным напряжением 110 кВ представлена на рис. 4, а ее конструктивное выполнение -— на рис. 27. От линии электропередачи по вводу Wх электроэнергия напряжением 110 (35) кВ поступает на трансформатор Г, типа ТМН-2500/110, который защищается от токов КЗ предохранителем F £/, типа ПВТ-110 и разрядником F Vx типа РВС-110 от перенапряжений. Разъединитель QS типа РНДЗ-1-110/630 служит для отключения трансформатора Тх на холостом ходу при отключенном выключателе ввода РУ-10 кВ Qx и создания видимого разрыва цепи при ремонте и замене предохранителя FUr На одной фазе ввода W х установлена аппаратура высокочастотной связи, состоящая из заградительного реактора L R, не пропускающего высокочастотные токи связи за пределы линии, и конденсатора С, через который токи связи попадают на приемо-передающую аппаратуру.
Рис. 4. Схема комплектной однотрансформаторной подстанции с первичным напряжением 110 кВ
Нейтраль первичной обмотки трансформатора обычно заземляется разъединителем QS2 типа РНД-35 или заземлитель нейтрали ЗОН-110, при работе системы напряжением 110 кВ с изолированной нейтралью заземление осуществляется через разрядник F V2, состоящий из последовательно соединенных разрядников типа РВС-35 и РВС-15.
РУ-10 кВ имеет одинарную несекционированную систему сборных шин, от которой потребители получают электроэнергию по четырем линиям W2, Wy WA и Ws, на которых установлены выключатели, Qv Q4 и Qs типа ВМП-10 или ВКЭ-10. Для подключения релейных защит, счетчиков электрической энергии и других измерительных приборов на каждой линии и на вводе установлены трансформаторы тока TA1 — ТА3. Питание обмоток напряжения измерительных приборов и реле осуществляется от трансформатора напряжения Т V, подключаемого к сборным шинам через высоковольтный контакт пальцевого типа. Разрядник F V3, защищающий изоляцию оборудования РУ-10 кВ от перенапряжений располагается на одной с трансформатором напряжения TV выкатной тележке. Шины заземляются в процессе ремонтных работ на них стационарным заземляющим ножом QSG, расположенном в высоковольтном шкафу трансформатора напряжения.
Такие подстанции используются для питания потребителей второй и третьей категории. Питание потребителей первой категории может осуществляться от данной подстанции при наличии резервного питания от другого источника. При необходимости питания потребителей первой категории от одной подстанции, на ней необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов, подключаемых к питающим линиям напряжением 35-220 кВ с помощью отделителей и короткозамыкателей. В районах с интенсивным гололедообразованием, где работа отделителей и короткозамыкателей недостаточно надежна, они заменяются выключателем.
Однолинейная схема РУ-110 (220) кВ концевой и ответвительной подстанций представлена на рис. 5. Питание на трансформаторы Г, и Т2 поступает от линии электропередачи по вводам Ж, и Wг, на которых установлены разъединители QS1 и QS2 типа РНДЗ-2-110 с дистанционными приводами типа ПДН-1. Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями QS3 и QS4> QS3 имеет привод ПДН-1, QS4 с ручным приводом ПР-90. На первичной стороне трансформаторов Г, и Т2 установлены разъединители QS5 и QS6 такие же как на вводах, быстродействующие отделители QR\ и QR2, дополненные короткозамыкателями QNS и QNr. Встроенные трансформаторы тока ТА< и ТАг необходимы для подключения амперметра и релейных защит. Наличие перемычки с разъединителем, имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечить питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Второй разъединитель перемычки QS4 с ручным приводом используется при ремонте QS3 для создания видимого разрыва цепи, Трансформатор Т2 остается в работе, получая электроэнергию по вводу W2. Разрядники FV1 и FF2 THna РВС-110 защищают изоляцию РУ-110 кВ от перенапряжений.
Рис. 5. Схема РУ-110 кВ концевой и ответвительной подстанций
Однолинейная схема РУ-110 (220) кВ проходной подстанции, включаемой в рассечку линии 110 (220) кВ, показана на рис. 6. РУ-110 кВ имеет ремонтную и рабочую перемычки между вводами. Рабочая перемычка с выключателем Q типа МКП-1 10М со встроенными трансформаторами тока Т А2 типа ТВ-110 и разъединителями QSs и QS6 типа РНДЗ-1-110, необходимыми для ремонта выключателя перемычки, используется для транзита электроэнергии энергосистемы. Разъединители QSi и QS2 ремонтной перемычки нормально отключены, включаются для обеспечения транзита электроэнергии при ремонте рабочей перемычки. К трансформаторам тока Т АХ типа ТФЗМ-110 (220) подключаются приборы и реле, нормально получающие питание от ТА2, при переводе транзита энергии через ремонтную перемычку. Трансформаторы напряжения ТУ, и TV2типа НКФ-110 (220) используются для питания обмоток напряжения измерительных приборов и реле. Схема РУ между рабочей перемычкой и трансформаторами такая же как у рассмотренной выше ответвительной или концевой подстанции.
Рис. 6. Схема РУ-110 кВ проходной подстанции
Главные схемы электрических соединений электроустановок. (Лекция 11)
2. Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) это совокупность основного оборудования, сборных шин, коммутационной
Главная схема электрических соединений
электростанции (подстанции) это совокупность
основного оборудования, сборных шин,
коммутационной и другой первичной аппаратуры со
всеми связями между ними.
3. Требования предъявляемые к главным схемам электрических соединений
• Надежность электроснабжения потребителейоценивается частотой и временем нарушения
электроснабжения, теряемой мощностью и
математическим ожиданием ущерба М(у)от
недоотпуска электроэнергии.
• приспособленность к проведению ремонтных
работ;
• оперативная гибкость электрической схемы оценивается количеством, сложностью и
продолжительностью оперативных переключений;
• экономическая целесообразность- по
приведенным затратам.
4. Факторы влияющие на выбор главной схемы электрических соединений
• Значение и роль электростанции или
подстанции для энергосистемы;
• Положение электростанции или подстанции в
энергосистеме, схемы и напряжения
прилегающих сетей;
• Категория потребителей по степени
надежности электроснабжения.
• Перспектива расширения и промежуточные
этапы развития электростанции (подстанции)
и прилегающих сетей
5. Этапы проектирования главной схемы электрических соединений
1.Составление структурной схемы и
выбор основного
электрооборудования;
2. Выбор схем распредустройств;
3. Выбор электрических аппаратов;
4. Выбор схем и оборудования
собственных нужд (СН).
6.
• Выбор главной схемы является определяющим при
проектировании электрической части электростанции
(подстанции), так как он определяет полный состав
элементов и связей между ними. Выбранная главная
схема является исходной при составлении
принципиальных схем электрических соединений, схем
собственных нужд, схем вторичных соединений,
монтажных схем и т.д.
• На чертеже главные схемы изображаются в
однолинейном исполнении при отключенном положении
всех элементов установки. В некоторых случаях
допускается изображать отдельные элементы схемы в
рабочем положении.
• Все элементы схемы и связи между ними изображаются в
соответствии со стандартами единой системы
конструкторской документации (ЕСКД).
• В условиях эксплуатации наряду с главной схемой,
применяются оперативные схемы, в которых указывается
только основное оборудование. Дежурный персонал
каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в
нее необходимые изменения в части положения
выключателей и разъединителей, происходящие во время
дежурства.
7. Структурная схема электроснабжения
8. Главная схема электроснабжения
9. Полная принципиальная схема электроснабжения
10. Оперативная схема электроснабжения
11. Схемы трансформаторных подстанций и классификация
• Трансформаторные подстанции представляют собой
электроустановки, предназначенные для преобразования
напряжения сетей с целью экономичного распределения
электроэнергии.
Классификация
• по напряжению сети высокого напряжения.
• по количеству трансформаторов.
• по принадлежности и роли подстанции:
— районные п/ст;
— ГПП.
• в зависимости от положения в сети высокого напряжения:
— узловые,
— проходные,
— на ответвлениях,
— концевые.
Внимание
12.
Классификация подстанций по положению в сети
А)Узловая
В)Ответвительная
Б)Проходная
Г)Тупиковая
13. Категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения раздел
Категория потребителей по степени надежности
электроснабжения.
Все электроприемники с точки зрения надежности
электроснабжения разделяют на три категории.
• Электроприемники I категории — электроприемники,
перерыв электроснабжения которых может повлечь за
собой опасность для жизни людей, значительный ущерб
народному хозяйству, повреждение дорогостоящего
основного оборудования, массовый брак продукции,
расстройство сложного технологического процесса,
нарушение функционирования особо важных элементов
коммунального хозяйства.
• Электроприемники I категории должны обеспечиваться
питанием от двух независимых источников питания,
перерыв допускается лишь на время автоматического
восстановления питания.
14.
Из состава электроприемников I категории выделяется
особая группа электроприемников, бесперебойная
работа которых необходима для безаварийного
останова производства с целью предотвращения
угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения
дорогостоящего оборудования.
Для электроснабжения особой группы
электроприемников I категории предусматривается
дополнительное питание от третьего независимого
источника питания. Независимыми источниками
питания могут быть местные электростанции,
электростанции энергосистем, специальные агрегаты
бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.
15.
• Электроприемники II категории — электроприемники, перерыв
электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску
продукции, массовым простоям рабочих механизм и
промышленного транспорта, нарушению нормальной
деятельности значительного количества городских и сельских
жителей. Этим электроприемникам рекомендуется
обеспечивать питание двух независимых источников, взаимно
резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на
время, необходимое для включения резервного питания
действиями дежурного персонала или выездной оперативной
бригады
• Допускается питание электроприемников II категории по одной
воздушной линии, если обеспечена возможность проведения
аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут.
• При наличии централизованного резерва трансформаторов и
возможности замены повредившегося трансформатора за
время не более 1 сут допускается питание от одного
трансформатора.
16.
• Электроприемники III категории — все
остальные электроприемники, не подходящие
под определения I и II категорий.
• Для этих электроприемников
электроснабжение может выполняться от
одного источника питания при условии, что
перерывы электроснабжения, необходимые
для ремонта и замены поврежденного
элемента системы электроснабжения, не
превышают 1 сут.
17. Выбор мощности трансформаторов на подстанции
• На подстанциях устанавливаются, как правило, два
трансформатора. Однотрансформаторные подстанции могут
сооружаться для неответственных потребителей 3-й категории
или как первая очередь двухтрансформаторной подстанции.
• При числе трансформаторов более двух мощность
трансформаторов выбирается по условию:
S ном тт
где:
1,4);
S расч
K ав (n — 1)
S расч – максимальная расчетная мощность подстанции;
K ав
– коэффициент допустимой аварийной перегрузки (1,3-
n – количество трансформаторов.
18. Технико-экономическое сравнение при выборе схем
• При разработке главной схемы
электрических соединений подстанции
рассматриваются два варианта,
отличающихся составом и схемами
подключения основного оборудования,
схемами РУ.
• На основании технико-экономического
сопоставления вариантов требуется
определить оптимальное решение.
19. Экономичская целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:
З рн К И У
где:
, принимаемый в расчётах
рн – нормативный коэффициент эффективности
1 год,
0,12;
–
капиталовложения,
К
;
у.е.;
И – годовые издержки, у.е. год
У – математическое ожидание ущерба от недоотпуска
электроэнергии.
Капиталовложения определяют по упрощённым показателям стоимости
оборудования и аппаратов. При этом не учитываем стоимость одинакового
оборудования.
20. Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
И И а И о И пот
• где И а а К – амортизационные отчисления;
• а – норма амортизационных отчислений для силового
оборудования;
• И о в К – издержки на обслуживание электроустановки;
в
– норма отчислений на обслуживание;
• Ипот Wпот
– издержки, обусловленные потерями энергии в
проектируемой установке;
• – удельные затраты по возмещению потерь, ;
• Wпот – годовые потери энергии, .
21.
Для
силового
электрооборудования
и
установлены следующие нормы отчислений:
в 3%
6,4 %
в 2%
6,4 %
– для оборудования до 150 кВ,
– при
U ном 220 кВ
,
Удельные
затраты на возмещение потерь можно принимать
0,8 10 2 у.е кВт ч
,
.
.
РУ
22. Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:
Т max
У n у0
Pтр Т вт
8760
где
у0
n количество ттрансфор аторов;
— удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимается
равным 0,3 — 0,7 у.е./кВт ч;
Pтp – аварийное снижение мощности трансформатора, кВт;
– параметр потока отказов, 1/год
Т вт – среднее время восстановления, ч
Аварийное снижение мощности трансформатора (отключение
потребителей третьей категории) определяется по следующей формуле:
Ртр S расч соs 1,4 S ном соs
Главная схема электрических соединений аэс.
Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов и трансформаторов) между собой и с отходящими линиями. Существующие главные схемы можно разбить на 2 основные группы: имеющие поперечные связи (шины) и блочные схемы. Надежность станции и ее маневренные свойства во многом определяются ее главной схемой.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электростанции, т.е. быть надежной. Вторым важным требованием, предъявляемым к схеме – это ее экономичность. Также главная схема должна быть приспособлена к изменяющимся условиям работы как в эксплуатации, так и при расширении станции, а также обеспечивать ремонтопригодность.
К элементам главной схемы, кроме основного электрооборудования, относят шины, разъединители, выключатели, реакторы и измерительные трансформаторы, а так же провода, соединяющие аппараты одного присоединения и фидера.
Хотя АЭС могут располагаться прямо в центрах потребления электроэнергии, на них не принято сооружать тяжелые РУ генераторного напряжения для снабжения собственного района нагрузки. Вся энергия, вырабатываемая на АЭС, обычно отдается в систему на высоком напряжении. Таким образом на АЭС приняты блочные схемы, чему способствует и то, что современные АЭС имеют агрегаты большой единичной мощности (200 – 1000 МВт), часто объединяемые в дубль-блоки по типу спаренных блоков ГЭС.
На шинах высокого напряжения при большом числе отходящих линий могут применяться схемы: две рабочие системы и одна обходная система шин, полуторная схема и схема 4/3. При меньшем числе присоединений экономичней и надежней многоугольники или мосты. При наличии вблизи АЭС мощной узловой подстанции возможно также присоединение станции к системе через эту подстанцию по схеме Г-Т-Л.
При проектировании главной схемы электрических соединений АЭС рекомендуется соблюдение следующих условий:
- Как правило, отключение линии ВН должно осуществляться не более чем двумя выключателями, а повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи и трансформаторов собственных нужд – не более чем тремя выключателями. Предпочтение рекомендуется отдавать схеме, в которой отключение цепей осуществляется меньшим числом выключателей.
- На АЭС с блоками 440 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме секционного или междушинного, не должны, как правило, приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий, отключение которых вызывает нарушение устойчивости энергосистемы.
- Повреждение или отказ секционного или междушинного выключателя, а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом другого не должны приводить к отключению двух реакторных блоков и такого числа линий, отключение которых вызывает нарушение устойчивости энергосистемы. Вероятность одновременного отключения двух энергоблоков при совпадении отказа или повреждения одного выключателя с ремонтом другого должна быть проверена.
- Повреждение или отказ любого выключателя не должны, как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух линий) двухцепного транзита 110 кВ и выше. Если отключение одной цепи транзита не допустимо по условиям устойчивости энергосистемы, главная схема не должна допускать потерю более одной транзитной линии.