Приемники СН подстанций по степени ответственности делятся на три группы. Первая группа – это приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания электроприемников первой группы необходимо два источника с автоматическим включением резерва (I категория по ПУЭ).

Вторая группа – это приемники, отключение которых допустимо на 20 – 40 мин для подстанций с дежурным персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемника этой группы осуществляется вручную (II категория по ПУЭ).

К третьей группе относятся приемники, отключение которых допустимо на более длительной время (III категория по ПУЭ).

По режиму включения в работу электроприемники СН подстанции разделяются на постоянно включенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты); включаемые периодически в зависимости от температуры наружного воздуха, от изменения режима, при перерывах и т.д.; включаемые во время ремонтов.

Постоянно включенные приемники 1-й группы: оперативные цепи, электродвигатели системы охлаждения трансформаторов аппаратура связи и телемеханики, электродвигатели системы смазки и охлаждения, синхронных компенсаторов.

Периодически выключаемые приемники 2-й группы: электродвигатели компрессоров, зарядно-подзарядные устройства аккумуляторной батареи, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев аппаратуры и шкафов высокого напряжения; 3-й группы – вентиляция и технологическая нагрузка вспомогательного здания, мастерские.

Включаемые при ремонте приемники 1-й группы: электродвигатели насосов пожаротушения; 3-й группы – маслоочистительная установка, грузоподъемники.

Мощность потребителей СН подстанций невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (К п = 1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов. Предельная мощность ТСН – 630, 1000 кВА. Присоединение ТСН к сети зависит от системы оперативного тока. Постоянный оперативный ток используют на всех подстанциях 330 – 750 кВ и выше и на подстанциях с РУ 110 – 220 кВ со сборными шинами. Переменный или выпрямленный – на подстанциях 35 – 220 кВ без выключателей высокого напряжения. Схемы присоединения ТСН рассмотрены в следующем пункте.

На подстанциях может быть один или несколько щитов СН 380/220 кВ в зависимости от компоновки оборудования на ОРУ и в машинном зале. Питание потребителей 1-й группы осуществляется по радиальным схемам, а 2-й и 3-й – по магистральным. Пример схемы СН подстанции 110 кВ приведен на рис. 4.2. Шины 0,4 кВ щитов СН секционируются автоматическими выключателями.

Схемы СН подстанций для насосных станций заимствуются из типовых проектов ГЭС малой мощности и подстанций 110 – 220 кВ потребителей с развитой системой шин 6 – 10 кВ.

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.

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.

Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным.
Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ-6(10) кВ, а на тяговых подстанциях - от шин РУ-27,5 кВ или РУ-35 кВ (на тяговых подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 35 кВ). Такая схема питания ТСН обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения потребителей СН при повреждениях на шинах РУ, от которого питаются ТСН. Поэтому ТСН трансформаторных подстанций предпочитают подключать к выводам низшего напряжения главных понижающих трансформаторов - на участках между трансформатором и выключателем.
Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей. При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к шинам СН. При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы. Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные - от групповых щитков и сборок.
На тяговых подстанциях от шин СН получают электроэнергию устройства СЦБ железных дорог, дежурные пункты районов контактной сети, совмещенные с тяговыми подстанциями, а также мастерские тяговых подстанций.
К шинам СН кроме постоянных потребителей могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, испытательные станции, установки масляного хозяйства).
На тяговых подстанциях всех типов, кроме опорных на напряжение 110-220 кВ, обычно устанавливают по два ТСН мощностью 250-400 кВ А каждый. На опорных подстанциях 110-220 кВ, масляные выключатели которых имеют мощные подогревательные устройства, применяют два дополнительных ТСН мощностью 250-400 кВА для подогрева.
Общая нагрузка собственных нужд тяговых подстанций с учетом питания цепей подогрева выключателей, электроотопления зданий подстанции, электроснабжения устройств СЦБ и потребителей дежурного пункта района контактной сети достигает 1400 кВ-А на опорных подстанциях 220 кВ, 970 кВА - на опорных подстанциях 110 кВ, 400-800 кВ-А - на транзитных подстанциях на напряжение 110-220 кВ. При этом мощность питания устройств СЦБ достигает 100 кВ А на одну подстанцию, мощность подогрева выключателей - от 25 до 650 кВ-А в зависимости от количества выключателей; мощность на отопление зданий подстанций от 60 (подстанции переменного тока) до 140 кВ А (подстанции постоянного тока); мощность осветительной установки здания подстанции - 4-6 кВ А, открытой территории - 35кВА.
На подстанциях с двумя ТСН мощность каждого трансформатора должна обеспечить (с учетом его перегрузочной способности) питание всех потребителей СН, включая устройства подогрева высоковольтной аппаратуры. На опорных подстанциях, имеющих трансформаторы подогрева, мощность основного ТСН выбирается без учета питания подогревательных устройств РУ-110(220) кВ.
Распределение энергии собственных нужд тяговых подстанций переменного и постоянного тока показана на рис. 1. Подключение вторичных обмоток ТСН к шинам 380/220 В в шкафах 1 и 2 переменного тока на открытой части подстанции осуществляется через автоматические выключатели. Шины СН выполняются одинарными секционированными автоматическим выключателем. Выключатели являются одновременно коммутационными и защитными аппаратами. В летний период включен обычно один ТСН, для второго предусматривается автоматика включения резерва (АВР). В зимний период включаются оба ТСН, г. на опорных подстанциях 110(220) кВ и трансформаторы подогрева ТСНЪ и ГС#4, которые подают питание в шкаф 15 подогрева масляных выключателей. От шкафа 15 получает электроэнергию шкаф 16 автоматики подогрева приводов выключателей 110 (220) кВ.



Рис. 1. Распределение энергии собственных нужд тяговых подстанций
К шинам шкафа 1 подключены фидеры, питающие цепи подогрева масляных выключателей и их приводов от шкафов автоматики 3, 4 и 5 соответственно 27,5 кВ (только для подстанций переменного тока), 35 и 110 кВ. К шинам СН шкафа 1 подключаются трансформатор СЦБ, подогрев КРУН-10, обдув понижающих трансформаторов, дежурный пункт контактной сети, а также могут подключаться различные передвижные устройства (подстанции, масляное хозяйство и т.д.). От шкафа 2 питание шкаф 6 СН переменного тока в здании подстанции, к которому подключены стойки и шкафы телеблокировки, телемеханики и связи, цепи управления моторными приводами, шкаф 10 рабочего освещения подстанции. Дизель-генератор 9, установленный в специальном помещении здания подстанции, через шкаф б подключается к шинам СН 380/220 В и является источником резервного питания устройств СЦБ при аварийном выходе из работы ТСН или полном отключении питания электротяги на участке железной дороги.
Шкаф 12 СН постоянного тока получает выпрямленное напряжение от зарядно-подзарядного агрегата 13 типа ВАЗП, а в аварийных ситуациях - от аккумуляторной батареи 14, которая питает также щиток 11 аварийного освещения подстанции, а также устройства телемеханики и связи. Шкаф 7, подключенный к шинам СН. служит для включения цепей отопления и вентиляции помещения аккумуляторной батареи.
Шкаф 8 подключается к шинам СН через изолировачный трансформатор ТИ-1, который предотвращает попадание высокого напряжения при нарушении изоляции РУ-3,3 кВ в цепи СН. Этот шкаф служит для питания потребителей собственных нужд, расположенных в местах, где возможно такое нарушение изоляции. Шкаф 8 применяется только на тяговых подстанциях постоянного тока только на тяговых подстанциях постоянного тока.

Страница 33 из 111

Требования к схемам питания собственных нужд Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд являются составной частью главной схемы электрических соединений станции. От построения этих схем зависит устойчивость технологического режима выработки электроэнергии, расход электроэнергии на собственных нужд, капитальные вложения в систему электроснабжения механизмов собственных нужд
К схемам питания собственных нужд предъявляются следующие требования:
Схемы рабочего и резервного питания собственных нужд должны обеспечивать надежную работу отдельных агрегатов и электростанции в целом.
Схема собственных нужд должна быть экономичной и допускать расширение ее более мощными агрегатами, не требуя изменения схемы и электрооборудования собственных нужд ранее установленных агрегатов меньшей мощности.
Источники питания и схема электрических соединений должны обеспечивать успешный самозапуск электродвигателей ответственных механизмов.
Кроме того, к схемам собственных нужд блочных электростанций предъявляются дополнительные требования: схема питания системы собственных нужд должна быть такой же блочной, как и основная электрическая и тепловая схемы; на секциях собственных нужд каждого блока должно осуществляться независимое регулирование напряжения под нагрузкой. Блочный принцип в структуре схемы питания собственных нужд увеличивает надежность работы электростанции, так как при любых режимах работы повреждение любого элемента схемы собственных нужд может привести к отключению не больше чем одного блока.
Как уже отмечалось, основными источниками питания потребителей собственных нужд являются генераторы и энергосистема. Исходя из принципа блочности, экономичности, надежности и облегчения условий самозапуска цепи собственных нужд каждого блока должны получать питание от рабочего трансформатора собственных нужд, присоединенного к ответвлению блока генератор - трансформатор (рис. 3-10-
13). Достоинством такого присоединения является уменьшение колебаний напряжения в системе собственных нужд при коротких замыканиях а системе или за трансформатором блока и сохранение питания собственных нужд от генераторов даже при коротких замыканиях на шинах повышенного напряжения и при отключении от них всех блоков.
Учитывая высокую надежность комплектных закрытых экранированных шинопроводов с раздельными фазами, коммутационную аппаратуру в цепи ответвления не устанавливают. Отсоединение трансформатора собственных нужд от генератора во время ревизий и ремонтов осуществляется при помощи шинных разъемов.

Рис. 3-10. Схемы присоединения рабочих трансформаторов собственных нужд блочных электростанций: а - одиночные блоки генератор-трансформатор; б - блоки, объединенные по электрической части через трансформатор с расщепленными обмотками; в и г - блоки, включенные через общий выключатель высокого напряжения
При наличии выключателя в цепи генератора (рис. 3-10, б-г) для уменьшения числа коммутаций при пуске и остановке блока и для использования рабочего трансформатора собственных нужд в качестве пускового трансформатора ответвления к рабочим трансформаторам обычно присоединяются между выключателем и трансформатором блока. На некоторых атомных электростанциях, оборудованных главными циркуляционными насосами с малыми маховыми массами, может оказаться целесообразным выполнить присоединение ответвления так, как это показано штриховой линией на рис. 3-10, б ив, или даже применить два последовательно включенных генераторных выключателя с ответвлением на собственных нужд между ними.

Рис. 3-11. Схема питания и резервирования системы собственных нужд блочных станций с агрегатами до 165 МВт
I - рабочие трансформаторы собственных нужд; 2 - резервные трансформаторы собственных нужд; 3 - магистрали резервного питания; 4 - секционный выключатель резервной магистрали
Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. На блочных электростанциях большую часть нагрузки составляют электродвигатели напряжением 6 кВ; остальные двигатели мощностью менее 170 кВт и осветительная нагрузка питаются от сети 380/220 В. В соответствии с этим применяются две ступени трансформации: с генераторного напряжения (10,5; 15,75; 18; 20 или 24 кВ) на напряжение основной сети собственных нужд (6 кВ) и далее с напряжения 6 кВ на напряжение 380/220 В (рис. 3-14).
Число секций основной сети собственных нужд 6 кВ принимают равным числу блоков, если не требуется специальных мер для ограничения токов короткого замыкания. Начиная с мощности рабочего трансформатора собственных нужд 25 MB-А и выше по условиям ограничения токов короткого замыкания трансформаторы обычно выполняются с двумя расщепленными обмотками низшего напряжения или устанавливается несколько трансформаторов меньшей мощности.
Тогда на каждый блок приходится по две секции с и. 6 кВ (рис. 3-12, 3-13). Наличие двух секций 6 кВ на блок позволяет присоединять ответственные дублированные механизмы собственных нужд (дымососы, вентиляторы, циркуляционные, питательные, конденсатные насосы) к разным секциям и тем самым оставлять блок в работе (со сниженной производительностью) даже при полной потере питания одной из секций. С учетом этого преимущества и на блоках меньшей мощности (при котлах производительностью 420 т/ч и выше) выполняются, как правило, две секции на котел (рис. 3-11), Каждая секция собственных нужд присоединяется к источнику через свой выключатель и обеспечивается автоматическим резервным питанием.
Для сетей собственных нужд электрических станций параметры источников питания следует выбирать так, чтобы динамическая стойкость



Рис. 3-12. Схема питания и резервирования системы собственных нужд мощных блочных станций без выделения общестанционных собственных нужд в отдельные секции: а - с присоединением пускорезервных трансформаторов собственных нужд к сборным шинам низшего из повышенных напряжений и к третичной обмотке автотрансформатора связи; б - то же при помощи ответвления от блока с генераторным выключателем и от близкорасположенной подстанции или электростанции t, 2i Si 4 ** то же что на рис. 3-11



Piic. 3-13. Схема питания и резервирования системы собственных нужд блочной станции с выделением общестанцнонных собственных нужд в отдельные секции с электроснабжением от последних трансформатора 110/6 или 220/6 кВ 1, 2, 3 - резервный, общестанционный и рабочий трансформаторы собственных нужд соответственно; 4 - секционные выключатели резервных магистралей
выключателей комплектных распределительных устройств 6 кВ (КРУ) использовалась до предела, так как с увеличением мощности короткого замыкания улучшаются условия пуска и самозапуска электродвигателей. Однако с увеличением мощности короткого замыкания растут габариты и стоимость КРУ, а следовательно, и стоимость главного корпуса станции, где располагается распределительное устройство собственных нужд Использование в КРУ выключателей типа ВМП-10 на ударный ток 52 кА позволяет иметь предельную мощность трансформаторов собственных нужд с расщепленными обмотками 6 кВ равной 25 MB-А при вык. 3 = 10 % и 32 MB-А при ик. 3=12 %. Освоение КРУ 6 кВ с выключателями ВМПЭ-10 на ударный ток 80 кА позволило применить трансформаторы с. и 32 MB-А при ык. а = 8 % и 40 MB-А при ик. 3 = 10 %. Наконец, оснащение КРУ 6 кВ выключателями с электромагнитным дутьем типа ВЭМ-6 на ударный ток 125 кА позволило применить трансформаторы собственных нужд 40 MB-А при «к, 3 = 8% и 63 MB-А при ик > 3 = = 10,5 %. Все эти трансформаторы с расщепленными обмотками снабжены устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) путем изменения числа витков первичной обмотки. Из соображений ограничения токов короткого замыкания недопустима параллельная работа рабочего и резервного трансформаторов собственных нужд или рабочего трансформатора с автономным источником соизмеримой мощности.
На мощных блочных станциях обычно устанавливаются однотипные агрегаты (8x300 МВт; 4x500 МВт и т. д.); из соображений резервирования и ограничения токов короткого замыкания желательно, чтобы и рабочие трансформаторы собственных нужд имели одинаковую мощность.

Для этого общестанционцую нагрузку (пылезавод, резервный возбудитель, противопожарный насос, насос кислотной промывки, трансформаторы 6/0,4 кВ открытого распределительного устройства, компрессорной, объединенного вспомогательного корпуса и их резервные трансформаторы 6/0,4 кВ - рис. 3-14) стремятся распределить по рабочим секциям 6 кВ всех блоков равномерно без выделения отдельных секций и трансформаторов для питания общестанционной нагрузки (см. рис. 3-11,
12). С учетом очередности ввода блоков и необходимости включения большей части общестанционной нагрузки уже при пуске первых блоков большая часть общестанционных собственных нужд питается от секций собственных нужд 6 кВ именно первых двух блоков (рис. 3-15). Поэтому рабочие трансформаторы собственных нужд первых блоков имеют либо большую загрузку, либо даже несколько большую мощность, чем та, какая была бы при включении общестанционной нагрузки на отдельные трансформаторы собственных нужд (32 MB.А вместо 25 MB-А). Существуют схемы, получившие, правда, меньшее распространение, в которых общестанционные собственных нужд питаются от специально выделенных секций 6 кВ, в свою очередь получающих питание от распределительного устройства высокого напряжения с помощью отдельного трансформатора, аналогичного резервному трансформатору собственных нужд (см. рис. 3-13). При этом помимо уменьшения нагрузки или номинальной мощности рабочих трансформаторов собственных нужд первых двух блоков повышается надежность работы блочного распределительного устройства собственных нужд из-за уменьшения числа присоединений к секциям 6 кВ. Основной недостаток схемы на рис. 3-13 состоит в дополнительных секциях 6 кВ и трансформаторе 110/6 или 220/6 кВ. Это связано с увеличением капитальных затрат и потерь энергии.
Трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ присоединяются к секциям распределительного устройства собственных нужд 6 кВ. Схема собственных нужд на напряжение 0,4 кВ строится по тем же принципам, что и схема сети собственных нужд высокого напряжения. В зависимости от мощности потребителей на каждом блоке устанавливается необходимое число трансформаторов 6/0,4 кВ по 0,63-1,0 MB. А для питания потребителей машинного и котельного отделений. Кроме трансформаторов блочных потребителей, устанавливаются дополнительные трансформаторы общестанционных собственных нужд (рис. 3-14).

Выбор мощности трансформаторов собственных нужд

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбирается на основании подсчета действительной нагрузки секций, питаемых этим трансформатором, с учетом как блочной, так и общестанционной нагрузки. Многие механизмы собственных нужд являются резервными в пределах блока, как, например, дублированные конденсатные насосы, резервные питательные электронасосы. Другие механизмы являются резервными для всех блоков, как, например, резервный возбудитель.

Рис. 3-14. Принципиальная схема системы собственных нужд блочной электростанции на пылеугольном топливе
1 - пускорезервные трансформаторы с. п.; 2 - рабочие трансформаторы собственных нужд; 3 - магистрали резервного питания; 4 - электродвигатели 6 кВ блочной и общестанционной нагрузки; 5, 6, 7 - рабочие трансформаторы 6/0,4 кВ машинного, котельного отделений и электрофильтров соответственно; 8 - резервный трансформатор 6/0,4 к В блочной нагрузки; 9 - трансформаторы общестанционной нагрузки главного корпуса; 10 - трансформаторы бункерного отделения; 11 - резервный трансформатор; 12 - трансформаторы топливоподачи; 13 - трансформаторы объединенного вспомогательного корпуса (электролизная мастерская, химводоочистка, лаборатория); 14 трансформатор общестанционной компрессорной; 15 - трансформатор ОРУ; 16 резервный трансформатор

Рис. 3-15. Схема питания и резервирования собственных нужд блока с цеховыми трансформаторами собственных нужд и с централизованным регулированием напряжения 1 - резервный трансформатор собственных нужд; 2 - вольтодобавочный агрегат: 3, 5 - магистрали генераторного напряжения и резервные магистрали соответственно; 4 - сдвоенный токоограничивающий реактор; в цеховые трансформаторы собственных нужд
Часть механизмов вступает в работу по мере надобности: насос кислотной промывки, противопожарный, краны, сварка, освещение. Кроме того, мощность двигателей механизмов выбирается с некоторым запасом с учетом ухудшения свойств агрегатов э процессе эксплуатации (занос газоходов, износ лопаток), тяжелых условий пуска (мельницы) и небольших скольжений при перегрузках (резервные возбудители). Каталожные мощности электродвигателей также обычно больше расчетных, требуемых на валу. В результате определение действительной нагрузки трансформатора собственных нужд оказывается очень сложным и назвать их реальную загрузку можно лишь на основании опыта эксплуатации. Поэтому для определения мощности трансформаторов собственных нужд рекомендуется приближенный метод, согласно которому переход от мощности механизма к мощности трансформатора производится умножением суммарной мощности всех механизмов на усредненные коэффициенты пересчета, принятые на основе опыта эксплуатации и проведенных испытаний. В суммарной мощности механизмов учитываются и мощности всех резервных и нормально не работающих механизмов и трансформаторов. В соответствии с этим мощность трансформаторов 6/0,4 кВ можно определить по формуле:

где 2^дв) Е-Рдв - суммы мощностей, кВт, электродвигателей мощностью более 75 и менее 75 кВт соответственно, подключенных к трансформатору; 2Людв - сумма мощностей электродвигателей
задвижек и колонок дистанционного управления, кВт; 2Р00В - суммарная нагрузка приборов освещения и электронагревателей, кВт.
Располагая значениями мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ и электродвигателей 6 кВ, можно определить расчетную нагрузку и мощность рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд с низшим напряжением 6 кВ:

где с - сумма расчетных мощностей на валу всех установленных механизмов с электродвигателями 6 кВ, включая резервные и нормально не работающие; SSто,4 - сумма всех присоединенных мощностей трансформаторов 6/0,4 кВ, включая резервные и нормально не работающие.
Для блочных электростанций с высокими и сверхкритическими параметрами пара значительную долю в нагрузке собственных нужд составляют питательные насосы с электроприводом: рабочие и пускорезервные. При электроприводе питательных насосов и установке двух рабочих и одного резервного агрегата на блок все три электродвигателя питательных насосов считаются присоединенными. Если на каждый блок установлено по два рабочих питательных турбонасоса с 50 %-ной производительностью каждый, расчетным является режим номинальной нагрузки блока с заменой одного из турбонасосов резервным электронасосом. Если на каждый блок установлено по одному турбонасосу, резервный насос рассчитывается обычно по 60 %-ной номинальной производительности котла. В этом случае должен быть проверен режим работы трансформатора собственных нужд с включенным резервным электронасосом и с остальными механизмами собственных нужд, рассчитанными по 60 %-ной производительности блока. При нормальной работе блока на турбонасосах резервные электронасосы в нагрузке не учитываются.
Питание потребителей собственных нужд необходимо резервировать так, чтобы при повреждении или ремонте рабочих трансформаторов собственных нужд или при исчезновении напряжения на рабочих секциях электроснабжение потребителей не прекращалось. При отсутствии выключателей в цепи генераторов блока (рис. 3-10, а, 3-11, 3-13, 3-15) либо при подключении ответвления между генератором и выключателем (штриховая линия на рис. 3-10, б и в) резервный трансформатор обеспечивает питание собственных нужд также при пусках и остановках, являясь пускорезервным. Резервный трансформатор автоматически включается при отключении любого из источников питания, подхватывая всю отключившуюся нагрузку, на которую он рассчитан. По условиям самозапуска резервный трансформатор должен обеспечить пуск электродвигателей соответствующих секций с учетом перерыва в питании и отключения неответственных потребителей.
Число резервных источников питания нагрузки 6 кВ и их мощность устанавливаются на основе опыта эксплуатации и регламентируются нормами технологического проектирования. Для тепловых электростанций с блоками мощностью 165 МВт и выше принимается один резервный трансформатор при числе блоков не более двух, два резервных трансформатора при числе блоков от трех до шести включительно; при числе блоков более шести целесообразно установить два резервных трансформатора и третий резервный трансформатор генераторного напряжения, находящийся в так называемом холодном ненагруженном резерве с восстановлением. Этот трансформатор не присоединяется к источнику питания, но устанавливается на фундаменте и готов к перекатке на место поврежденного рабочего трансформатора собственных нужд
Мощность резервного трансформатора на блочных электростанциях выбирается из следующих условий: на блоках с питательными электронасосами (до 200 МВт включительно) - из расчета замены рабочего трансформатора с одновременным обеспечением пуска или аварийной остановки второго блока (с погашением топки); на блоках с турбоприводом рабочих питательных насосов и электроприводом пускорезервных - из расчета замены рабочего трансформатора с одновременным пуском или остановкой (без погашения топки, с переводом в растопочный режим) второго блока (при мощности блока до 300 МВт), а также и с аварийной остановкой с погашением топки третьего блока за счет перегрузки резервного трансформатора собственных нужд в пределах 40 % (при мощности блока 500 МВт и выше). При аварийной остановке блока с погашением топки работа питательного электронасоса не требуется и в нагрузке не учитывается.

Присоединение резервных трансформаторов собственных нужд

В зависимости от высшего напряжения электростанции и главной схемы электрических соединений возможны следующие места присоединения резервного трансформатора собственных нужд: 1) сборные шины низшего из повышенных напряжений при условии, что эти шины могут получать питание от внешней сети энергосистемы при остановке генераторов (рис. 3-12, а); 2) третичные обмотки автотрансформаторов (АТ) связи (рис. 3-12, а) при условии допустимости колебания напряжения на шинах РУ собственных нужд при регулировании напряжения АТ, а также при допустимом по условиям самозапуска суммарном реактивном сопротивлении АТ и резервного трансформатора; 3) сборные шины близко расположенных посторонних источников питания подстанции или станции (рис. 3-12, б), 4) ответвления от блока генератор-трансформатор при наличии в этой цепи генераторного выключателя (рис. 3-12, б).
В соответствии с п. 3 необходима проверка условий самозапуска электродвигателей собственных нужд Такой способ резервирования наиболее благоприятен для обеспечения высокой надежности питания собственных нужд даже в условиях системных аварий с потерей значительной части генерирующих мощностей. Выбранная для этой цели электростанция выполняется с устройствами для ее автоматического отделения от энергосистемы со сбалансированной нагрузкой при тяжелых системных авариях.
Необходимость включения резервного трансформатора по четвертой схеме может возникнуть при наличии на электростанции только повышенных напряжений 500 и 750 кВ; при одном резервном трансформаторе такое включение менее желательно, чем первые три, но при двух резервных трансформаторах вполне допустимо, например в виде сочетания точек их присоединения, показанных на рис. 3-12, б.
Во всех случаях нужно стремиться к наибольшей удаленности друг от друга точек подключения рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд. При двух (и более) резервных трансформаторах для повышения надежности электроснабжения механизмов собственных нужд существенно, чтобы трансформаторы подключались к различным источникам питания: распределительным устройствам (РУ) разных напряжений, различным секциям или системам шин РУ одного напряжения, третичным обмоткам автотрансформаторов и т. д. Возможно несколько сочетаний мест включения резервных трансформаторов. Из них для конкретных условий нужно выбрать наилучший вариант с использованием методов теории надежности.
Магистрали резервного питания 6 кВ секционируются выключателями через два или три блока (рис. 3-11, 3-12, 3-13, 3-15). При этом устраняется параллельная работа резервных трансформаторов собственных нужд, обычно недопустимая по параметрам коммутационной аппаратуры, и в то же время сохраняется возможность использования одного из пускорезервных трансформаторов для замены рабочего трансформатора, а другого - для пуска и остановки блоков.
На стороне 6 кВ резервных трансформаторов устанавливаются выключатели, позволяющие отключать поврежденный резервный трансформатор от магистралей и использовать последние для дальнейшего питания потребителей работающего блока от другого источника (второго резервного трансформатора или недогруженного рабочего трансформатора любого из работающих блоков). Резервные магистрали 6 кВ на блочных станциях выполняются в виде закрытых трехфазных токопроводов на рабочие токи до 3 кА и ударные токи до 125 кА. При переходе с рабочего на резервный трансформатор собственных нужд и обратно допускается их кратковременная параллельная работа. Для этого группы соединений рабочих и резервных трансформаторов должны быть разные: если рабочие имеют группу Д/Д/Д-12, то соединение обмоток резервного должно быть Y/Д/Д-П, чтобы скомпенсировать фазовый сдвиг, созданный трансформатором блока (см. рис. 3-12, 15). Резервные трансформаторы собственных нужд, как и рабочие, имеют устройства для регулирования напряжения под нагрузкой, используемое также для улучшения условий самозапуска, - это так называемая форсировка напряжения на трансформаторах собственных нужд
Возможны два режима. В первом режиме на отключенном резервном трансформаторе собственных нужд РПН устанавливается в положение повышенного напряжения обмоток 6 кВ, а после разгона электродвигателей РПН автоматически снижает напряжение до номинального. Второй режим предусматривает автоматическое повышение напряжения на шинах 6 кВ в процессе затяжного (более 10 с) самозапуска, если предельный переключаемый ток устройства РПН позволяет использовать такую форсировку.
Нагрузка 0,4 кВ резервируется от трансформаторов 6/0,4 кВ, подключаемых к секциям РУ собственных нужд 6 кВ. Резервные трансформаторы должны питаться от секций 6 кВ, от которых не питаются резервируемые ими рабочие трансформаторы (см. рис. 3-15). В этом отношении определенные трудности возникают при пуске первого блока. До ввода в эксплуатацию второго блока питание резервного трансформатора собственных нужд 6/0,4 кВ может осуществляться от резервного трансформатора блока. В этом случае резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединяется либо к нему через одну из секций, если к ним не присоединены резервируемые трансформаторы 6/0,4 кВ, либо непосредственно к магистрали 6 кВ резервного питания. В последнем случае при повреждении любого рабочего трансформатора 6/0,4 кВ блочной нагрузки автоматически включается не только резервный трансформатор 6/0,4 кВ, но и резервный трансформатор блока. После ввода второго блока резервный трансформатор 6/0,4 кВ переключается на его шины 6 кВ.
Мощность резервного трансформатора 6/0,4 кВ при схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора, им резервируемого, и не должна превышать 1000 кВ. А (по условию обеспечения стойкости аппаратуры 0,4 кВ). Помимо явного резерва, для некоторых секций РУ собственных нужд 0,4 кВ общестанционных нагрузок может применяться взаимное резервирование двух рабочих трансформаторов - неявный резерв. В случае явного резерва на пять-шесть рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ предусматривают один резервный, нормально отключенный.
Станции на органическом топливе, работающие даже на сверхкритических параметрах пара, по сравнению с атомными электростанциями имеют то преимущество, что блок может быть аварийно остановлен без мощных механизмов с электродвигателями 6 кВ. При таком останове на случай длительного (более 30 мин) аварийного обесточивания необходимо обеспечить надежное электроснабжение ответственных электродвигателей 0,4 кВ, от которых зависит сохранность и готовность к пуску оборудования блоков: валоповоротных устройств, аварийного освещения, контрольноизмерительной аппаратуры, подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, маслонасосов систем смазки, систем регулирования и систем уплотнения вала генераторов.
Для надежного питания часть секций распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ каждого блока секционируется автоматами на две полусекции, к одной из которых присоединяются особо ответственные потребители.

При аварийном обесточивании полусекции с ответственными электродвигателями отделяются от общей схемы собственных нужд и получают питание от автономных дизель-генераторов с автоматическим пуском. Питание подводится через резервные магистрали 0,4 кВ. На каждые два блока 500-800 МВт достаточно одного дизель-генератора 500 кВт. Таким образом, и на ТЭС на органическом топливе появляются сети и источники надежного питания, как на АЭС, но имеющие меньшую мощность и кратность резервирования.

Ограничение токов короткого замыкания в схемах питания собственных нужд

Несмотря на применение трансформаторов с расщепленными обмотками, секционирование, недопущение параллельной работы трансформаторов собственных нужд, широкое применение турбопривода, рост мощности трансформаторов и электродвигателей собственного расхода приводит к резкому увеличению токов к. з.: приходится уже для блоков 500 МВт применять дорогие выключатели с электромагнитным гашением дуги с мощностью отключения 400 MB. А и ударным током 125 кА. С целью ограничения токов к. з. на некоторых зарубежных электростанциях в схемах собственных нужд были созданы так называемые цеховые подстанции с общим числом рабочих трансформаторов от четырех до шести. Проекты схем питания с, и. по цеховому принципу были рассмотрены и для отечественных мощных блоков (рис. 3-15). Схема предусматривает децентрализованное питание РУ собственных нужд с установкой вблизи отдельных цехов станции (машинное и котельное отделения, пылезавод) трансформаторов 20/6 или 24/6 кВ мощностью не более 16 MB.А без расщепления, при которых в цеховых РУ собственных нужд могут быть установлены малогабаритные КРУ о выключателями ВМП-10. Цеховые трансформаторы без всякой коммутационной аппаратуры присоединяются со стороны ВН к двум магистралям генераторного напряжения. Последние подключаются через сдвоенный токоограничивающий реактор и вольтодобавочный агрегат для централизованного регулирования напряжения к генераторному токопроводу. Достоинством схемы, приведенной на рис. 3-14, по сравнению со схемой на рис. 3-15 является уменьшение капитальных затрат, несмотря на увеличение числа трансформаторов, из-за более дешевой коммутационной аппаратуры в КРУ 6 кВ. Следует также ожидать некоторого повышения надежности из-за отказа от устройства РПН в трансформаторах и уменьшения объема коммутационной аппаратуры.
Одним из способов уменьшения токов к. з. в схемах собственных нужд мощных блочных станций является применение двух напряжений: 10 и 6 кВ вместо одного 6 кВ (рис. 3-16). Рабочий трансформатор выполняется с двумя обмотками напряжением 10 и 6 кВ. На каждом из этих напряжений выполняется две секции РУ собственных нужд Аналогично на два вторичных напряжения выполняются и резервные трансформаторы собственных нужд и их магистрали. Хотя при этом и достигается экономия на кабелях и аппаратуре, но она не может скомпенсировать удорожание электродвигателей при переводе части их на напряжение 10 кВ.

Рис. 3-18. Схема питания и резервирования собственных нужд мощных блоков при применении двух напряжений: 10 и 6 кВ
Рассматривая существующие схемы питания собственных нужд мощных блочных станций, следует сказать, что всем им свойствен ряд существенных недостатков:
При аварии с рабочим трансформатором собственных нужд требуется отключение блока; резервный трансформатор собственных нужд дает возможность лишь успешно остановить блок, но не сохранить его в работе.
Уровень напряжения в сети питания собственных нужд зависит от напряжения в системе. Короткие замыкания вблизи шин станции приводят к частым и не всегда успешным случаям самозапуска электродвигателей собственных нужд.
Условия ограничения токов к. з. в сети собственных нужд находятся в противоречии с условиями самозапуска электродвигателей собственных нужд.
Нельзя допускать длительной параллельной работы рабочих и резервных источников питания.
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой недостаточно надежны и обладают малым быстродействием.
Восстановление напряжения на шинах собственных нужд при АВР и после отключения к. з. происходит скачком и сопровождается большими динамическими усилиями в обмотках и на валу электродвигателей.
Все указанные недостатки можно значительно смягчить, если применить быстродействующее регулирование напряжения на шинах собственных нужд с помощью последовательно включенного управляемого реактора с широким диапазоном изменения индуктивного сопротивления (рис. 3-17). Такой управляемый реактор имеет магнитопровод и трехфазную обмотку. Обмотка управления выполняется тороидальной и охватывает одно из ярм магнитопровода. Промышленностью изготовлен первый образец такого реактора мощностью 25 MB.А. Управляемые реакторы могут использоваться и для параллельного включения в сеть в схеме статического компенсатора реактивной мощности.

Рис. 3-17. Схема питания и резервирования собственных нужд блочных станций при использовании последовательно включенного управляемого реактора

Принцип действия схемы на рис. 3-17 состоит в том, что последовательно с рабочим или резервным трансформатором собственных нужд включается управляемый реактор, падение напряжения на котором в аварийных условиях можно уменьшить за счет подмагничивания магнитопровода реактора постоянным током. При этом можно достигнуть того, что один из самых тяжелых эксплуатационных режимов - самозапуск - будет происходить при номинальном напряжении на зажимах электродвигателей. Одновременно решается проблема ограничения токов к. з. в сети собственных нужд до уровня, не превосходящего токов самозапуска, снимается запрещение параллельной работы источников, не требуются устройства РПН на трансформаторах и в итоге существенно повышается устойчивость технологического режима электростанций. Особенно большой эффект такая схема может дать на атомных электростанциях, где уставки технологических защит имеют очень малые выдержки времени.
Нижеприводимые сведения о системах е. и. действующих блоков 300 МВт с пылеугольными и газомазутными котлами показывают, что на многих электростанциях в этих системах в основном учтены вышеуказанные рекомендации.
Основное оборудование блоков: котлы ПК-41, П-50, ТПП-110, 950 т/ч, 25 МПа, 565/570 °С; турбины К-300-240, 24 МПа, 560/565 °С; генераторы ТВВ-320-2, ТГВ-300, ТВМ-320-2; трансформаторы блоков ТДЦ-400 000/330, 2 X ТДЦ-200000/500, ТДЦ-400000/220, ТДЦ-400000/110, ТДЦ-400000/530. РПН нет ни у одного блочного трансформатора.
Главные схемы на всех электростанциях блочные. На всех электростанциях ОРУ двух, реже трех повышенных напряжений, обычно 220 и 500, реже 154 и 330 кВ, а схема питания собственных нужд - типовая. Рабочее питание - по жесткой отпайке от генератора без выключателя. На одиночных блоках генераторные выключатели отсутствуют, а на спаренных блоках они имеются, и трансформаторы собственных нужд присоединяются между блочным трансформатором и генератором. Рабочие трансформаторы собственных нужд, как правило, имеют расщепленную обмотку НН (трансформаторы типа ТРДН 32 MB. А на пылеугольных ТЭС и 25 MB-А на газомазутных блоках). Напряжения питания системы собственных нужд 6 и 0,4 кВ, соответственно имеются трансформаторы G. и. первой ступени 20/6 кВ и второй ступени 6/0,4 кВ.
На всех электростанциях число блоков три и более, поэтому по нормам технологического проектирования приняты два пускорезервных трансформатора собственных нужд с подсоединением их либо к РУ среднего напряжения (110 или 220 кВ), либо к третичной обмотке 35 кВ автотрансформаторов, связывающих РУ СН и ВН. Магистраль резервного питания собственных нужд выполнена трехфазными комплектными токопроводами 6 кВ и секционирована через каждые два блока или через один блок. Мощность пускорезервных трансформаторов на большинстве электростанций 31,5 или 32 MB.А. Иногда вместо одного ПРТ 32 MB. А с расщепленной обмоткой НН установлены два - половинной мощности без расщепления обмоток НН.
РУ собственных нужд выполнены ячейками КРУ. В цепях двигателей и трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ установлены выключатели ВМГ-133 или ВМП-10. На питающих вводах установлены шкафы КРУ с выключателями ВМП-10 на 1500 А или МГГ-10 на 2000 А. Кабельная сеть собственных нужд 6 кВ выполнена кабелями с алюминиевыми жилами с максимальным сечением 50 и 70 мм 2 . Протяженность кабелей питания двигателей 6 кВ составляет 50-200 м. Длина отдельных кабелей (к циркуляционным насосам, мазутным насосам) достигает 1500 м. Концевые разделки выполнены в КРУ сухими, а у двигателей залиты эпоксидной смолой.
Питание блочной нагрузки 0,4 кВ осуществляется через трансформатор собственных нужд 6/0,4 кВ соответствующих секций 6 кВ от своего блока. Резервные трансформаторы 6/0,4 кВ подключаются к секциям 6 кВ другого блока. На всех блоках рабочие питательные насосы имеют привод от паровой турбины. Для привода других механизмов собственных нужд использованы асинхронные короткозамкнутые двигатели, кроме шаровых мельниц, на которых установлены синхронные двигатели 6 кВ.
Регулирование производительности механизмов собственных нужд осуществляется направляющими аппаратами (дымососы, дутьевые вентиляторы), поворотными лопастями насосов (циркуляционные насосы), двухскоростными двигателями (дутьевые вентиляторы и циркуляционные насосы) и гидромуфтами (питательные насосы).
Каждый блок имеет по две секции собственных нужд 6 кВ. Распределение двигателей между этими секциями, как правило, равномерно. На всех блоках установлено по одному пускорезервному питательному насосу с электроприводом мощностью 8000 кВт. Это самый крупный двигатель в системе собственных нужд На большинстве блоков подключение двигателей питательных электронасосов (ПЭН) к секциям 6 кВ чередуется по блокам. Лишь на одной из электростанций двигатели ПЭН всех блоков присоединены к одноименным секциям. Это приводит к сильной разнице в загрузке обмоток НН пускорезервного трансформатора при замене рабочего трансформатора одного блока (при работе ПЭН) и пуске другого блока.
Особенности схем питания собственных нужд ТЭЦ.



Рис. 3-18. Главная схема электрических соединений и схема электроснабжения собственных нужд ТЭЦ с реактированными линиями от генераторного распределительного устройства 1 - линии рабочего питания; 2 - линии резервного питания; IP-8Р - секции 6 кВ агрегатных собственных нужд; 10СН, 20СН - секции G кВ общестанционной нагрузки
Схемы питания и резервирования механизмов собственных нужд электрических станций с поперечными связями по воде и пару (ТЭЦ) имеют свои особенности. Теплофикационные станции с агрегатами 30, 60, 100, 250 МВт имеют по сравнению со станциями блочного типа более сложную тепловую схему; на них часто устанавливается разнотипное оборудование; число котлов, как правило, превышает число турбин, а их суммарная паропроизводительность вдвое больше, чем у конденсационной станции той же мощности. В отличие от блочных электростанций ТЭЦ обычно имеет распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ), к которому подключена хотя бы часть турбогенераторов.
Основными источниками питания собственных нужд по-прежнему являются генераторы и энергосистема. Однако на ТЭЦ имеется возможность присоединения источников питания собственных нужд (трансформаторы или реактированные кабельные линии) непосредственно к шинам ГРУ.
На ТЭЦ, где часть генераторов присоединена к шинам генераторного напряжения, а другая - к шинам повышенного напряжения в блоке с трансформаторами, электроснабжение собственных нужд может быть выполнено или только от шин ГРУ, или одновременно и через ответвления от генераторов блоков (рис. 3-18-3-19). При выполнении ГРУ с тремя-четырьмя секциями 6 кВ и установке на ТЭЦ лишь одного-двух генераторов, включенных по блочной схеме (рис. 3-18), целесообразно питание собственных нужд этих блоков осуществить также от генераторного напряжения, особенно если в блоках генераторы сочленены е турбинами (типа Р и ВР), работающими с противодавлением, которые не могут обеспечить электроэнергией системы собственных нужд без паровой нагрузки.

Рис. 3-19. Главная схема электрических соединений и схема питания собственных нужд ТЭЦ при большом числе блоков генератор-трансформатор и малом числе секций ГРУ
1 - рабочее питание собственных нужд; 2 - резервное питание собственных нужд
При меньшем числе секций ГРУ или большем числе блоков электроснабжение е. и. осуществляется частично от шин генераторного напряжения и частично ответвлением от генераторных токопроводов блоков (рис. 3-19). В этом случае получается более надежное электроснабжение собственных нужд, так как в каждой секции ГРУ можно присоединить не больше двух линий рабочего питания собственных нужд В свою очередь, к каждой линии (источнику) рабочего питания обычно присоединяется не больше двух секций собственных нужд
Питание собственных нужд от шин ГРУ более надежно, чем через ответвление от генератора, так как вероятность повреждения сборных шин генераторного напряжения в десятки раз меньше, чем отключение блока из-за аварий в его тепловой и электрической части.
Как и на блочных станциях, на ТЭЦ секционируют сборные шины собственных нужд 6-10 кВ, но секционирование выполняется по принципу секция - котел, поскольку на ТЭЦ преобладающее число и мощность электродвигателей приходятся именно на котельные агрегаты. Таким образом, число агрегатных секций собственных нужд обычно принимается равным числу котлов.
Если на ТЭЦ применены котлы производительностью 420 т/ч и более, то на них, как и на блочных станциях, секции е. и. разделяются на две полусекции (рис. 3-19).
В отличие от блочных станций на ТЭЦ обычно выделяются специальные секции 6 кВ для питания общестанционной нагрузки с присоединением их к разным источникам рабочего питания, что обеспечивает высокую надежность электроснабжения. Существуют также схемы ТЭЦ, на которых электродвигатели общестанционных механизмов равномерно распределяются между агрегатными секциями собственных нужд Секции, питающиеся от разных источников, работают раздельно, чем достигается уменьшение токов короткого замыкания в сети собственных нужд и уменьшение влияния коротких замыканий в цепи одной из секций на работу других.
Рабочие и резервные источники питания собственных нужд, подключенные к шинам ГРУ, не имеют устройств для регулирования напряжения под нагрузкой. Регулирование напряжения в системе собственных нужд осуществляется генераторами по тому же графику, что и у потребителей, питающихся от шин ГРУ. Секции собственных нужд, питающиеся от рабочих трансформаторов, подключенных ответвлениями к генераторам блоков, имеют устройства РПН на трансформаторах.
Весьма важным на электростанциях с поперечными связями между котлами (постоянно включенные связи по воде и пару) является резервное питание. Из соображений экономичности его стараются осуществить от генераторного распределительного устройства. При шести и менее рабочих линиях или трансформаторах собственных нужд принимается один резервный источник питания собственных нужд (трансформатор или реактированная линия), а при числе рабочих линий, большем шести, выполняются две линии резервного питания.
Мощность резервного источника собственных нужд должна быть не менее мощности наиболее крупного рабочего источника питания собственных нужд При питании собственных нужд от секции ГРУ резервный источник питания не используется, так как на распределительное устройство генераторного напряжения может быть подано питание от энергосистемы даже при неработающих генераторах ТЭЦ. Поэтому резервный источник в схеме рис. 3-19 используется лишь для замены рабочего источника любой секции собственных нужд
При наличии рабочих секций собственных нужд, питающихся ответвлением от блоков (рис. 3-19), резервный источник используется не только для замены любого рабочего трансформатора или реактора, но и для пуска или остановки блочных агрегатов ТЭЦ. Чтобы не увеличивать в этом случае мощность резервного источника собственных нужд, практикуется установка выключателей в цепи генераторов, включенных по блочной схеме, с присоединением ответвления к рабочему трансформатору собственных нужд между выключателем и трансформатором блока (штриховые линии на рис. 3-19).
Бывают случаи, когда в схемах с питанием собственных нужд только от секций ГРУ к каждой из секций присоединено по две линии рабочего питания (секция /// на рис. 3-18). В этом случае уже при общем числе линий рабочего питания, равном четырем, могут применяться два резервных источника либо один, но с увеличенной мощностью, не менее полуторной по отношению к мощности наиболее крупного рабочего трансформатора или реактора. Для реактированных рабочих и резервных линий питания собственных нужд на ток, превышающий 1,5 кА, рекомендуется применение сдвоенных реакторов. Резервным питанием обеспечиваются все секции как агрегатных, так и общестанционных собственных нужд (рис. 3-18-3-19).
На ТЭЦ, имеющих ГРУ с двумя системами сборных шин (рис. 3-18), резервная линия собственных нужд и трансформатор связи присоединяются ко второй (резервной) системе шин, связанной с первой секцией рабочей системы, чтобы при погашении любой секции ГРУ резервная линия могла обеспечить питанием любую из отключившихся рабочих секций собственных нужд
При ГРУ е одной системой шин резервная линия собственных нужд присоединяется не к секциям ГРУ, а непосредственно к обмотке низшего напряжения трансформатора связи (рис. 3-19).
В некоторых случаях при ГРУ с одной системой шин для подключения резервного питания создают специальную секцию, которая соединяется с шинами ГРУ выключателем. К этой секции и присоединяются трансформатор связи через разъединитель и линия резервного питания через выключатель. Возможно также присоединение резервного питания и к ближайшей подстанции либо к проходящей в районе электростанции линии.
К рабочим секциям собственных нужд напряжением 6 или 3 кВ присоединяют мощные электродвигатели и рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд второй ступени 6/0,4 кВ или 3/0,4 кВ. Эти схемы аналогичны схемам блочных станций. На ТЭЦ относительно чаще, чем на блочных станциях, трансформаторный резерв 6/0,4 кВ или 3/0,4 кВ выполняют в неявном виде.
Если на ТЭЦ имеется значительное число агрегатов, включенных по блочной схеме, в особенности агрегатов мощностью 250 МВт, то питание и резервирование их собственных нужд производится по схемам, рассмотренным ранее для блочных конденсационных электростанций.