Разработка главной схемы соединений и схемы электроснабжения собственных нужд

Разработка главной схемы соединений и схемы электроснабжения собственных нужд каждого блока состоит в определении числа присоединений в каждом из РУ, выборе по рекомендациям [1, 2, 9] схемы соединений и типа конструктивного исполнения каждого РУ, по рекомендациям [1,8] разрабатывают схему электроснабжения собственных нужд.

Число присоединений в каждом из РУ (n прис.РУ) определяют по составленной структурной схеме выдачи мощности. Оно рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий – n_п; числа линий связи с системой (другими станциями) – n_с; числа трансформаторов связи и питающих трансформаторов, подключенных к данному РУ-n_т:

n_{прис.РУ}=n_п+n_с+n_т                               (2)

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономической целесообразности величин передаваемых мощностей по одной линии (Р_эк) [4, 5,10]:

                                                               (3)

где Р_мах.п – максимальная мощность нагрузки данного РУ.

Значения n_с и n_т устанавливаются по схеме выдачи мощности.

Определив число присоединений по рекомендациям [1, 5] выбирают схемы каждого из РУ, руководствуясь экономической целесообразностью и надежностью работы конкретной схемы (без технико-экономического обоснования).

Тип конструктивного исполнения РУ принимают в зависимости от уровня напряжения и конкретных условий места сооружения станции. В большинстве случаев можно принимать: для РУ потребителей 6-35 кВ – комплектное РУ (КРУ); для генераторного распределительного устройства 6-10 кВ сооружают закрытое РУ (ГРУ); РУ≥110 кВ в большинстве случаев при нормальных условиях окружающей среды выполняют открытыми –ОРУ. Только в условиях стесненной площадки или высокой загрязненности окружающей среды РУ≥110 кВ выполняют закрытыми или комплектными элегазовыми (КРУЭ) [4].

Питание потребителей собственных нужд турбогенераторов осуществляется на 2х уровнях напряжений: 6 или 10 кВ и 0,4 кВ. Напряжение 6 кВ применяется для генераторов до 1000 МВт включительно; 10 кВ – для генераторов > 1000 МВт. Напряжение 0,4 кВ получают путем последовательной трансформации от 6 (10) кВ.

Рабочее питание потребителей собственных нужд напряжением 6 (10) кВ осуществляется путем отбора мощности от генераторов с помощью понижающих трансформаторов (реакторов – когда номинальное напряжение генератора 6 кВ). Эти трансформаторы (реакторы) разных генераторов работают раздельно. Мощности рабочих трансформаторов (в МВА) определяются по отношению  %, и она зависит от типа электростанции, вида топлива или вида теплоносителя для АЭС [4.5]:

                                               (4)

где Р_сн.мах=Р_{ном г}·Р_сн.мах% - максимальная мощность потребления на собственные нужды конкретного генератора;

К_с –коэффициент спроса, для ТЭЦ – К_с=0.8; для КЭС – К_с=0,85÷0,9; для АЭС – К_с=0,8 [5].

Если расчетная мощность рабочего трансформатора собственных нужд (ТСН) меньше или равна 16 МВА, то применяется один двухобмоточный трансформатор. При мощностях 25 -63 МВА используется один трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения. При этом каждая из обмоток обеспечивает электроснабжение отдельной секции собственных нужд этого генератора (обычно при Р_г≥165мВт). В случае, когда расчетная мощность ТСН превышает 63 МВА на генератор устанавливается 2 трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Кроме рабочего источника питания собственных нужд обязательно предусматривается резервный источник. Он подключается к главной схеме в таком месте, чтобы режим его работы не зависел от режима работы рабочего питания. Количество резервных источников питания, их мощность и схема соединения обмоток зависят от типа станции и схемы выдачи ее мощности [1,2, 5].

На ТЭЦ с ГРУ на 6 рабочих предусматривается 1 резервный трансформатор собственных нужд. Мощность его равна мощности наиболее мощного из резервируемых трансформаторов. Группа соединений резервного трансформатора должна обеспечивать возможность параллельной его работы с любым из рабочих. Резервный трансформатор подключается отпайкой к трансформатору связи.

На блочных ТЭС, имеющих генераторные выключатели число резервных трансформаторов принимают: один при 2х блоках, один присоединенный и один готовый к замене – при трех и более. Если энергоблоки не имеют генераторных выключателей, то при 2х блоках предусматривается 1 пускорезервный трансформатор; два пускорезервных трансформатора устанавливаются при числе блоков от 3 до 6. При большем числе блоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, неприсоединенный к источнику питания, но готовый к замене любого рабочего ТСН. Мощность пускорезервных трансформаторов примерно в 1,5 раза больше мощности рабочих ТСН.

На АЭС на каждый рабочий ТСН предусматривается резервный той же мощности. На блочных станциях резервные и пускорезервные ТСН присоединяются к РУ ВН имеющие связь с системой. Все трансформаторы собственных нужд должны иметь регулирование напряжения под нагрузкой (РПН).