Укрупненный блок генератор трансформатор

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Схема — укрупненный блок

Схемы укрупненных блоков весьма разнообразны. [2]

В схеме укрупненного блока ( рис. 30 — 18, а) два генератора с соответствующими выключателями подключены к одному трансформатору. В цепях генераторов укрупненного блока ( рис, 30 — 18 6) возможна установка выключателей нагрузки генераторного напряжения соответствующих параметров. [4]

На первом этапе в зависимости от схемы сети возможна схема укрупненного блока ( два трансформатора и одна ВЛ) либо установка одного трансформатора; в последнем случае количество выключателей определяется необходимостью. [5]

Далее объединяем схему алгоритма решения всей задачи ( см. рис. 1.9) со схемой укрупненного блока 4 ( см. рис. 1.10) — каким образом. [6]

В схеме простого блока ( рис. 8 — 15, а) выключатель установлен на стороне ВН, а в схеме на рис. 8 — 15 6 — на стороне НН Блок по схеме рис. 8 — 15, в имеет один генератор, но два трансформатора и общий выключатель на стороне ВН. В схеме укрупненного блока ( рис. 8 — 15, г) два генератора с помощью соответствующих выключателей подключены к одному трансформатору. Укрупненный блок по схеме рис. 8 — 15, д содержит два выключателя нагрузки генераторного напряжения ( на ГЭС возможна установка двух разъединителей при наличии СИСТ6МЫ труп-повой синхронизации генераторов) и выключатель на стороне высшего напряжения. На рис. 8 — 15, в дана схема укрупненного блока с расщепленным трансформатором и с двумя генераторами, а на рис. 8 — 15, з — с тремя генераторами. На рис. 8 — 15, ж представлен простой блок с включением параллельных обмоток мощного генератора па отдельные обмотки расщепленного трансформатора. Объединенный блок с подключением двух простых блоков через общий выключатель на стороне ВН дан на рис. 8 — 15, и. Последняя схема пригодна только для сетей с эффективно-заземленными нейтралями. [7]

Для крупных блоков допускается параллельное включение под один выключатель двух трехфазных двухобмоточных трансформаторов. В схемах укрупненных блоков , когда необходимо ограничить уровень токов КЗ, используются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. Автотрансформаторы на электростанциях устанавливаются для связи между РУ повышенных напряжений или, что значительно реже, применяются в качестве блочных элементов. Использование трехобмоточ-ных трансформаторов ( в настоящее время они выпускаются мощностью до 80 MB — А) обосновывается технико-экономическими расчетами. [8]

Для крупных блоков допускается параллельное включение под один выключатель двух трехфазных двухоб-моточных трансформаторов. В схемах укрупненных блоков , когда необходимо ограничить уровень токов КЗ, используются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. Автотрансформаторы на электростанциях устанавливаются для связи между РУ повышенных напряжений или, что реже, применяются в качестве блочных элементов. Использование трехобмоточных трансформаторов ( в настоящее время они выпускаются мощностью до 80 MB А) обосновывается технико-экономическими расчетами. [9]

На электростанциях, как правило, устанавливают повышающие трехфазные двухобмоточные трансформаторы. Крупные генераторы иногда соединяют в блок ( под один выключатель) с двумя трехфазными двухобмоточными трансформаторами. В схемах укрупненных блоков , особенно на ГЭС, часто используют трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. [10]

На электростанциях устанавливаются, как правило, трехфазные двухобмоточные трансформаторы, а также трехфазные и однофазные автотрансформаторы. Для крупных блоков допускается параллельное включение под один выключатель двух трехфазных двухоб-моточных трансформаторов. В схемах укрупненных блоков , когда необходимо ограничить уровень токов к. Автотрансформаторы на электростанциях устанавливаются или в энергоблоках, или отдельно для связи между РУ повышенных напряжений. Использование трехобмоточ-ных трансформаторов ( промышленность выпускает трансформаторы до 80 MB А) обосновывается технико-экономическими расчетами. [11]

В схеме простого блока ( рис. 8 — 15, а) выключатель установлен на стороне ВН, а в схеме на рис. 8 — 15 6 — на стороне НН Блок по схеме рис. 8 — 15, в имеет один генератор, но два трансформатора и общий выключатель на стороне ВН. В схеме укрупненного блока ( рис. 8 — 15, г) два генератора с помощью соответствующих выключателей подключены к одному трансформатору. Укрупненный блок по схеме рис. 8 — 15, д содержит два выключателя нагрузки генераторного напряжения ( на ГЭС возможна установка двух разъединителей при наличии СИСТ6МЫ труп-повой синхронизации генераторов) и выключатель на стороне высшего напряжения. На рис. 8 — 15, в дана схема укрупненного блока с расщепленным трансформатором и с двумя генераторами, а на рис. 8 — 15, з — с тремя генераторами. На рис. 8 — 15, ж представлен простой блок с включением параллельных обмоток мощного генератора па отдельные обмотки расщепленного трансформатора. Объединенный блок с подключением двух простых блоков через общий выключатель на стороне ВН дан на рис. 8 — 15, и. Последняя схема пригодна только для сетей с эффективно-заземленными нейтралями. [12]

Источник

Электрооборудование ТЭС — Схемы станций, отдающих всю энергию на повышенном напряжении (ГРЭС, АЭС)

Содержание материала

5-3. СХЕМЫ СТАНЦИЙ, ОТДАЮЩИХ ВСЮ ЭНЕРГИЮ НА ПОВЫШЕННОМ НАПРЯЖЕНИИ (ГРЭС, АЭС)

а) Схемы блоков

Рис. 5-10. Схемы блоков генератор—трансформатор.

Районные электрические станции (ГРЭС) и атомные электростанции (АЭС), как правило, расположены вдали от промышленных потребителей, поэтому электроэнергия передается по линиям высокого напряжения 110—750 кВ. В схемах ГРЭС и АЭС отсутствуют сборные шины генераторного напряжения, а сами генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами.
Применение блоков генератор—трансформатор позволяет значительно уменьшить количество аппаратуры генераторного напряжения; упростить конструктивное выполнение электростанции благодаря отсутствию РУ генераторного напряжения; уменьшить токи к. з., так как параллельная работа генераторов осуществляется только на высоком напряжении.
На современных ГРЭС и АЭС применяются мощные блоки 200, 300, 500, 800 МВт, схемы которых показаны на рис. 5-10.
В блоке с двухобмоточным трансформатором (рис. 5-10, а, б) выключатель между трансформатором и генератором обычно не предусматривается. Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В1 со стороны повышенного напряжения.

В цепи трансформатора собственных нужд предусматривается выключатель В2 в том случае, когда связь между генератором и трансформатором осуществляется с помощью открытого токопровода. При наличии закрытых комплектных токопроводов с разделенными фазами как между генераторами и трансформаторами, так и в цепи трансформатора собственных нужд вплоть до выключателя на стороне низшего напряжения присоединение ответвления производится без какой-либо коммутационной аппаратуры с осуществлением лишь разъемной вставки в шинопроводе. В этом случае в цепи генератора также отсутствует коммутационная аппаратура, отсоединение генератора на момент его испытаний осуществляется с помощью разъемной вставки в шинопроводе (рис. 5-10,б). Отсутствие выключателя в цепи трансформатора с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в трансформаторе с. н. Однако с учетом высокой надежности работы трансформаторов и наличия необходимого резерва мощности в энергосистеме схема на рис. 5-10, б принята как типовая для блоков 160 МВт и более.
Схема блока генератора с автотрансформатором (рис. 5-10, в) применяется при наличии двух повышенных напряжений на ГРЭС. Автотрансформатор в блоке служит для передачи мощности на шины повышенного напряжения и для связи шин двух напряжений. При повреждении в генераторе отключается выключатель В3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах 110—220 кВ отключается В2, блок работает на шины 500—750 кВ, при отключении В1 блок также остается в работе. Разъединители между выключателями Bl, В2, ВЗ и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансформатора.
В, некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ 330—750 кВ допускается объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1 (рис. 5-10,а).
Во всех случаях объединения блоков между генераторами и трансформаторами устанавливаются выключатели В2, В3 (рис. 5-10,г). Они необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.
Объединенные блоки находят применение на АЭС, где на один атомный реактор предусматривается установка двух турбогенераторов: с реактором 400 МВт устанавливаются два турбогенератора по 200 МВт, с реактором 1000 МВт — два турбогенератора по 500 МВт. В этом случае турбогенераторы объединены по технологической части и вполне целесообразно объединить их по электрической части.

Применение укрупненных блоков допустимо в мощных энергосистемах, имеющих достаточный резерв и пропускную способность межсистемных связей, а также в случае компоновочных затруднений (ограниченная площадь для сооружения РУ 500— 750 кВ).

б) Требования к схемам на повышенном напряжении

Требования к схемам ГРЭС и АЭС на повышенном напряжении более жесткие, чем к схемам ТЭЦ, так как отключение блоков 200—1000 МВт, линий 220—750 кВ может привести к значительному недоотпуску электроэнергии, что вызовет большой народнохозяйственный ущерб.
При выборе схем на повышенном напряжении необходимо учитывать возможность совпадения ремонта выключателя на одном присоединении при аварии на другом, потому что средняя продолжительность ремонта выключателей 220 кВ — 10 дней, 500 кВ — 20 дней. При большом количестве выключателей в РУ необходимо также учесть возможность совпадения ремонта одного и отказа в работе другого выключателя.
Схема ГРЭС должна обеспечить такую гибкость и надежность, чтобы при любых авариях происходило отключение не более двух блоков. Все переключения в аварийных режимах желательно производить с помощью выключателей так, чтобы за время не более 15 мин восстановить работу блока. Это требование вытекает из-за сложности удержания блока в работе в режиме холостого хода; если сброс нагрузки длится более 15 мин, то интервал между моментом остановки и повторным пуском составит несколько часов (для мощных блоков с прямоточными котлоагрегатами).
Схемы на повышенном напряжении должны обеспечивать возможность ремонта любого выключателя без отключения энергоблоков, линий электропередачи, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд и без разрыва транзита.

в) Двойная система шин с обходной системой

Широкое применение на действующих электростанциях получила схема с двумя основными и третьей обходной системами шин (см. рис. 5-8), но в отличие от рассмотренной выше при наличии крупных агрегатов более 160 МВт устанавливаются отдельные шиносоединительный и обходной выключатели, что позволяет применить фиксированное присоединение к сборным шинам при любом числе линий и блоков. Наряду с достоинствами, рассмотренными в § 5-2, схема обладает рядом существенных недостатков:

1. При повреждении в линии и отказе работы линейного выключателя обесточивается та система шин, к которой присоединена линия. Это приводит к потере половины цепей. При повреждении на шинах также теряется половина присоединений. Возможно отключение обеих систем шин при повреждении в шиносоединительном выключателе или при отказе выключателя в период ревизии одной из систем шин.
2. Необходимость производства большого числа операций разъединителями при выводе в ревизию, ремонт или для опробования выключателя.
3. Необходимость установки отдельных шиносоединительных, обходных, секционных выключателей и большого количества разъединителей.

Рис. 5-11. Схема ГРЭС и АЭС с двумя секционированными рабочими и обходной системой шин на высоком напряжении.

Рост мощности агрегатов до 500—800 МВт и станций в целом до 3—4 млн. кВт делает недопустимым для энергосистемы потерю половины или всей мощности ГРЭС. Некоторого увеличения гибкости схемы с двойной системой шин можно достичь секционированием шин. На рис. 5-11 изображена принципиальная схема ГРЭС на стороне повышенного напряжения с применением двойной секционированной системы шин. В этой схеме при совпадении аварии на одном и ревизии на другом присоединении возможно одновременное отключение не более двух блоков, однако в схеме появляются две дополнительные ячейки секционных выключателей. Для распределительного устройства 110—220 кВ дополнительные затраты могут быть оправданы увеличением гибкости и надежности схемы, если количество присоединений более 12.

г) Схема с «полутора выключателями» на цепь

Для РУ мощных ГРЭС и АЭС с блоками 300—1000 МВт целесообразной является схема с двумя системами шин с тремя выключателями на две цепи (схема с «полутора выключателями» на цепь). Как видно из рис. 5-12, на восемь присоединений необходимы 12 выключателей, т. е. на каждое присоединение 1,5 выключателя (отсюда происходит название схемы).

Рис. 5-12. Схема с полутора выключателями иа цепь.

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя производят его отключение и отсоединяют от частей, оставшихся под напряжением, двумя разъединителями, установленными по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию минимальное, разъединители служат только для ремонта выключателей, никаких оперативных переключений ими не производят. При ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является высокая ее надежность, так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. При к. з. на первой системе шин отключаются шинные выключатели В3, В6, В9, В12, шины остаются без напряжения, но все блоки и линии сохраняются в работе. При равенстве числа блоков и линий питание всех цепей сохраняется при отключении обеих систем шин, нарушается лишь параллельная работа блоков на стороне повышенного напряжения, станция переходит на блочную схему генератор — трансформатор — линия с выключателями В2, В5, В8, В11 между трансформаторами и линиями.

Схема с полутора выключателями на цепь позволяет в рабочем режиме без всяких переключений производить опробование выключателей, что уменьшает вероятность отказа работы выключателя, а следовательно, увеличивает надежность работы. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи работают через оставшуюся под напряжением систему шин.
Для увеличения надежности схемы одноименные элементы присоединяются к разным системам шин: блоки Б1, Б3 — к первой системе шин, а блоки. Б2, Б4 — ко второй системе шин, линии Л1, Л3 — ко второй системе, а линии Л2, Л4 — к первой. При таком сочетании в случае аварии в любом- элементе и на сборных шинах при одновременном отказе в действии одного из выключателей и ремонте выключателя другого присоединения отключается не более одной линии и одного блока.
Так, при к. з. в линии Л1 и одновременном отказе выключателя В1 и ремонте В5 отключаются выключатели В2, В4, В7, В10, в результате чего кроме линий Л1 обесточенным оказывается блок Б2. Однако одновременного аварийного отключения двух линий или двух блоков в рассмотренной схеме не происходит.
Равномерное распределение одноименных элементов по сборным шинам приводит к некоторому увеличению количества ячеек, распределительного устройства, а следовательно, к увеличению его стоимости.

Недостатками рассмотренной схемы являются:
1. Отключение к. з. в линии двумя выключателями, что приводит к необходимости более частой ревизии выключателей.
2. Удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений (одна из цепей должна присоединяться через два выключателя).
3. Снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу блоков. В данном случае к одной из цепочек из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента (две линии или два блока), поэтому становится возможным аварийное отключение одновременно двух линий или двух блоков.

1. Увеличение количества выключателей в схеме. Последнее имеет значение при сравнении со схемами многоугольников и блоков, а в схемах с двумя рабочими и третьей обходной системой шин число выключателей может быть равным.
2. Усложнение цепей релейной защиты.

Рис. 5-13. Принципиальная схема ГРЭС мощностью 2400 МВт (8 генераторов по 300 МВт).

Схемы с полутора выключателями на цепь находят применение в РУ 500 кВ и 330 кВ с мощными блоками 300— 1000 МВт.
На повышенном напряжении ГРЭС могут применяться и другие схемы: две системы шин с двумя выключателями на цепь, одна система шин с обходной и др. Выбор той или иной схемы зависит от конкретных условий.
В заключение следует отметить, что, как правило, на мощных ГРЭС имеются два или три РУ повышенных напряжений. Между собой они связываются через автотрансформаторы. Пример схемы мощной ГРЭС приведен на рис. 5-13. На схеме показано рабочее и резервное питание собственных нужд.

1. Каким образом делятся все потребители в отношении требования надежности электроснабжения?
2. Каковы достоинства схемы с одиночной системой шин? Как можно увеличить надежность этой схемы?
3. Каково назначение шиносоединительного выключателя в схеме с двойной системой шин?
4. Какова область применения схемы мостика? Какие операции надо произвести в этой схеме для отключения линии или трансформатора?
5. Каково назначение отделителей и короткозамыкателей в схемах без выключателей на высоком напряжении?
6. Для чего служит обходная система шин?
7. В каких случаях в блоке генератор — трансформатор предусматривается генераторный выключатель?
8. Что такое фиксированное присоединение элементов в схеме с двойной системой шин?
9. Каким образом производится отключение блока в схеме с полутора выключателями на цепь?
10. В какой из двух схем (рис. 5-11 и 5-12) производится меньше операций при выводе в ремонт выключателя?

Источник