Схемы собственных нужд электростанций

---

Схемы собственных нужд электростанций различного типа имеют общие черты. Потребители единичной мощностью выше 200 кВт работают на напряжении 6,3 кВ. Потребители единичной мощностью ниже 200 кВт работают на напряжении 0,4 кВ. Секции и выключатели напряжением 6,3 кВ конструктивно скомпонованы в виде комплектного распределительного устройства. Секции и автоматические выключатели 0,4 кВ собраны в низковольтное комплектное устройство (НКУ). От секций КРУ и НКУ отходят многочисленные кабельные линии к электродвигателям и прочим устройствам.

В нормальном режиме потребители СН 6,3 кВ питаются от рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН), подключенных отпайкой к генераторному токопроводу соответствующего генератора напряжением 10,5-24 кВ. В том случае, когда напряжение генератора составляет 6,3 кВ, то есть равно напряжению на секциях СН первой ступени, вместо трансформатора применяют токоограничивающий реактор. Рабочий ТСН или рабочий токоограничивающий реактор СН подключаются между генераторным выключателем и блочным повышающим трансформатором. Такое подключение даёт возможность запитать собственные нужды от энергосистемы при отключенном генераторе. Исключение составляют агрегатные собственные нужды ГЭС и ГАЭС (где отпайка к СН расположена между генераторным выключателем и генератором), а также собственные нужды АЭС с присоединением двух генераторов к одному блочному трансформатору (где отпайка к СН расположена между двумя генераторными выключателями – например, реактор РБМК-1000).

При нарушении питания от ТСН происходит автоматическое переключение на резервный трансформатор собственных нужд (РТСН), подключенный к одному из РУ повышенного напряжения (110, 220 или 330 кВ). Гораздо реже РТСН подключают к третичной обмотке автотрансформатора связи. Таким образом, резервирование на напряжении 6,3 кВ – явное, то есть имеется специально предусмотренный РТСН, который в нормальном режиме работает на холостом ходу. Электроэнергия поступает к секциям СН от РТСН по специальной магистрали резервного питания (МРП). Мощность РТСН, как правило, либо равна мощности ТСН, либо на одну ступень превышает мощность ТСН. Это сделано для того, чтобы обеспечить уверенный самозапуск агрегатов собственных нужд при исчезновении питания рабочего ТСН.

Трансформаторы ТСН и РТСН с номинальной мощностью до 16 МВА выполняются нерасщеплёнными, а при мощности 25 МВА и выше имеют расщеплённую обмотку низшего напряжения. Эти трансформаторы имеют устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Описанные ТСН и РТСН с низшим напряжением 6,3 кВ называются трансформаторами первой ступени трансформации.

Потребители напряжением 0,4 кВ питаются от трансформаторов второй ступени трансформации с высшим напряжением 6,3 кВ и низшим напряжением 0,4 кВ. Указанные трансформаторы подключены к секциям собственных нужд 6,3 кВ. Резервирование собственных нужд 0,4 кВ – неявное, то есть специальный резервный ТСН отсутствует, а при выходе из строя трансформатора 6,3/0,4 кВ происходит автоматическое переключение на аналогичный трансформатор соседней секции, который в нормальном режиме загружен.

На рис. 11.1 показан фрагмент схемы СН, который является общим для электростанции любого типа. Нормально отключенные выключатели здесь и далее зачернены.

Рис. 11.1. Типовая схема собственных нужд

Далее рассмотрим специфику построения схем СН для электростанций различного типа.

11.1. Схемы собственных нужд конденсационных электростанций

Рабочее питание потребителей СН организуется от рабочего ТСН, подключенного к отпайке от генераторного токопровода. На один генератор приходится один ТСН. В большинстве случаев ТСН и РТСН на КЭС выполняются расщеплёнными. Поэтому на каждый блок приходится по две секции СН, а МРП имеет две шины – рис. 11.2. На каждые четыре блока принимается один РТСН. Магистраль МРП секционируется через каждые два-три блока, причём во избежание параллельной работы двух РТСН секционные выключатели нормально отключены. Иначе токи КЗ будут вдвое выше.

Рис. 11.2. Схема собственных нужд КЭС

11.2. Схемы собственных нужд теплоэлектроцентралей

Если схема ТЭЦ имеет ГРУ, то возможно два варианта.

1. Напряжение ГРУ 6,3 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный токоограничивающие реакторы – рис. 11.3.

2. Напряжение ГРУ 10,5 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд – рис. 11.4.

Если ТЭЦ с ПТУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что при напряжении генератора 6,3 кВ вместо ТСН и РТСН применяются токоограничивающие реакторы.

Если ТЭЦ с ПГУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что трансформаторы СН газовой части менее мощные по сравнению с ТСН паровой части. Так, например, на Северо-Западной ТЭЦ блок состоит из двух ГТУ и одной ПТУ. На рис. 11.5 видно, что ТСН газовых установок являются нерасщеплёнными, а обмотка низшего напряжения ТСН паровой установки расщеплена.

Рис. 11.5. Схема собственных нужд одного блока Северо-Западной ТЭЦ

11.3. Схема собственных нужд атомных электростанций

Как указано в разделе 10.2, схемы СН АЭС гораздо сложнее схем других станций из-за того, что кроме секций нормальной эксплуатации (н.э.), имеющихся на станции любого типа, на АЭС имеются дополнительные секции – надежного питания (н.п.) с дизель-генераторами и аварийного электроснабжения (а.э.) с агрегатами бесперебойного питания.

На рис. 11.6 показана схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с бессальниковыми ГЦН с малой инерционной массой.

Рис. 11.6. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с ГЦН с малой инерционной массой

Для предотвращения быстрой остановки ГЦН такого типа при полном обесточивании используются генераторы собственного расхода (ГСР). Электродвигатели двух ГЦН из трёх подключены к отдельной секции, источником электроэнергии для них является ГСР, ротор которого вращается на одном валу с ротором основного турбогенератора. При полном обесточивании ротор по инерции продолжит некоторое время вращаться. Этого времени хватит для запуска дизель-генераторов. В последующих проектах ВВЭР-440 предусмотрены высокоинерционные ГЦН с массивными маховиками, которые подключаются по традиционной схеме, без использования ГСР. В схеме СН АЭС с ВВЭР-440 на каждый генератор приходится один ТСН мощностью 25 МВА, на каждые два генератора (то есть на один реактор) приходится один РТСН мощностью 32 МВА.

На рис. 11.7 изображена детализированная схема СН энергоблока ВВЭР-1000. Особенностью схемы является наличие расщеплённого генераторного токопровода. Рабочие ТСН присоединяются по одному к каждой половине этого токопровода. Другой особенностью схемы является тот факт, что дизель-генераторы используются и в системе н.п., и в системе а.э. В схеме СН АЭС с ВВЭР-1000 на каждый генератор приходится два ТСН мощностью по 63 МВА и два РТСН мощностью также по 63 МВА. Такое равенство мощностей – специфика реактора ВВЭР-1000. На АЭС с другими реакторами число РТСН меньше числа ТСН.

11.4. Схемы собственных нужд гидравлических электростанций

Электрическая схема собственных нужд ГЭС может выполняться либо с одним напряжением 0,4 кВ, либо с двумя напряжениями – 6(10) и 0,4 кВ. Несмотря на отсутствие в системе СН ГЭС мощных (200 кВт и более) электродвигателей на напряжении 6 кВ, наличие напряжения и соответствующего распределительного устройства 6(10) кВ определяется общей мощностью потребителей, значительной удаленностью общестанционных потребителей от источников питания. В соответствии с [12], для электроснабжения собственных нужд ГЭС необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания.

Рис. 11.7. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-1000 (подробная)

Распределение электроэнергии на напряжении 0,4 кВ организуется, как правило, с помощью комплектных трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ (КТП СН), понижающие трансформаторы которых подключаются к различным секциям КРУ 6(10) кВ или к другим независимым источникам питания.

Рабочий трансформатор агрегатных СН присоединяется на участке между генератором и его выключателем (или выключателем нагрузки). В этом состоит отличие от общепринятого подключения ТСН на ТЭС и АЭС. Рабочий трансформатор общестанционных СН присоединяется на участке между блочным повышающим трансформатором и генераторным выключателем (или выключателем нагрузки).

Такое раздельное питание агрегатных и общестанционных СН имеет место на Саяно-Шушенской ГЭС – рис. 11.8. Схема отражает состояние ГЭС до аварии 17.08.2009. Здесь два главных рабочих трансформатора СН мощностью по 16 МВА подключены к токопроводам генераторов Г1, Г5 на участке между выключателем нагрузки, выполненным в виде комплекса аппаратного генераторного КАГ-15,75-28500, и расщепленной обмоткой повышающего трансформатора блока. Благодаря такому подключению трансформаторы СН (1) могут использоваться при пуске и останове гидроагрегатов, включая электроснабжение СН полностью остановленной электростанции. Трансформаторы (1) питают две системы шин РУСН-6 кВ, секционированные выключателями на две части.

Резервирование главных рабочих ТСН выполнено двумя резервными трансформаторами (2) мощностью также 16 МВА. Один из них подключен к токопроводу генератора Г7, а второй получает питание от соседнего распределительного устройства напряжением 35 кВ по двум ВЛ-35 кВ. Каждый из четырех главных трансформаторов СН может питать любую из систем шин РУСН-6 кВ с помощью развилки из двух выключателей. Отметим, что применение двух систем шин и двух выключателей на присоединение связано с уникальностью электростанции.

Рабочие трансформаторы агрегатных СН (3) мощностью по 630 кВА подключены к генераторному токопроводу на участке между гидрогенератором и КАГ. Предусмотрено стопроцентное резервирование каждого агрегатного трансформатора СН такими же по мощности РТСН (4), подключенными к двум системам шин РУ собственных нужд 6 кВ с помощью развилки из двух выключателей.

В связи с подключением из соображений бесперебойности электроснабжения трансформаторов (1) на участке между генератором и КАГ, пуск и останов гидрогенераторов осуществляется от резервных трансформаторов агрегатных СН. На этот короткий промежуток времени имеет место объединенное питание агрегатных и общестанционных нагрузок СН.

От РУСН-6 кВ, но уже с использованием одного выключателя на присоединение, питаются сборки 6 кВ общестанционной нагрузки, к которым подключены двухтрансформаторные подстанции 6/0,4 кВ соответствующих потребителей.

На ГЭС относительно небольшой мощности используется объединённое питание агрегатных и общестанционных СН.

11.5. Схемы собственных нужд гидроаккумулирующих электростанций

Особенности схем СН ГЭАС рассмотрим на примере проекта Ленинградской ГАЭС, пуск которой намечен на 2014 год – рис. 11.9. Главная схема данной ГАЭС изображена на рис. 9.15.

Здесь, в отличие от схемы рис. 11.8, применено объединённое питание агрегатных и общестанционных СН. Принцип объединения питания СН применяется на ГАЭС в связи с необходимостью включения в генераторный токопровод отдельных выключателей для генераторного и двигательного режимов, а также присоединения третьего выключателя от пусковой системы шин для осуществления частотного пуска в насосном режиме – рис. 11.9.

Другими словами, генераторный токопровод имеет достаточно много выключателей, что составляет определённые неудобства с точки зрения компоновки оборудования в стеснённых условиях здания ГЭС. Объединённое питание агрегатных и общестанционных СН позволяет отказаться от установки дополнительных выключателей на генераторном напряжении.

На схеме рис. 11.9 главные рабочие трансформаторы СН (1) подсоединены к генераторным токопроводам двух блоков из восьми и питают двухсекционное КРУ-6 кВ. Благодаря наличию генераторных выключателей имеется возможность электроснабжения секций СН 6 кВ через повышающие трансформаторы блоков от станционного ОРУ-220 кВ даже при неработающих гидрогенераторах. Предусмотрены резервные вводы на секции СН 6 кВ от соседней подстанции энергосистемы.

При объединенном питании рабочие трансформаторы агрегатных СН (2) подключаются не к генераторному токопроводу, а к секциям РУСН-6 кВ. Туда же подключены и резервные трансформаторы агрегатных СН (3), и трансформаторы общестанционных СН (4).

Двухсекционное распределительное устройство СН 6 кВ является общим для подключения как рабочих (5) и резервных (6) трансформаторов агрегатных СН, так и трансформаторов (7) общестанционной нагрузки. Резервирование агрегатных СН не является стопроцентным (один резервный на четыре рабочих).

Особенностью схем СН ГАЭС является наличие системы частотного пуска гидроагрегатов в насосном режиме. На ГЭС такая система отсутствует, т. к. разворот гидрогенераторов осуществляется за счёт потока воды. На ГАЭС гидроагрегаты могут работать не только в режиме генератора, но и в режиме двигателя, пуск которых за счёт потока воды невозможен.

Как правило, пуск в двигательный режим генератора-двигателя осуществляется с помощью регулируемого статического преобразователя частоты (СПЧР) или от другого агрегата с плавным увеличением частоты вращения и частоты и модуля питающего напряжения.

На рис. 11.9 реализация частотного пуска в двигательном (насосном) режиме осуществляется с помощью статического преобразователя частоты регулируемого (СПЧР) – позиции (3), (4). Благодаря использованию частотного метода запуска и отжатию сжатым воздухом воды из камеры рабочего колеса на период до синхронизации агрегата с сетью энергосистемы, пуск обратимой машины ВГДС-1025/245-40 мощностью 220 МВт в двигательном режиме (табл. 2.2 справочника [1]) удается осуществить при мощности выпрямительного трансформатора (3) СПЧР 16 МВА. Питание последнего осуществляется от подстанции энергосистемы через трансформаторы (2), но может быть осуществлено и через трансформаторы (1) от ОРУ-330 кВ станции.

На восемь агрегатов используется два комплекта СПЧР, каждый из которых подключен к своей секции пусковой системы шин. От последней трехфазное напряжение, регулируемое по модулю и частоте, может быть подано с помощью пусковых выключателей на любой агрегат.

Обратимые агрегаты ГАЭС обладают высокой маневренностью с суммарным временем перехода из генераторного режима в двигательный или наоборот, не превышающим 10 минут.

Библиографический список

1. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 c.

2. Черновец, А. К. Проектирование электрической части атомных электростанций : учеб. пособие / А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – Л. : Изд-во ЛПИ, 1984. – 80 с.

3. Алексеева, О. Н. Электрическая часть атомных и гидравлических станций : учеб. пособие / О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – СПб. : Изд-во СПбГТУ, 1998. – 108 с.

4. Черновец, А. К. Режимы работы электрооборудования станций и подстанций: Учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2005. – 248 с. – 100 экз. – ISBN 5-7422-1037-Х.

5. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: учебник / Рожкова Л. Д., Козулин В. С. – М. : Изд. центр «Академия», 2009. – 448 с.

6. Системный оператор Единой электроэнергетической системы России [Электронный ресурс] / Официальный сайт СО ЕЭС, 2006. – Режим доступа: http://so-ups.ru.

7. ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», 1999. – 33 с.

8. ABB Product Guide / High Voltage Products [Электронный ресурс]. – Zurich, Switzerland, 2005. – Режим доступа: http://www.abb.com.

9. Черновец, А. К. Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций : учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2006. – 255 с.

10. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций. ВНТП-81. – М. : Министерство электроэнергетики СССР, 1981. – 80 с.

11. Правила технологического проектирования атомных электростанций. РД 210.006-90. – М. : Изд. МАЭиП, 1990. – 120 с.

12. Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС. ВНТП-41-94. – М. : Изд. РАО ЕЭС России, 1994. – 108 с.

13. Завод «Электропульт» [Электронный ресурс] / Официальный сайт ОАО «Завод Электропульт», 2006. – Режим доступа: http://www.electropult.ru.

14. Подольская Н.Н., Ибраев А.В. Внедрение микропроцессорных устройств защиты и автоматики управления на Бурейской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 20-24.

15. Костерин Н.В., Васильев А.В. Бурейская ГЭС выходит на проектную мощность / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 2-4.

Митрофанов А.Н. Опыт эксплуатации основного оборудования Саяно-Шушенской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №11. – С. 25-31.