onetwoclick.ru
На рис.3.1 изображен фрагмент главной схемы из схемы собственных нужд ТЭЦ с питанием секций собственных нужд (Р) и общестанционной нагрузки (Особственных нужд) одинарными реакторами от ГРУ-6,3 кВ. Секции местной нагрузки в виде групповых сборок 6,3 кВ также питаются от ГРУ-6,3 кВ сдвоенными токоограничивающими реакторами РС-1, РС-2. Резервирование секций собственных нужд и Особственных нужд осуществляется одинарными реакторами Ррез от ГРУ-6,3 кВ.
Главная схема ГРУ-6,3 кВ на рис.3.1 выполнена в виде кольца с тремя или четырьмя секциями 6,3 кВ, связанными друг с другом с помощью одинарных секционных токоограничивающих реакторов (СР).
На ТЭЦ используются турбогенераторы с номинальной мощностью от 7,5 МВт до 320 МВт. При этом агрегаты номинальной мощностью Sном = 7,5; 15, 25, 40 и 78,75 МВА и с напряжением 6,3 и 10,5 кВ могут связываться с энергосистемой 110 кВ через трехобмоточные трансформаторы мощностью от 6,3 до 80 МВА напряжением обмоток среднего напряжения 38,5 или 11 кВ. Указанные трансформаторы имеют РПН на высокой стороне 110 кВ ±9х1,77% и ПБВ на обмотке среднего напряжения ±2х2,5%.
Наличие РПН и ПБВ на трехобмоточных трансформаторах связи позволяет отказаться от устройств регулирования напряжения на секциях собственных нужд и на групповых сборках 6,3 кВ местной нагрузки.
В рассматриваем примере на рис.3.1 связь с системой осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов ТДТН-40000/110 с РПН и ПБВ.
Начиная с номинальной мощности агрегатов ТЭЦ от 125 до 375 МВА и в схемах ТЭС от 125 до 1330 МВА из соображения надежности повышающие трансформаторы устройств РПН не имеют, а связь с энергосистемой на напряжениях от 220 до 750 кВ осуществляется с помощью трехобмоточных автотрансформаторов с РПН со стороны линейного вывода об-мотки собственных нужд или в нейтрали ВН. В этих условиях все трансформаторы собственных нужд имеют устройство РПН для регулирования напряжения на секциях собственных нужд 6,3 кВ.
Выполнение ГРУ на напряжение 6,3 кВ встречает определенные трудности. На напряжениях 6,3 и 10,5 кВ применяются турбогенераторы с мощностью не выше 63 МВт с номинальным током 7,21 кА при Uн = 6,3 кВ и 4,33 кА при Uн = 10,5 кВ. На номинальный ток 7,21 кА трудно подобрать выключатель серии МГГ – масляный с горшковым исполнением полюсов, генераторный. Учитывая подпитку секций 6,3 кВ от соседних секций через секционный реактор и от трансформатора связи, ток КЗ на секции 6,3 кВ может превысить 100 кА, что осложняет применение выключателей серии МГГ.
Схемы собственных нужд ТЭЦ обычно проектируются при наличии ГРУ так, что при всех работающих генераторах переток мощности через секционные реакторы минимален. Это позволяет увеличивать сопротивление секционных реакторов и уменьшать подпитку точки КЗ от соседних секций. Для осуществления питания местной нагрузки при ремонте турбогенераторов или трансформаторов связи переток мощности через секционные реакторы возрастает. В зависимости от состава местной нагрузки величина тока через секционный реактор возрастает до величины 0,5 – 0,7 от номинального тока генератора.
Применительно к схеме рис.3.1 при наличии ГРУ наиболее мощными одинарными реакторами являются: РБДГ 10-4000 с сопротивлением 0,105 Ом и 0,18 Ом и РБДГ 10-2500 с сопротивлением от 0,14 Ом до 0,35 Ом. При использовании турбогенераторов номинальной мощности 63 МВт напряжением 6,3 кВ с номинальным током Iн = 7,21 кА доля тока генератора составит 4000/7210 = 0,55 при Iрн = 4000 А и 2500/7210 = 0,35 при Iрн = 2500 А. Несколько лучше обстоит дело при напряжении 10,5 кВ с номинальным током 4,33 кА. При этом доля тока генератора составляет: 4000/4330 = 0,92 при Iрн = 4000 А и 2500/4330 = 0,58 при Iрн = 2500 А [1].
Реакторы большей проходной мощности не выпускаются [1]. В схеме рис.3.1 применено шунтирование секционных реакторов в ремонтных ре-При использовании напряжения 10,5 кВ возможно применение ГРУ- 10,5 кВ, питающегося от генераторов ТВФ-120-2У3 с Iн = 6,875 кА, но тогда собственных нужд питаются через трансформаторы, а местная нагрузка питается от групповых сборок 10,5 кВ. Подобное ГРУ-10,5 кВ обычно выполняется с двумя реактированными секциями по схеме с одинарной системой шин или по схеме с двумя системами сборных шин. Остальные агрегаты включаются по блочной схеме.
В схеме рис.3.1 выключатели с наибольшим номинальным током и с наибольшим номинальным током отключения устанавливаются в цепях генераторов ГРУ, в цепях трансформаторов связи с энергосистемой и в цепях секционных реакторов. Выключатели в схемах питания собственных нужд и на групповых сборках местной нагрузки устанавливаются за реакторами и имеют гораздо меньшие номинальные токи и номинальные токи отключения. Для выбора параметров реакторов в схемах собственных нужд и на групповых сборках местной нагрузки необходимо знать начальное значение периодической составляющей тока КЗ на сборках ГРУ.
На рис.3.2 изображен фрагмент главной схемы и схемы питания собственных нужд и сборок местной нагрузки при чисто блочной главной схеме, когда ГРУ напряжением 6,3 или 10,5 кВ отсутствует. Питание секций РУсобственных нужд-6,3 кВ выполняется ответвлением от генераторного токопровода с использованием групповых сдвоенного реактора РС-2 при Uг = 6,3 кВ или трансформаторов собственных нужд с РПН при Uг = 10,5 кВ. Резервирование собственных нужд осуществляется от ОРУ 110 кВ с использованием трансформатора с расщепленными обмотками.
Для удобства открытое распределительное устройство 110 кВ условно показано горизонтальной линией. Реально ОРУ выполняется по более сложным схемам: одинарная система шин (СШ) с наличием или отсутствием обходной СШ, двойная СШ с наличием или отсутствием обходной СШ с одним или двумя выключателями на присоединение.
Питание групповых сборок местной нагрузки 6,3 кВ также осуществляется ответвлением от генераторного токопровода с использованием сдвоенного реактора РС-1. Эти реакторы питают сборки ЗРУ-6,3 кВ в схемах с турбогенераторами ТВФ-63 и при меньшей мощности непосредст-венно, без дополнительных регулировочных устройств, если генератор связан с сетью системы с использованием трансформатора с РПН.
В блоках большей мощности при Uг = 10,5 кВ трансформаторы связи с системой не имеют устройств РПН, и питание сдвоенного реактора РС-3 выполняется через трансформаторные агрегаты регулировочные. Тип агрегата – ТМНЛ-16000/10-У1 и ТМНЛ- 40000/10-У1. Значение проходной мощности составляет 16000 и 40000 кВА при номинальном напряжении Uном = 6,6 и 11 кВ с пределом регулирования Uном ± 15%.
Для выбора параметров сдвоенных реакторов в схеме рис.3.2 необходимо знать токи КЗ на генераторном токопроводе Г1 и Г2.
