Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. Харак-ка энергетической и электрической сис-м. Потребители электроэнергии. Номинальный ряд напряжений (стр. 9 )

Рисунок 1 Схема ТЭЦ мощностью 180 (3*60 МВТ).

Генераторы Г1,Г2,Г3 работают на сборные шины 6, 10 кВ, которые связаны с шинами 35 кВ, 110 кВ, трансформаторами Т1, Т2. На стороне 35 кВ из-за небольшого числа линий и малой ответственности потребителей, принята одиночная секционированная система шин. Питание потребителей на стороне генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы. При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ может быть установлен ТГ мощностью 120 МВт и более. Такие генераторы к шинам генераторного напряжения не присоединяются, т. к. во-первых это резко увеличивает токи КЗ, а во-вторых номинальное напряжение этих генераторов 15,75 кВ и 18 кВ отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины 110-220 кВ. Рост единичной мощности ТГ, применяемых на ТЭЦ (120-250 МВт) привели к широкому распространению блочных схем. В схеме на рисунке 2 потребители 6, 10 кВ получают питание реактирующими отпайками от генераторов Г1, Г2, более удаленные потребители питаются через ПС глубокого ввода от шин 110 кВ.

Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6-10 кВ. Как всякая блочная схема, такая схема даёт экономию оборудования, а отсутствие громоздких ГРУ позволит ускорить монтаж электрочасти. Потребители комплексных РУ имеют 2 секции с АРВ на секции выключателя. Для генераторов для большей надёжности электроснабжения устанавливаются В1, В2. Трансформаторы связи Т1, Т2 д. б. рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжается РПН. На трансформаторных блоках В3, В4 м. б. устроены РПН позволяющие обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках СН. При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются ТГ5, ТГ6, соединённые в блоки ГТЛ. Линии 220 кВ присоединяются к ближайшей районной ПС; при недостаточной чувствительности районной ПС к повреждениям к Т5, Т6 предусматривают передачу телеотключающего импульса или устанавливают короткозамыкатели и отделители. Отключение Генераторов производится выключателями В3, В4. Связи между РУ 110, 220 кВ не предусмотрено, что значительно упрощает схему РУ 220 кВ. Это допустимо в том случае, если связь сетей 110-220 кВ осуществляется на ближайшей районной ПС.

39. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.

По способу присоединения к сети все подстанции можно раз­делить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая подстанция — это подстанция, полу­чающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. На рис. 1-1 — это подстан­ции Г, И, К.

Ответвительная подстанция присоединяется глу­хой отпайкой к одной или двум проходящим линиям (на рис. 1-1 — подстанция Д).

Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием (на рис. 1-1 —это подстанция Ж).

Узловая подстанция—это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, Приходящих от двух или более электроустановок (на рис. 1-1 - подстанции А, Б, В).

По назначению различают потребительские и системные под­станции. На шинах системных подстанций А, Б (рис. 1-1) осуществ­ляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряже­нием 750—220 кВ. Потребительские подстанции В, Г, Д, Е (см. рис. 1-1) предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

Схема подстанций тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна: обеспечить надежность электроснабжения потребителей подстан­ции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режиме, учитывать пер­спективу развития;допускать возможность постепенного расширения;учитывать требования противоаварийной автоматики; обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуата­ционных работ на отдельных элементах схемы без отключения со­седних присоединений.

На подстанциях рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.

сколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные, КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме. К схеме электрических соединений КЭС помимо общих требований, предъявляются и другие специфические требования:

1. Главная схема должна выбираться на основании утвержден­ного проекта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласо­ваны напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих ли­ний, допустимые токи к. з. на повышенных напряжениях, требова­ния в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропуск­ной способности линий электропередачи.

2. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и сек­ционного, не должны приводить к отключению более одного энерго­блока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух бло­ков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ре­монтом другого также допускается потеря двух блоков.

3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны при­водить к нарушению транзита через шины электростанции, т. е. к отключению более одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей.

4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять, через от­дельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.

5. Отключение линий электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков, трансформато­ров собственных нужд не более чем тремя выключателями РУ каж­дого напряжения.

6. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможным без отключения присоединения.

7. Схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов к. з.

8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансфор­маторов собственных нужд должна быть, исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя.

Все перечисленные требования в равной степени относятся к современным атомным электростанциям, на которых устанавливают­ся мощные блоки по 500 и 1000 МВт.

Окончательный выбор схемы зависит от ее надежности, что может быть оценено математическим методом по удельной повреждаемости элементов. Главная схема должна удовлетворять режимным тре­бованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.

39. На электрост-ях и подст-ях широко распространена сх-а с одной сис-мой шин, секционированной выкл-ем. Источники питания ИП1, ИП2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выкл-ей и разъед-ей. На каждую цепь необходим одни выкл-ль, который служит для отключения и включения её в нормальный режим работы. При выводе в ремонт, выкл-ль после отключения, его отключает линейный разъдинитель, а затем шинный. Т. о. раъединители служат для создания видимого разрыва, при ремонтах и не является оперативными элементами. В следствии однотипности и простоты операции с разъед-ми в этой схеме аварийность из-за неправильности действий в смене дежурного персонала мала. Достоинства сх.: простота, эконом-ность, высокая надежность. Такую сх можно использ-ть для подпитки ответственных потреб-ей. Схема обладает рядом недостатков: при повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители нормально питающиеся с обеих секций остаются без резерва, а потребители не резервированные по сети отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключенный к ремонтированной секции, отключ-ся на все время ремонта. Этот недостаток можно устранить присоединяя ист-ик питания одновременно к 2-м секциям, но это усложняет конструкцию РУ и увелич-ет число секций(т. е. по 2-е секции на каждый источник). Схема с одной сис-мой сборной шины широко прим-ся на подстанции, например на подст-ии 6-10 кВ и для питания собств-ых нужд станции, где в полной мере можно использ-ть её достоинства, особенно благодаря применению комплектного РУ. В РУ с 2-мя сис-ми сборных шин каждое присоединение содержит выкл-ль и два шинных разъдинителя. Шинные разъед-ли служат для изоляции выкл-лей от сборных шин при их ремонте, а также для переключения присодинения с одной сис-ой шин на другую без перерывов в их работе. Линейные разъед-ли предусмотрены в присоединениях, где это необх-мо для безопасного ремонта выкл-ля предусмотрен также ШСВ(шино соед-ный выкл-ль). 2-ю сис-му сборных шин ранее использовали для резервной сис-мы и при ремонте рабочей сис-мы. В настоящее время в РУ 110-220 кВ, где рассм-мая схема получила наибольшее применение, 2-ю сис-му сборных шин используют постоянно в качестве рабочей сис-мы в целях повышения надежности ЭУ. При этом присоединении с ист-ком энергии и нагрузки распред-ют м/у обеими сис-мами. ШСВ – в нормальном режиме замкнут. Для защиты сборных шин применяют дифференциальную токовую защиту, обеспеч-ую селективное отключение поврежденной сис-мы. При этом 2-я сис-мы шин с соответсвующими источниками энергии и нагрузками остается в работе. Работа на одной сборных шин допускается только временно при ремонте др сис-мы. Переключение присоединений с одной сис-мой шин на др производят с помощью шинных разъед-ей. Как известно операция с разъед-ми допустимы, если электрическая цепь предварительно отключена выкл-ем или разъед-ль шунтирован 2-й ветвью с малым сопротивлением. Как видно из схемы при выкл-ом ШСВ все разомкнутые шинные разъед-ли 1-ой и 2-ой сис-м шунтированы через сборные шины и ШСВ. В этих условиях можно включить в любом присоединении разъед-ль 1-ой сис-мы и отлк-ть разъед-ль 2-ой сис-мы не опасаясь образования дуги на контактиах. В процессе переключению ток присоединения смещается из одного разъед-ля в другой. При разомкнутом ШСВ такие операции недопустимы. Во избежание случайного отключения ШСВ в процессе переключ-я ПТЭ электрич-их станций и сетей предприсывают предварительно разомкнуть цепь отключ-его электромагнита ШСВ и вновь замкнуть после окончания операции с шинным разъед-ем. В указанном порядке могут быть пререключены с одной сис-мой сборных шин на др часть присоединений, если это необх-мо при изменении режима в станции и сис-мы или все присоединения при подг-ке к ремонту сис-мы шин. Во избежании неправильных операций с шинным раъединителем предусматривают блокирующее устройство, в устр-х с 2-мя сис-си сборных шин шинные разъдинители каждого присоединения блокируют с ШСВ. Достоинтсва РУ с 2-мя сис-ми сборных шин: 1) возможность поочередного ремонта сборных шин без перерыва; 2) возможность деления сис-мы на 2-е части в целях повышения надежности, для этого следует распределить присоединение генераторов и линий м/у 1-й и 2-й сис-ми шин и держать ШСВ включенным; 3) возможность оганичения токов КЗ. В этом случае следует ШСВ отключенным. Недостатки: 1) при ремонте одной из сис-м шин нормальная работа установки на 2-х сис-ах нарушается, следовательно на это время её надежность снижается; 2)при замыкании в ШСВ отключаются обе сис-мы шин; 3) в случае внешнего замыкания и отказа выкл-ля соответствующего присоединения отключ-ся сис-ма шин; 4) ремонт выкл-ей и линейных разъед-ей связан с отключением на время ремонта соответствующих соединений; 5) сложность схемы; 6)частое переключение с помощью разединителя увеличиваю вероятность повреждений в зоне сборных шин, по сравнению с устранениями с одной сис-мой при том же числе присоединений с 1-ой сис-мой. Перечисленные недостатки могут быть частично устранены, однако это ведет к усложнению схемы. Чтобы обеспечить возможность поочередного ремонта выкл-ля без перерыва работы соответствующих присоединений предусматривают обходную сис-му шин и выкл-ль. При большом числе присоединений прибегают к секционированию сборных шин в РУ 110-220 кВ станций, секционируют обе сис-мы шин, с помощью номально замкнутых выкл-ей и предусматр-т 2-а ШСВ и 2-а обходных выкл-ля. Т. о. РУ делятся на 4-е части, связанные м/у собой на 4-е части, связанные м/у собой через шиносоединительные и секционные выкл-ли. Схема с одной рабочей и обходной сис-ми шин. При большом количестве присоединений на повышенном напряжении возможно применение схем с одиночной секционированной сис-мой шин. Эта схема обладает рядом существенных недостатков. В том числе необходимостью отключ-я линий или источ-ов питания на все время ремонтавыкл. в их цепи. При Uном=35 кВ отключение линии будет не продолжительно, т. к. длит-ть

39.

рем-та выкл-ей не велика. В этот период использ-ся резерв по сети, чтобы обеспечить питание потребителей. При U=110 кВ и выше длит-ть ремонта выкл-ей, особенно воздушных возрастает и становится недопустимым отключать цепь на все время ремонта, поэтому схема с одной сис-мой сборных шин секционирован выкл-ем. Прим-ся обычно для РУ 35 кВ. Одним из важных требований к схемам на стороне ВН явл-ся создание условий для ревизий и опробований выкл-ей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной сис-мой шин.

Рис.1 а)сх-а с обх-ым и секционным выкл-м б)режим замены В1 в)сх-ма с совмещ-ым обх-м и секц-м выкл-м

В нормальном режиме ОСШ нах-ся без напряжения. Разъед-ли РО, соединяющие линии и тр-ры с ОСШ отключены. В сх. предусм-ся обходной выкл-ль ВО, к-й может быть присодинен к любой секции, с помощью ревизии из 2-х разъдин-ей; секции в этом случае расположены //-но друг другу. Выкл-ль ВО может заменить любой другой выкл-ль. Для чего надо произвести след. операции. Включить обходной выкл-ль ВО, для проверки исправности обходной сис-мы шин. Отключить ВО, включить обходн. разъед-ль РО. Включить ВО, отключить выкл-ль В1, отключить разъед-ли Р1, Р2. После указанных опреаций линия получ-т пит-е через обходную сис-му шин и выкл-ль ВО от 1-й секции (Рис. Б). рис В.– в нормальном режиме выкл-ль ВС–ВО явл-ся секционным, при этом разъед-ли Р3-Р6 включены, а Р4-Р5 отключены. При ремонте выкл-ля В1 отключают ВС-ВО, Р6, затем включают Р5 и ВС-ВО, к-й будет выполнять ф-ю обход-го выкл-ля. В этом режиме нарушается //-я работа линий Л1, Л2 и Л3, Л4, что может оказаться не желательным или недопустимым для энерго сис-мы. Такая сх менее удобна в обслуживании и примен-ся на стороне 110 кВ подст-ии при числе линии не более 4-х. Если допустимо разделение цепи на 2-е изолированно работающие части. Существенным недостатком схем с одной сис-мой шин явл-ся необх-ть отключения всех цепей, присоед-ых к данной секции(в случае рем-та шинных разъед-ей или шин). Отказ в работе выкл-ля при КЗ на линии или в тр-ре также приводит к отключению секций. При повреждении или отказе в работе секционного выкл-ля, отключ-ся обе секции. При ремонте любой секции генерирующий источник отключается на все время работы. Это недопустимо для Эл. станций большой мощности. Схема с 2-мя рабочими и обходной сис-ми шин. Для РУ U=110 кВ и выше с большим числом присоединений широко примен-ся сх. с 2-мя рабочими и обходной сис-ми шин, с одним выкл-лем на цепь (Рис2)

а) РИС2 б)

а)-сх с совмещ-ым обх-м и шинно соединительным выключателем(ШСВ) б)-уст-ка отдельного обх-го и ШСВ

Для РУ 110 кВ и выше существенными становятся недостатки этой сх.: 1)отказ одного выкл-ля при аварии приводит к отключ-ю всех ИП и линий, присодин-ых к даннойсборной шине, а если работает одна сборная шина, то отключ-ся все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, т. к. все опреации по переходу с одной сис-ой шин на др-ю производится разъед-ми. Если ИП-я явл-ся мощные блоки(ТГ, Т), то пуск их после сброса нагрузки на более 30 мин. Может занять несколько часов. 2)повреждение ШСВ равноценно КЗ на обеих сис-х шин, т. е. приводят к отключению всех присоединений. 3)большое кол-во операций разъед-ми при выводе в ревизию или ремонт выкл-ля усложняют эксплуатацию РУ. 4) необходимость установки шинносоединительного, обходного выкл-лей и большого кол-ва разъед-ей увеличивают затраты на сооруж-е РУ. Некоторого увеличения гибкости и надежности сх. можно достичь секционированием одной или обеих сис-м шин. Дополнительные капитальные затраты могут оправдать себя только при большом кол-ве присодинений (12-16 присоединений)

39. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПС. ДЕЛЕНИЕ ПО СПОСОБУ ПРИСОЕДИНЕНИЯ. ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ.

Главная схема электрических соединений ПС выбирается с учётом схем развивающихся электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района. По способу присоединения к сети все ПС можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая ПС - это ПС, получающая э/э от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная ПС - это ПС, присоединённая глухой отпайкой к одной или двум проходным линиям.

Проходная ПС - это ПС, которая включается в рассечку 1 или2 линий с двусторонним или односторонним питанием.

Узловая ПС - это ПС, к которой присоединено более 2-х линий питающей сети, приходящих от дух ил более электроустановок.

По способу различают потребительские и системные ПС.

На шинах системных ПС осуществляется связь резервов электростанции или отдельных энергосистем. Как правило это ПС напряжением 750-220 кВ.

Потребительские ПС предназначены для распределения э/э между потребителями. Схема ПС должна: обеспечить надёжность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и аварийном режиме работы, учитывать перспективу развития, допускать возможность постепенного расширения, учитывать требования противоаварийной автоматики, обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений. На ПС рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.

Схемы тупиковых и ответвительных ПС.

Тупиковые и ответвительные ПС выполняются по упрощенным схемам без выключателей ВН. Однотрансформаторная ПС может присоединиться к питающей по схеме блок Т-Л с установкой короткозамыкателя и отделителя или передачей телеотключающего импульса на опорную ПС кВ с двухобмоточными трансформаторами небольшой мощности (до 6300 кВА) могут иметь на стороне ВН только предохранитель и разъединитель в этом случае необходимо проверить селективность работы предохранителей и релейной защиты линии.

Двухтрансформаторные ПС соединяются автоматической или неавтоматической перемычкой на стороне ВН. В автоматической перемычке рис 2а установлен отделитель и разъединитель двустороннего действия. Р3 нормально включен, а ОД3 отключен, т. к. режим работы 2-х линий на 1 трансформатор через включенную перемычку не допустим. При повреждении одной из параллельных линий релейная защита отключает обе линии. Аварийное отключение линии происходит гораздо чаще, чем трансформаторов. В этом случае и используется перемычка. Так при устойчивом КЗ на линии Л1 отключается В1 на питающем конце, защитой минимального напряжения отключается В3, а затем отделитель ОД1. Для восстановления в работе Т1 автоматически включатся ОД3 в перемычке, а затемВ3. Т. о. на ПС будут работать оба трансформатора и одно из ответвлений к транзитной линии Л2. Если при включенной перемычке произойдет КЗ в Т1, то отключится В3, короткозамыкательКЗ1, отключится В2. В бестоковую паузу отключится ОД3, затем сработает АПВ и линия Л2 останется в работе, следовательно останется в работе Т2. Как видно из описания различных режимов работы схемы автоматические переключения возможны только при чётком согласовании работы всех элементов, например нельзя включать ОД3, если не отключен ОД1и ОД2. ОД1 и ОД2 можно отключать лишь после надёжного отключения В3 или В4 и при отсутствии напряжения на линиях Л1 и Л2. если включен КЗ1 или КЗ2 включать ОДЗ нельзя. Соблюдение всех этих условий достигается специальными блокировками. Возможно применение схемы с ремонтной перемычкой из 2-х разъединителей Р3, Р4, один из которых в нормальном режиме отключен рис2б. При повреждении на Л1 отключается В1, возобновляется действие АРВ на стороне 6-10 кВ, отключается ВС, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала ПС или оперативной выездной бригадой отключается Р1, включается перемычка Р3, Р4 и Т1 ставится под нагрузку включением В3, с последующим отключением ВС. В этой схеме возможно питание Т1 от Л2 при ремонте Л1. Для увеличения работы таких ПС отделители и короткозамыкатели открытого исполнения заменяют отдельными выключателями с элегазом.

Схемы проходных ПС.

Если ПС включена в рассечку линий с двусторонним питанием, то в цепях трансформаторов устанавливаются отделители, а в перемычке выключатели.

В нормальном режиме Выключатель В1 включен. Ремонтная перемычка разомкнута Р3 или Р4. При повреждении Т1 включится К1, отключится В1, а затем В2 на опорной ПС В. Если АПВ линии оказалось

39.

неуспешным отключится В5 и действием АПВ будет включен выключатель ВС. Т. о. электроснабжение потребителей не нарушится. При необходимости ревизии выключателя В1, включается перемычка Р3, Р4, через которую осуществляется переток мощности. Значительная экономия средств может быть достигнута внедрением в схему выключателей нагрузки 140/220 кВ. Выключатель нагрузки на одно, два или три направления ВНЭ1, ВНЭ2, ВНЭ3 позволяет создать схему автоматического секционирования сети на ПС1 (рис4). Здесь установлены 3 выключателя нагрузки на одно напряжение каждый. На ПС2 1 выключатель нагрузка на 3 направления и один на два направления. ПС можно оборудовать одним ВН на 3 направления, что еще больше упростит её конструкцию и снизит капитальные затраты. Линия между опорными ПС аи б разделена на 3 участка; при повреждении на Л2 отключаются В1, В2. Автоматически отключаются ВН2 и ВН4. В сторону Л2 автоматически включается В1, В2. Для двухтрансформаторных ПС, присоединённых к двуцепным линиям, секционирование линий с помощью выключателей нагрузки также целесообразно. Освоение выпуска таких выключателей позволит широко применить секционирование сетей, автоматизировать работу сетевых ПС, увеличить надежность электроснабжения. На проходных ПС также возможно применение схем мостика с выключателями. В сетях 220-330 кВ применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надёжность и оперативную гибкость. Трансформаторы или АТ присоединяются через отделители ОД в вершинах четырехугольника (рис.5). АТ1 соединен в блок с Л1, АТ2- в блок с Л4. Л1, Л4- радиальные, Л2, Л3- транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом. Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220-330 кВ после отключения поврежденной линии.

Схемы мощных узловых ПС.

На шинах 330-750 кВ узловых ПС осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь 2-х систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило в этом случае применяют схему с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 В на цепь, схемы шины-трансформатор.

На рис.6 показана схема мощной узловой ПС. На стороне 330-500 кВ применена схема шины-АТ. В цепи каждой линии 2 выключателя. АТ присоединяются к шине без выключателя. Устанавливаются Р с дистанционным приводом или отделителем; при повреждении АТ1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1 СШ.

Работа линий 330-500 кВ не нарушается. После отключения АТ1 со всех сторон отключается дистанционный разъединитель Р1.

Параллельная схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1-й СШ. В зависимости от числа линий 330-500 кВ возможно применение кольцевых схем или схемы 3/2 В на цепь. На стороне СН 110-220 кВ мощных ПС применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин. При выбор схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ; для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным напряжением короткого замыкания, трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, устанавливают сдвоенные реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рисунке6 на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронный компенсатор с пусковым реактором присоединены непосредственно к выводам ВН АТ. Присоединение мощных синхронных компенсаторов к Ш 6-10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.

40. Главные схемы ГЭС.

а) Особенности ГЭС

При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности.

Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, а поэтому вся пошлость выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор — трансформатор.

Увеличение установленной - мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. РУ высокого напряжения Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадра­тов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.

Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэто­му агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматри­вать установку выключателей на генераторном напряжении.

ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий.

Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки.

В цепях генераторов устанавливают выключатели или выключатели на­грузки в следующих случаях:

К схемам ГЭС на повышенных напряжениях предъявляются практиче­ски такие же требования, как и к схемам КЭС.

б) Схемы электрических соединений ГЭС

Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных энергоблоков (рис. 5.25), позволяющих уменьшить количество повышающих трансфор маторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений.

Выключатели Ql, Q2 используются для включения и отключения гене­ратора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном генерато­ре отключается весь энергоблок.

На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.

В приведенной схеме ГЭС (рис. 5.25) ОРУ 500 кВ выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями QB1 и QB2. В отно­шении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обла­дает такой же гибкостью, как и кольцевая. Отключение линии производит­ся двумя выключателями, отключение энергоблока — тремя. После отделе­ния повредившегося энергоблока разъединителем схему можно восстано­вить, включив отключившиеся выключатели.

Несколько снижается надежность схемы при совпадении повреждения одного энергоблока, например первого, и отказа в работе выключателя QB1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий энергоблок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося энергоблока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключате­лей на восемь присоединений.

ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генератор — трансформа­тор—линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами 500 и 220 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узловой под­станции энергосистемы.

Если шины ВН ГЭС являются узловыми точками энергосистемы и через них осуществляется переток мощности, то необходима установка автотрансформаторов связи, схема присоединения которых такая же, как и на КЭС.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы'

ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генератор — трансформа­тор—линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами 500 и 220 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узловой под­станции энергосистемы.

Если шины ВН ГЭС являются узловыми точками энергосистемы и через них осуществляется переток мощности, то необходима установка автотрансформаторов связи, схема присоединения которых такая же, как и на КЭС.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы'

40.

41. Технологический процесс производства э/э в ТЭЦ

Тепло­электроцентрали предназначены для цен­трализованного снабжения промышлен­ных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций ис­пользованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водо­снабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная эконо­мия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распростра­нение в районах и городах с большим потреблением тепла.

Радиус действия мощных городских ТЭЦ — снабжения горячей водой для отопления — не превышает 10 км. Пар для произ­водственных процессов при давлении 0,8—1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2 — 3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300 — 500 МВт. Лишь в самых больших го­родах (Москве, Ленинграде) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до МВт.

Установленную мощность ТЭЦ и типы турбоагрегатов выбирают в соответствии с потребностями в тепле и пара­метрами пара, используемого в произ­водственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили тур­бины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (рис. 1). Регулируемые отборы поз­воляют независимо регулировать в из­вестных пределах отпуск тепла и вы­работку электроэнергии. При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденса­торы. При большом и постоянном пот­реблении пара в технологических процес­сах применяют также турбины с проти­водавлением без конденсаторов.

Рис. 1 Принципиальная схема теплофика­ционного агрегата:

1 — парогенератор; 2 — пароперегреватель;

3 — ступень высокого давления турбины; 4 — сту­пень низкого давления; 5 — генератор; 6 — отбор па­ра для производства; 7 — отбор пара для отопления; 8 — бойлер; 9 — конденсатор; 10 — конденсатный на­сос; 11 —подогреватель низкого давления; 12 — деаэратор; 13 — насос питания парогенератора; 14 — подогреватель высокого давления

В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например ле­том, а также зимой при температуре воз­духа выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответст­вующая потреблению тепла, уменьшает­ся. Если энергосистема нуждается в элект­рической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увели­чивается поступление пара в части 'низ­кого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электро­энергии теплофикационными станциями «на тепловом потреблении» возможна только при совместной работе с мощ­ными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла. В отечест­венных энергосистемах на долю ТЭЦ приходится около 40% всей вырабаты­ваемой энергии. Приблизительно поло­вина этой энергии вырабатывается «на тепловом потреблении» и половина — с пропуском пара в ступени низкого давле­ния и конденсаторы.

Большинство ТЭЦ используют при­родный газ, транспортируемый по газо­проводам.

42. Технологический процесс производства э/э в КЭС

Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по техническим и экономическим соображениям выпол­няют из ряда автономных частей - блоков. Каждый блок (рис. 1.3) состоит из парогенератора, турбины, электриче­ского генератора и повышающего транс­форматора, мощность которого соот­ветствует мощности генератора. Попе­речные связи между блоками в тепло­механической части в виде паропро­водов и водопроводов отсутствуют. При промежуточном перегреве пара они чрезвычайно усложнили бы всю систему коммуникаций и систему регулирования турбин; надежность станции снизилась бы. Поперечные связи между блоками в электрической части в виде сборных шин генераторного напряжения также не нужны, поскольку выдача мощности столь крупных агрегатов в сеть при первичном напряжении генераторов 20 — 30 кВ практически невозможна; токи короткого замыкания были бы чрезмерно велики. Трансформация напряжения гене­ратора до 110 — 750 кВ и выше является в рассматриваемых условиях единствен­но приемлемым решением. Отдельные

блоки связаны между собой только на сборных шинах высшего или среднего напряжения, откуда мощность станции поступает в сеть системы.

Конденсационные электростанции со­оружают обычно вблизи мест добычи топлива, транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая элек­троэнергия передается к местам потреб­ления по линиям электропередачи. Од­нако использование местного топлива не является обязательным признаком конденсационной станции. Коэффициент полезного действия КЭС с учетом рас­хода энергии на собственные нужды не превышает 0,32 — 0,40.

Конденсационные электростанции не­достаточно маневренны. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки блока требуют зна­чительного времени — от 3 до 6 ч. Поэ­тому для турбоагрегатов КЭС пред­почтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, из­меняющейся в пределах от технического минимума, определяемого видом топ­лива и конструкцией агрегата, до номи­нальной мощности.

Рис. 1.3. Принципиальная схема блока КЭС: