Электроснабжение собственных нужд электростанций. Современная электроэнергетика

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

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

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

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

Рис. 1.5. Технологические схемы АЭС:

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

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

44. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.Схемы собственных нужд КЭС

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

46. Схемы собственных нужд ТЭЦ

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

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

Схемы собственных нужд ТЭЦ:

а)с поперечными связями по пару б)смешанного типа

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

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

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

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

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

Пример схем питания собственных нужд ТЭЦ дан на

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

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

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

Ч

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

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

47. СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС

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

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

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

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

к шинам генераторного напряжения;

к выводам НН автотрансформатора связи;

к местной подстанции.

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

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

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

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

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

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

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

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

шинам 0,4 кВ.

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

48. СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИЙ

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

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

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

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

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

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

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

Мощность трансформаторов с.н. выбирается:

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

S т ≥ S pac ч;

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

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

1. Образовательная программа основного общего образования Муниципального бюджетного общеобразовательного учреждения

   Образовательная программа

   ... харак - ... потребителя . § 20 Реальные и номинальные доходы. 1 Понятие о номинальных ... станций ... электроэнергии . ... Электрическое напряжение 1 § 20 Закон Ома. Электрическое сопротивление 1 § 21 Лабораторная работа «Определение ... основные этапы энергетического ...

2. Учебно-методический комплекс

   ... потребителей электроэнергии , подключенных к центру питания, под которым понимаются шины источника (станции , подстанции) различного напряжения ... для определения сопротивлений при последовательном и параллельном соединениях электрических сопротивлений, ...

3. Г. Я. Михальченко К. т н., с н. с., зав отделом электропривода и автоматизации промышленных установок тусур

   Реферат

   Получения электроэнергий и типы электростанций Понятия и определения : Электрические станции – ... основном к простою и недовыработке продукции. 2.2.2. Выбор параметров (напряжения , сечения проводов и т.д.) электролиний Выбор

Схема питания собственных нужд (СН) подстанции выбирается в зависимости от типа, назначения и размещения подстанции, мощности трансформаторов, наличия или отсутствия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования подстанции, проектируется с дежурным персоналом или без него (централизованное обслуживание, дежурство на дому), с постоянным или оперативным током.

Круглосуточное дежурство предусматривается на подстанциях 35-330 кВ при размещении на них диспетчерских пунктов предприятий или районов электросетей, а также оперативных опорных пунктов.

Потребители собственных нужд подстанций также делятся на ответственные и на неответственные. К первым относятся электроприемники системы охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, система подогрева выключателей и приводов, электроприемники компрессорной, система связи и техники.

На двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора СН со скрытым резервом.

Трансформаторы СН на подстанции с постоянным оперативным током подключают к шинам РУ 6-35 кВ, а при отсутствии РУ к выводам низшего напряжения трансформаторов.

На подстанциях с постоянным оперативным током напряжение сети СН принимается равным 380/220 В с нейтралью, замкнутой через пробивной предохранитель.

Переменный оперативный ток на подстанции 35-220 кВ применяется везде, где это возможно по условиям работы приводов выключателей. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220 кВ, где этого требуют приводы выключателей; на подстанциях 35-220 кВ, где аккумуляторная батарея необходима для прочих целей (связи, телемеханики и т. д.). При этом устанавливаются одна или две аккумуляторные батареи, работающие в режиме постоянной подзарядки.

Выбираем переменный оперативный ток на подстанции, поэтому трансформаторы СН присоединяются между выключателем и трансформатором с помощью разъединителей и плавких предохранителей.

В качестве схемы РУ собственных нужд напряжением 0,4 кВ применяется схема с одной секционированной системой сборных шин. Каждая секция получает питание от своего рабочего трансформатора собственных нужд (с.н.) 10/0,4кВ . Для электроснабжения системы с.н. подстанций предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В . На двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора с.н. со скрытым резервом, то есть номинальная мощность каждого из этих трансформаторов рассчитана на всю нагрузку с.н. подстанции.

Рис. 5.3 Схема собственных нужд подстанции

По таблице 3.3 выбираем трансформатор собственных нужд (ТСН) типа ТМ – 250/10 с параметрами: S ном = 250 кВА, U ВН = 10,5 кВ, U НН = 0,4 кВ. Для их защиты применим предохранители.

6. Выбор электрических аппаратов и соединительных шин

6.1. Расчетные условия для выбора аппаратов и проводников

6.1.1. Расчетные рабочие токи.

Рабочий ток утяжеленного режима определяется при нижеследующих расчетных условиях отдельных присоединений:

Трансформатор связи с системой:

10 кВ:

110 кВ:

Для цепи кабельной линии:

Результаты расчетов рабочих токов сведем в таблицу 6.1.1.

Таблица 6.1.1.

По условиям рабочего режима ии по роду электроустановки намечаем типы выключателей, устанавливаемых в рассматриваемых присоединениях. Результаты сводятся в таблицу 6.1.2.

Таблица 6.1.2.

35-220 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд (с. н.) используют разветвленные системы электрических соединений. Они обеспечивают нормальное функционирование подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение ответственных потребителей оперативным переменным, постоянным током . Обесточенные устройств С. Н. может привести к полному погашению подстанции, либо стать причиной развития серьезных проблем в будущем при её восстановлении, вводе в работу.

Потребители С.Н. подстанций:

Состав электроприемников СН определяется исходя из типа подстанции , мощности устройств, используемого топлива и пр.

В общем случае к потребителям собственных нужд относят:

Системы и механизмы охлаждения силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
- приспособления, необходимые для регулирования напряжения силового трансформатора под нагрузкой;
- оперативные цепи выпрямленного постоянного, переменного тока;
- зарядные, подзарядные агрегаты для аккумуляторных батарей ;
- устройства связи, сигнализации и телемеханики;
- все виды освещения: аварийное, наружное, внутреннее, охранное;
- узлы и детали систем смазки подшипников СК;
- водородные установки;
- насосные агрегаты, обеспечивающие работу систем пожаротушения, технического и хозяйственного водоснабжения;
- системы автоматики и компрессии воздушных выключателей ;
- установки электроподогрева помещений выключателей, аккумуляторных батарей, ресиверов и прочих устройств;
- механизмы систем вентиляции, бойлерные и пр.

Обычно суммарная мощность потребителей С.Н. мала, поэтому они подключаются к понижающим трансформаторам с низкой стороны 380/220 В. На двухтрансформаторных подстанциях 35-220 кВ устанавливают 2 рабочих ТСН, номинальная мощность которых выбирается исходя из нагрузки, при учете допустимых перегрузок. Для наиболее ответственных потребителей размещают и 3 трансформатора С.Н.

Граничная мощность ТСН напряжением 3 - 10/0,4 кВ может быть 1000 -1600 кВа при напряжении КЗ - 8 %. Граничная мощность ограничивается коммутационной возможностью автоматов 0,4 кВ .

Схемные решения при подключении ТСН на подстанциях

К обустройств систем электроснабжения С.Н. подстанций применяются довольно серьезные требования. Предусматриваются схемные решения, повышающие надежность работы таких систем:
- монтаж не менее 2-х трансформаторов СН, установленной мощностью не менее 560, 630 кВА;
- секционирование шин собственных нужд секционными выключателями 0,4 кВ;
- устройств автоматики: автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе;
- резервирование систем с.н. со стороны высшего напряжения и пр.

Для увеличения надежности, равномерной загрузки ТСН, потребители, обеспечивающие работу основного оборудования электростанций (охлаждение трансформаторов, работа компрессора, подогрев выключателей и пр.), подключаются к разным системам шин.

Компоновка подстанции может предусматривать установку одного либо нескольких щитов СН 380/220 кВ. Электропитание приемников 1-й категории производится по радиальным схемам, 2-й и 3-й - по магистральным. Более сложные электрических соединений применяются на подстанциях 500 кВ и выше. Это объясняется тем, что на ОРУ в служебных помещениях вместе с механизмами возбуждения СК, щитами РЗ СК, AT, устанавливаются и щиты с. н., с которых осуществляется управление фидерами 0,4 кВ, коммутирующие эти объекты.

Расход электроэнергии на С. Н. подстанций фиксируется счетчиками , установленными на присоединениях к ТСН.

Пример расчета мощности собственных нужд можно посмотреть в этой статье . Здесь указана таблица нагрузок потребителей собственных нужд и формулы для расчета.

8.1 Основные требования и источники электроснабжения ТЭС 1

8.2 Схемы собственных нужд КЭС 2

8.3 Схемы собственных нужд ТЭЦ 6

8.4 Схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС 8

8.5 Система собственных нужд подстанций 9

Для своей работы электростанция потребляет часть электроэнергии, чтобы обеспечить работу механизмов обеспечивающих ее функционирование. Эти механизмы называются механизмами собственных нужд, а система питания двигателей, приводящие эти механизмы в действие, называется системой питания собственных нужд. Набор механизмов собственных нужд и схема их питания имеет особенности в зависимости от типа станции.

8.1 Основные требования и источники электроснабжения тэс

При рассмотрении технологических схем КЭС и ТЭЦ следует иметь в виду, что производство тепловой и электрической энергии полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов электростанции - питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуляционных насосов и др.

Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока или асинхронные двигатели с преобразователями частоты.

Нормальная работа электростанции возможна только при надёжной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при их надежном электроснабжении. Потребители с. н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,22 кВ для остальных электродвигателей и освещения.

Если на электростанции (ТЭЦ) предусматривается ГРУ 6-10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор с.н.

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

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MB-А и более. Кроме рабочих источников с.н., должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединённые к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. На ряде зарубежных электростанций в качестве аварийных источников питания с. н. установлены газовые турбины, которые подхватывают питание с.н. энергоблока при снижении частоты в энергосистеме.

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

Схема собственных нужд на ТЭЦ

Собственные нужды - совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ней эл.части, объединяющая работу электроустановки. Состав с.н. - механизмы, приводные двигатели, РУ с.н., элементы, питающие РУ с.н., оборудование для отопления, освещения. Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные АД электродвигатели с КЗ ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться СД. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока. Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при надежном электроснабжении их. Потребители с.н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,23 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя, так как стоимость электродвигателей 3 и 6 кВ мало отличается, а расход цветных металлов и потери электроэнергии в сетях 3 кВ значительно больше, чем в сетях 6 кВ.

Если на электростанции предусматривается ГРУ 6-10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор с.н.

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

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MBА и более.

Значительного уменьшения токов КЗ в системе с. н. можно добиться, применив вспомогательный турбоагрегат, пар для которого поступает от отбора главной турбины, а генератор не имеет электрической связи с основными генераторами электростанции. Однако установка турбины малой мощности неэкономична, и такая система может оправдать себя только в сочетании со схемой питания отпайкой от энергоблока. В этом случае часть потребителей с. н. присоединяют к трансформаторам с. н., а часть - к вспомогательному турбоагрегату. При уменьшении нагрузки энергоблока уменьшают частоту вспомогательного генератора, чем осуществляется плавное регулирование производительности подключенных механизмов (питательных, циркуляционных, конденсатных насосов, дымососов, вентиляторов). Такое частотное групповое регулирование позволяет снизить расход энергии на с.н., что может оправдать увеличение затрат на установку вспомогательного турбоагрегата.

Все рассмотренные схемы не могут обеспечить надежного питания с.н., так как при повреждениях в генераторах, на шинах ГРУ или в тепломеханической части нарушается питание РУСН. Поэтому кроме рабочих источников должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой.

На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. Выбор мощности рабочих трансформаторов с. н. производится с учетом числа и мощности потребителей с. н. Точный перечень всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеха­нической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств.

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

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

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

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

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

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

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

Типы проводников, применяемых в

основных электрических цепях.

Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Рассмотрим типы проводников, применяемых на электростанциях и подстанциях. На рис. 20 упрощенно, без разъединителей, показаны элементы схем ТЭЦ, КЭС.

Цепь генератора на ТЭЦ (рис. 20, а). В пределах турбинного отделения от выводов генератора G до фасадной стены (участок АБ) токоведущие части выполняются шинным мостом из жестких голых алюминиевых шин или комплектным пофазно-экранированным токопроводом (в цепях генераторов мощностью 60 МВт и выше). На участке БВ между турбинным отделением и главным распределительным устройством (ГРУ) соединение выполняется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом. Все соединения внутри закрытого РУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Соединение от ГРУ до выводов трансформатора связи Т1 (участок ИК) осуществляется шинным мостом или гибким подвесным токопроводом.

На некоторых действующих электростанциях ГРУ располагается в главном корпусе, например, в машинном зале и весь участок от выводов генератора G до фасадной стены (участок АК) выполняется жесткими шинами.

Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются стале-алюминиевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.

Рис. 1. К выбору проводников в основных электрических цепях: элементы схем ТЭЦ (а); КЭС и АЭС (б);

Цепь трансформатора собственных нужд (рис. 20, а). От стены ГРУ до выводов Т2, установленного вблизи ГРУ, соединение выполняется жесткими алюминиевыми шинами. Если трансформатор собственных нужд устанавливается у фасадной стены главного корпуса, то участок ГД выполняется гибким токопроводом. От трансформатора до распределительного устройства собственных нужд (участок ЕЖ) применяется кабельное соединение.

В цепях линий б-10 кВ вся ошиновка до реактора и за ним, а также в шкафах КРУ выполнена прямоугольными алюминиевыми шинами. Непосредственно к потребителю отходят кабельные линии.

В блоке генератор - трансформатор на КЭС участок АБ и отпайка к трансформатору собственных нужд ВГ (рис. 20, б) выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Для участка ЕД от Т2 до распределительного устройства собственных нужд применяется закрытый токопровод 6кВ.

В цепи резервного трансформатора собственных нужд (участок ЖЗ) может быть выполнен кабелем или гибким проводом. Выбор того или другого способа соединения зависит от взаимного расположения ОРУ, главного корпуса и резервного ТЗ. Так же как на ТЭЦ, вся ошиновка в РУ 35 кВ и выше выполняется проводами АС.

На подстанциях, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

Выбор жестких шин

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.