Схемы собственных нужд электростанций различного типа имеют общие черты. Потребители единичной мощностью выше 200 кВт работают на напряжении 6,3 кВ. Потребители единичной мощностью ниже 200 кВт работают на напряжении 0,4 кВ. Секции и выключатели напряжением 6,3 кВ конструктивно скомпонованы в виде комплектного распределительного устройства. Секции и автоматические выключатели 0,4 кВ собраны в низковольтное комплектное устройство (НКУ). От секций КРУ и НКУ отходят многочисленные кабельные линии к электродвигателям и прочим устройствам.
В нормальном режиме потребители СН 6,3 кВ питаются от рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН), подключенных отпайкой к генераторному токопроводу соответствующего генератора напряжением 10,5-24 кВ. В том случае, когда напряжение генератора составляет 6,3 кВ, то есть равно напряжению на секциях СН первой ступени, вместо трансформатора применяют токоограничивающий реактор. Рабочий ТСН или рабочий токоограничивающий реактор СН подключаются между генераторным выключателем и блочным повышающим трансформатором. Такое подключение даёт возможность запитать собственные нужды от энергосистемы при отключенном генераторе. Исключение составляют агрегатные собственные нужды ГЭС и ГАЭС (где отпайка к СН расположена между генераторным выключателем и генератором), а также собственные нужды АЭС с присоединением двух генераторов к одному блочному трансформатору (где отпайка к СН расположена между двумя генераторными выключателями – например, реактор РБМК-1000).
При нарушении питания от ТСН происходит автоматическое переключение на резервный трансформатор собственных нужд (РТСН), подключенный к одному из РУ повышенного напряжения (110, 220 или 330 кВ). Гораздо реже РТСН подключают к третичной обмотке автотрансформатора связи. Таким образом, резервирование на напряжении 6,3 кВ – явное, то есть имеется специально предусмотренный РТСН, который в нормальном режиме работает на холостом ходу. Электроэнергия поступает к секциям СН от РТСН по специальной магистрали резервного питания (МРП). Мощность РТСН, как правило, либо равна мощности ТСН, либо на одну ступень превышает мощность ТСН. Это сделано для того, чтобы обеспечить уверенный самозапуск агрегатов собственных нужд при исчезновении питания рабочего ТСН.
Трансформаторы ТСН и РТСН с номинальной мощностью до 16 МВА выполняются нерасщеплёнными, а при мощности 25 МВА и выше имеют расщеплённую обмотку низшего напряжения. Эти трансформаторы имеют устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Описанные ТСН и РТСН с низшим напряжением 6,3 кВ называются трансформаторами первой ступени трансформации.
Потребители напряжением 0,4 кВ питаются от трансформаторов второй ступени трансформации с высшим напряжением 6,3 кВ и низшим напряжением 0,4 кВ. Указанные трансформаторы подключены к секциям собственных нужд 6,3 кВ. Резервирование собственных нужд 0,4 кВ – неявное, то есть специальный резервный ТСН отсутствует, а при выходе из строя трансформатора 6,3/0,4 кВ происходит автоматическое переключение на аналогичный трансформатор соседней секции, который в нормальном режиме загружен.
На рис. 11.1 показан фрагмент схемы СН, который является общим для электростанции любого типа. Нормально отключенные выключатели здесь и далее зачернены.
Рис. 11.1. Типовая схема собственных нужд
Далее рассмотрим специфику построения схем СН для электростанций различного типа.
11.1. Схемы собственных нужд конденсационных электростанций
Рабочее питание потребителей СН организуется от рабочего ТСН, подключенного к отпайке от генераторного токопровода. На один генератор приходится один ТСН. В большинстве случаев ТСН и РТСН на КЭС выполняются расщеплёнными. Поэтому на каждый блок приходится по две секции СН, а МРП имеет две шины – рис. 11.2. На каждые четыре блока принимается один РТСН. Магистраль МРП секционируется через каждые два-три блока, причём во избежание параллельной работы двух РТСН секционные выключатели нормально отключены. Иначе токи КЗ будут вдвое выше.
Рис. 11.2. Схема собственных нужд КЭС
11.2. Схемы собственных нужд теплоэлектроцентралей
Если схема ТЭЦ имеет ГРУ, то возможно два варианта.
1. Напряжение ГРУ 6,3 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный токоограничивающие реакторы – рис. 11.3.
2. Напряжение ГРУ 10,5 кВ. В этом случае СН питаются от ГРУ через рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд – рис. 11.4.
Рис. 11.3. Схема питания СН при напряжении ГРУ 6,3 кВ
Рис. 11.4. Схема питания СН при напряжении ГРУ 10,5 кВ
Если ТЭЦ с ПТУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что при напряжении генератора 6,3 кВ вместо ТСН и РТСН применяются токоограничивающие реакторы.
Если ТЭЦ с ПГУ построена по блочному принципу и не имеет ГРУ, то схема собственных нужд аналогична соответствующей схеме КЭС с той лишь разницей, что трансформаторы СН газовой части менее мощные по сравнению с ТСН паровой части. Так, например, на Северо-Западной ТЭЦ блок состоит из двух ГТУ и одной ПТУ. На рис. 11.5 видно, что ТСН газовых установок являются нерасщеплёнными, а обмотка низшего напряжения ТСН паровой установки расщеплена.
Рис. 11.5. Схема собственных нужд одного блока Северо-Западной ТЭЦ
11.3. Схема собственных нужд атомных электростанций
Как указано в разделе 10.2, схемы СН АЭС гораздо сложнее схем других станций из-за того, что кроме секций нормальной эксплуатации (н.э.), имеющихся на станции любого типа, на АЭС имеются дополнительные секции – надежного питания (н.п.) с дизель-генераторами и аварийного электроснабжения (а.э.) с агрегатами бесперебойного питания.
На рис. 11.6 показана схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с бессальниковыми ГЦН с малой инерционной массой.
Рис. 11.6. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 и с ГЦН с малой инерционной массой
Для предотвращения быстрой остановки ГЦН такого типа при полном обесточивании используются генераторы собственного расхода (ГСР). Электродвигатели двух ГЦН из трёх подключены к отдельной секции, источником электроэнергии для них является ГСР, ротор которого вращается на одном валу с ротором основного турбогенератора. При полном обесточивании ротор по инерции продолжит некоторое время вращаться. Этого времени хватит для запуска дизель-генераторов. В последующих проектах ВВЭР-440 предусмотрены высокоинерционные ГЦН с массивными маховиками, которые подключаются по традиционной схеме, без использования ГСР. В схеме СН АЭС с ВВЭР-440 на каждый генератор приходится один ТСН мощностью 25 МВА, на каждые два генератора (то есть на один реактор) приходится один РТСН мощностью 32 МВА.
На рис. 11.7 изображена детализированная схема СН энергоблока ВВЭР-1000. Особенностью схемы является наличие расщеплённого генераторного токопровода. Рабочие ТСН присоединяются по одному к каждой половине этого токопровода. Другой особенностью схемы является тот факт, что дизель-генераторы используются и в системе н.п., и в системе а.э. В схеме СН АЭС с ВВЭР-1000 на каждый генератор приходится два ТСН мощностью по 63 МВА и два РТСН мощностью также по 63 МВА. Такое равенство мощностей – специфика реактора ВВЭР-1000. На АЭС с другими реакторами число РТСН меньше числа ТСН.
11.4. Схемы собственных нужд гидравлических электростанций
Электрическая схема собственных нужд ГЭС может выполняться либо с одним напряжением 0,4 кВ, либо с двумя напряжениями – 6(10) и 0,4 кВ. Несмотря на отсутствие в системе СН ГЭС мощных (200 кВт и более) электродвигателей на напряжении 6 кВ, наличие напряжения и соответствующего распределительного устройства 6(10) кВ определяется общей мощностью потребителей, значительной удаленностью общестанционных потребителей от источников питания. В соответствии с [12], для электроснабжения собственных нужд ГЭС необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания.
Рис. 11.7. Схема СН АЭС с реакторами ВВЭР-1000 (подробная)
Распределение электроэнергии на напряжении 0,4 кВ организуется, как правило, с помощью комплектных трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ (КТП СН), понижающие трансформаторы которых подключаются к различным секциям КРУ 6(10) кВ или к другим независимым источникам питания.
Рабочий трансформатор агрегатных СН присоединяется на участке между генератором и его выключателем (или выключателем нагрузки). В этом состоит отличие от общепринятого подключения ТСН на ТЭС и АЭС. Рабочий трансформатор общестанционных СН присоединяется на участке между блочным повышающим трансформатором и генераторным выключателем (или выключателем нагрузки).
Такое раздельное питание агрегатных и общестанционных СН имеет место на Саяно-Шушенской ГЭС – рис. 11.8. Схема отражает состояние ГЭС до аварии 17.08.2009. Здесь два главных рабочих трансформатора СН мощностью по 16 МВА подключены к токопроводам генераторов Г1, Г5 на участке между выключателем нагрузки, выполненным в виде комплекса аппаратного генераторного КАГ-15,75-28500, и расщепленной обмоткой повышающего трансформатора блока. Благодаря такому подключению трансформаторы СН (1) могут использоваться при пуске и останове гидроагрегатов, включая электроснабжение СН полностью остановленной электростанции. Трансформаторы (1) питают две системы шин РУСН-6 кВ, секционированные выключателями на две части.
Резервирование главных рабочих ТСН выполнено двумя резервными трансформаторами (2) мощностью также 16 МВА. Один из них подключен к токопроводу генератора Г7, а второй получает питание от соседнего распределительного устройства напряжением 35 кВ по двум ВЛ-35 кВ. Каждый из четырех главных трансформаторов СН может питать любую из систем шин РУСН-6 кВ с помощью развилки из двух выключателей. Отметим, что применение двух систем шин и двух выключателей на присоединение связано с уникальностью электростанции.
Рабочие трансформаторы агрегатных СН (3) мощностью по 630 кВА подключены к генераторному токопроводу на участке между гидрогенератором и КАГ. Предусмотрено стопроцентное резервирование каждого агрегатного трансформатора СН такими же по мощности РТСН (4), подключенными к двум системам шин РУ собственных нужд 6 кВ с помощью развилки из двух выключателей.
В связи с подключением из соображений бесперебойности электроснабжения трансформаторов (1) на участке между генератором и КАГ, пуск и останов гидрогенераторов осуществляется от резервных трансформаторов агрегатных СН. На этот короткий промежуток времени имеет место объединенное питание агрегатных и общестанционных нагрузок СН.
От РУСН-6 кВ, но уже с использованием одного выключателя на присоединение, питаются сборки 6 кВ общестанционной нагрузки, к которым подключены двухтрансформаторные подстанции 6/0,4 кВ соответствующих потребителей.
На ГЭС относительно небольшой мощности используется объединённое питание агрегатных и общестанционных СН.
11.5. Схемы собственных нужд гидроаккумулирующих электростанций
Особенности схем СН ГЭАС рассмотрим на примере проекта Ленинградской ГАЭС, пуск которой намечен на 2014 год – рис. 11.9. Главная схема данной ГАЭС изображена на рис. 9.15.
Здесь, в отличие от схемы рис. 11.8, применено объединённое питание агрегатных и общестанционных СН. Принцип объединения питания СН применяется на ГАЭС в связи с необходимостью включения в генераторный токопровод отдельных выключателей для генераторного и двигательного режимов, а также присоединения третьего выключателя от пусковой системы шин для осуществления частотного пуска в насосном режиме – рис. 11.9.
Рис. 11.9. Схема СН Ленинградской ГАЭС
1 – главные рабочие ТСН; 2 – главные РТСН; 3 – выпрямительный трансформатор СПЧР; 4 – управляемый выпрямитель и автономный инвертор частотного преобразователя для пуска агрегатов в насосном режиме; 5, 6 – рабочие и резервные ТСН 6/0,4 кВ; 7 – ТСН 6/0,4 кВ общестанционной нагрузки; 8 – трансформаторы 6/0,4 кВ электрокотельной
Другими словами, генераторный токопровод имеет достаточно много выключателей, что составляет определённые неудобства с точки зрения компоновки оборудования в стеснённых условиях здания ГЭС. Объединённое питание агрегатных и общестанционных СН позволяет отказаться от установки дополнительных выключателей на генераторном напряжении.
На схеме рис. 11.9 главные рабочие трансформаторы СН (1) подсоединены к генераторным токопроводам двух блоков из восьми и питают двухсекционное КРУ-6 кВ. Благодаря наличию генераторных выключателей имеется возможность электроснабжения секций СН 6 кВ через повышающие трансформаторы блоков от станционного ОРУ-220 кВ даже при неработающих гидрогенераторах. Предусмотрены резервные вводы на секции СН 6 кВ от соседней подстанции энергосистемы.
При объединенном питании рабочие трансформаторы агрегатных СН (2) подключаются не к генераторному токопроводу, а к секциям РУСН-6 кВ. Туда же подключены и резервные трансформаторы агрегатных СН (3), и трансформаторы общестанционных СН (4).
Двухсекционное распределительное устройство СН 6 кВ является общим для подключения как рабочих (5) и резервных (6) трансформаторов агрегатных СН, так и трансформаторов (7) общестанционной нагрузки. Резервирование агрегатных СН не является стопроцентным (один резервный на четыре рабочих).
Особенностью схем СН ГАЭС является наличие системы частотного пуска гидроагрегатов в насосном режиме. На ГЭС такая система отсутствует, т. к. разворот гидрогенераторов осуществляется за счёт потока воды. На ГАЭС гидроагрегаты могут работать не только в режиме генератора, но и в режиме двигателя, пуск которых за счёт потока воды невозможен.
Как правило, пуск в двигательный режим генератора-двигателя осуществляется с помощью регулируемого статического преобразователя частоты (СПЧР) или от другого агрегата с плавным увеличением частоты вращения и частоты и модуля питающего напряжения.
На рис. 11.9 реализация частотного пуска в двигательном (насосном) режиме осуществляется с помощью статического преобразователя частоты регулируемого (СПЧР) – позиции (3), (4). Благодаря использованию частотного метода запуска и отжатию сжатым воздухом воды из камеры рабочего колеса на период до синхронизации агрегата с сетью энергосистемы, пуск обратимой машины ВГДС-1025/245-40 мощностью 220 МВт в двигательном режиме (табл. 2.2 справочника [1]) удается осуществить при мощности выпрямительного трансформатора (3) СПЧР 16 МВА. Питание последнего осуществляется от подстанции энергосистемы через трансформаторы (2), но может быть осуществлено и через трансформаторы (1) от ОРУ-330 кВ станции.
На восемь агрегатов используется два комплекта СПЧР, каждый из которых подключен к своей секции пусковой системы шин. От последней трехфазное напряжение, регулируемое по модулю и частоте, может быть подано с помощью пусковых выключателей на любой агрегат.
Обратимые агрегаты ГАЭС обладают высокой маневренностью с суммарным временем перехода из генераторного режима в двигательный или наоборот, не превышающим 10 минут.
Библиографический список
1. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 c.
2. Черновец, А. К. Проектирование электрической части атомных электростанций : учеб. пособие / А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – Л. : Изд-во ЛПИ, 1984. – 80 с.
3. Алексеева, О. Н. Электрическая часть атомных и гидравлических станций : учеб. пособие / О. Н. Алексеева, А. К. Черновец, Ю. М. Шаргин. – СПб. : Изд-во СПбГТУ, 1998. – 108 с.
4. Черновец, А. К. Режимы работы электрооборудования станций и подстанций: Учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2005. – 248 с. – 100 экз. – ISBN 5-7422-1037-Х.
5. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: учебник / Рожкова Л. Д., Козулин В. С. – М. : Изд. центр «Академия», 2009. – 448 с.
6. Системный оператор Единой электроэнергетической системы России [Электронный ресурс] / Официальный сайт СО ЕЭС, 2006. – Режим доступа: http://so-ups.ru.
7. ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», 1999. – 33 с.
8. ABB Product Guide / High Voltage Products [Электронный ресурс]. – Zurich, Switzerland, 2005. – Режим доступа: http://www.abb.com.
9. Черновец, А. К. Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций : учеб. пособие / А. А. Лапидус, А. К. Черновец. – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2006. – 255 с.
10. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций. ВНТП-81. – М. : Министерство электроэнергетики СССР, 1981. – 80 с.
11. Правила технологического проектирования атомных электростанций. РД 210.006-90. – М. : Изд. МАЭиП, 1990. – 120 с.
12. Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС. ВНТП-41-94. – М. : Изд. РАО ЕЭС России, 1994. – 108 с.
13. Завод «Электропульт» [Электронный ресурс] / Официальный сайт ОАО «Завод Электропульт», 2006. – Режим доступа: http://www.electropult.ru.
14. Подольская Н.Н., Ибраев А.В. Внедрение микропроцессорных устройств защиты и автоматики управления на Бурейской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 20-24.
15. Костерин Н.В., Васильев А.В. Бурейская ГЭС выходит на проектную мощность / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №2. – С. 2-4.
Митрофанов А.Н. Опыт эксплуатации основного оборудования Саяно-Шушенской ГЭС / Журнал «Гидротехническое строительство», 2008, №11. – С. 25-31.
Главные циркуляционные насосы (ГЦН) обеспечивают отвод тепла из активной зоны реактора. Отключение по тем или иным причинам одного или нескольких ГЦН создает аварийную ситуацию, связанную с ухудшением теплоотвода и возможностью повреждения тепловыделяющих элементов. Очевидно, что при аварийном отключении главных циркуляционных насосов необходимо быстрое уменьшение тепловой мощности реактора. Однако, как показано в гл. 6, скорость аварийного снижения мощности реактора ограничена, поэтому при расчете допустимой мощности реактора вводится необходимый запас. Этот запас определяется условиями отсутствия кризисных явлений в любой ТВС при реальной скорости снижения расхода теплоносителя в результате отключения ГЦН и реальной скорости аварийного снижения мощности. В практике эксплуатации ядерных энергетических реакторов, в частности ВВЭР, в качестве ГЦН нашли применение насосы с электрическим приводом. Они подразделяются на бессальниковые малоинерционные насосы с встроенным электродвигателем, применяемые на ВВЭР первого и второго поколений, в частности на I — IV блоках НВАЭС, и насосы с уплотнением вала, вынесенным электродвигателем и маховыми массами, применяемые на ВВЭР-1000 и унифицированных ВВЭР-440. Бессальниковые электронасосы, не имеющие маховых масс, при потере электропитания полностью теряют производительность за 2 — 3 с. Поэтому необходимо принимать специальные меры по обеспечению надежного электроснабжения насосов при всех условиях, в том числе и при авариях в энергосистеме. Надежное электропитание малоинерционных насосов осуществляется подключением их к нескольким независимым источникам. К числу таких источников относятся: а) основные турбогенераторы АЭС, к которым ГЦН подключаются через понижающие трансформаторы — трансформаторы собственного расхода (TCP); б) генераторы собственного расхода (ГСР), находящиеся на одном валу с основными генераторами; в) резервные трансформаторы, подключенные к внешним электрическим линиям, которые на АЭС, как правило, являются линиями отвода вырабатываемой электрической энергии. Электропитание ГЦН может пропасть при повреждении источников питания, при коротких замыканиях и других повреждениях в линиях электропередачи. В проекте обычно предусматривают возможность разового повреждения не более одного независимого источника питания. Наиболее вероятно повреждение в разветвленных линиях электропередачи, поэтому использование резервных трансформаторов предусматривается только при недостатке других независимых источников питания (ревизия, плановый ремонт и т. п.). Резервные трансформаторы считаются независимыми источниками питания, если они получают электропитание от несвязанных электрических цепей и не имеют внутренних электрических соединений. Основное назначение резервных трансформаторов — прием нагрузки ГЦН при повреждениях или отказе других независимых источников питания, в частности ГСР. Перевод электропитания ГЦН на резервные трансформаторы осуществляется схемой автоматического подключения резервного питания (АВР), которая срабатывает по сигналу исчезновения напряжения или снижения производительности ГЦН. Основные генераторы АЭС связаны с внешней электрической сетью через генераторные выключатели. При коротком замыкании в системе и неуспешном отключении генераторы могут оказаться замкнутыми накоротко и отключиться внутренней защитой. При этом насосы, подключенные к отпайкам основных генераторов, работают в режиме собственного выбега (т. е. быстро тормозятся). Поскольку генераторные выключатели не обладают 100%-ной надежностью, основные генераторы и резервные трансформаторы являются фактически частично зависящими источниками питания.
Рис. 5.20. Принципиальная схема электропитания ГЦН ВВЭР-440 III блока НВАЭС: 1 — ГЦН; 2 — переключатели; 3 — генераторы собственного расхода; 4 — генераторные выключатели; 5 — линия отвода вырабатываемой электроэнергии; 6 — сетевые трансформаторы; 7 — основные генераторы; 8 — трансформаторы собственных нужд; 9 — резервный трансформатор
При выборе допустимой мощности реактора предусматривается возможность несрабатывания генераторных выключателей по крайней мере на одном турбогенераторе, что приводит к потере электропитания у насосов, питающихся как от резервного трансформатора, так и от отпаек неотключившегося основного генератора. При дальнейшем развитии аварии предполагается, что регулирование турбин на отключившихся от внешней сети турбогенераторах может не справиться с требуемой скоростью сброса нагрузки, что приведет к закрытию стопорных клапанов турбин и режиму совместного выбега ГЦН, питающихся от отпаек основных генераторов и генераторов собственного расхода соответственно. Предполагается возможность срабатывания стопорных клапанов не менее чем на одном отключившемся от внешней сети турбогенераторе, а при консервативном подходе — на всех турбогенераторах. Наиболее надежными источниками электропитания ГЦН являются ГСР. Насосы, питающиеся от ГСР, сохраняют выбег даже при неуспешном отключении основных генераторов в режиме с неустранившимся коротким замыканием в энергосистеме. Кроме того, ГСР электрически не связаны с внешними сетями и поэтому в силу некоторой задержки в срабатывании генераторных выключателей в режиме обесточивания не дают просадки напряжения, как на насосах, питающихся от основных генераторов.
Таблица 5.8. Режим работы ВВЭР III блока НВАЭС (давление в 1-м контуре 125 кгс/см2)
Источник электропитания ГЦН и характеристика
Число работающих ГЦН и суммарная производительность
Трансформатор собственного расхода турбогенератора № 1
Технологический цикл производства электроэнергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного энергетического оборудования (ядерные реакторы, парогенераторы, турбины), так и вспомогательных цехов станций. Для приведения в движение механизмов собственных нужд используется в основном электрический привод и лишь для некоторых рабочих машин — паротурбинный. На тепловых электростанциях энергия расходуется на приготовление и транспортировку топлива, подачу питательной воды и воздуха в паровые котлы и удаление дымовых газов. На атомных электростанциях энергия расходуется на принудительную циркуляцию теплоносителя через активную зону; расход энергии на перегрузку горючего незначителен. Общим для ТЭС и АЭС является расход электрической энергии на подачу питательной воды в парогенераторы, поддержание вакуума в конденсаторах турбин, техническое водоснабжение станции, вентиляцию помещений, освещение. На гидроэлектростанциях электрическая энергия расходуется на управление гидро- и электротехническим оборудованием, охлаждение генераторов и трансформаторов, обогрев гидротехнического оборудования в зимнее время, вентиляцию, освещение. При выборе источников питания и их сравнительной оценке следует учитывать нагрузки собственных нужд Собственное потребление электроэнергии зависит от типа электростанции, вида топлива и способов его сжигания, параметров пара, типа турбогенератора и его мощности, наличия турбопривода у части механизмов. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, для современных мощных конденсационных блоков составляет: для станций на угле с электрическим приводом всех механизмов 6—7,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 4,5—5,5 %; для станций на угле с паротурбинным приводом питательных насосов 4—4,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 2,5—3 %. На электростанциях с блоками мощностью 1,2 ГВт и более с парогенераторами под наддувом с паротурбинным приводом питательных насосов и дутьевых механизмов доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, будет меньше еще на 20—40 %. Во всех этих случаях имеется в виду, что турбогенераторы работают на основном возбуждении, не связанном с электрической сетью собственных нужд. Наибольший расход энергии на собственных нужд (в процентах) имеют ТЭЦ, что связано с меньшей единичной мощностью их агрегатов по сравнению с агрегатами на конденсационных электростанциях (КЭС) и с относительно большей долей общестанционной нагрузки (табл. 3-1).
Электрическая мощность, расходуемая на собственных нужд, % Рном
Турбина с противодавлением
Конденсационная турбина с отбором пара
Потребление электроэнергии на собственных нужд газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4—0,9 %, а при покрытии пиков 0,6—1,7 %. На АЭС из-за циклов насыщенного пара и принудительной циркуляции теплоносителя через активную зону и промежуточный контур (в случае жидкометаллических теплоносителей) потребление электроэнергии на собственных нужд обычно получается большим, чем на конденсационной электростанции той же мощности на органическом топливе. На АЭС получил распространение электрический привод всех механизмов. Исключение могут составить газоохлаждаемые реакторы. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд АЭС с реакторными блоками мощностью более 500 МВт, составляет: 4—6 % для реакторов с водой под давлением (ВВЭР); 5—7 % для кипящих канальных реакторов с графитовым замедлителем (РБМК); 6—8 % для реакторов на быстрых нейтронах (БН) с жидкометаллическим теплоносителем; до 15 % для газоохлаждаемых реакторов с электроприводом всех механизмов; 1,5—3 % для газоохлаждаемых реакторов с паро- или газотурбинным приводом газодувок и питательных насосов. Собственное потребление электрической энергии на ГЭС значительно меньше: 1—2 % для станций малой и средней мощности и 0,2—0,5 % для мощных станций. Такое же потребление имеют гидроаккумулирующие электростанции в турбинном режиме. Потребление электроэнергии ГАЭС в насосном режиме примерно в 1,5 раза превышает расход на собственных нужд при работе в турбинном режиме. Основными источниками питания системы собственных нужд являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключенные непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания собственных нужд тоже связаны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станции, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи.
Рис. 3-1. Схема питания системы собственных нужд от генератора и энергосистемы: 1 — магистрали резервного питания; 2 — пуcкорезервный трансформатор собственных нужд; 3 — распределительное устройство высшего напряжения станции; 4 блок генератор—трансформатор; 5 — рабочий трансформатор с, и. 6 — распределительное устройство собственных нужд В последнее время на некоторых зарубежных тепловых электростанциях начали устанавливать автономные газотурбинные агрегаты для питания системы собственных нужд в аварийных условиях. Кроме этого, на электрических станциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждений оборудования и вредного влияния на окружающую среду при потере основных и резервных источников собственных нужд На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных блочных КЭС может дополнительно потребоваться установка дизель-генераторов небольшой мощности (200—500 кВт), обеспечивающих длительное сохранение остановленного оборудования в состоянии готовности к немедленному пуску после восстановления питания от энергосистемы. На АЭС мощность независимых аварийных источников питания собственных нужд значительно больше. Она зависит от принятых систем обеспечения безопасности и может составить до 1,5 % мощности реакторного блока. Все перечисленные виды оборудования электростанции, необходимого для ее надежной и экономичной работы, механизмы собственных нужд с приводными электродвигателями или паровыми турбинами, приемники электроэнергии других видов, понижающие трансформаторы, распределительные устройства, электрические сети, независимые источники энергии и соответствующие системы управления образуют систему собственных нужд электрической станции. Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов собственных нужд влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную. Система питания собственных нужд электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действительно, нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.
Рис. 3-2. Схема питания системы собственных нужд со станционным турбогенератором (а) и со вспомогательным генератором (б) 1 — главный турбогенератор; 2, 3 — распределительные устройства соответственно генераторного и высшего напряжения; 4 — трансформатор (реактор) собственных нужд 5 — распределительные устройства собственных нужд; 6 — неответственные потребители собственных нужд; 7 — ответственные потребители собственных нужд; 8 — станционный турбогенератор (а) или вспомогательный генератор собственных нужд (б) Очень важным является и требование экономичности, поскольку здесь потребление энергии на собственных нужд больше, чем в любой отрасли промышленности. Повышение экономичности достигается за счет снижения расхода электрической и тепловой энергии в системе собственных нужд, совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капиталовложений в систему собственных нужд, рациональных способов регулирования производительности механизмов. С другой стороны, простота и связанная с ней надежность работы системы собственных нужд имеют не меньшее значение, чем экономия электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнано, что электроснабжение механизмов собственных нужд тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы (рис. 3-1). Выдвигавшиеся ранее (рис. 3-2) и в настоящее время предложения о питании системы собственных нужд полностью или частично от независимых от энергосистемы источников не получили распространения.
Источники питания системы собственных нужд
Одним из принципиальных вопросов при построении системы собственных нужд является выбор источника питания. Наиболее простым решением, получившим распространение, является схема с непосредственной электрической связью системы собственных нужд с сетью энергосистемы (рис. 3-1). Недостатком такой схемы является зависимость напряжения и частоты в системе собственных нужд от режима энергосистемы. Другим решением может быть питание собственных нужд от электрически не связанного с сетью энергосистемы генератора на валу главного агрегата или на валу вспомогательной турбины (рис. 3-2). Однако автономные источники энергии или генераторы на валу основного агрегата для питания собственных нужд значительно увеличивают стоимость единицы установленной мощности электростанций, усложняют их эксплуатацию и являются менее надежными, чем при электроснабжении системы собственных нужд от основного генератора через отпайку. Вероятность безотказной работы трансформатора собственных нужд гораздо выше, чем генератора, турбины, источника пара и их механизмов собственных нужд При использовании станционных турбогенераторов собственных нужд требуется обеспечить еще более высокую надежность питания их механизмов собственных нужд Кроме того, пуск и самозапуск электродвигателей от сети энергосистемы проходит в лучших условиях, чем пуск от источника ограниченной мощности. Электроснабжение собственных нужд от автономных источников могло бы оказаться полезным при авариях, сопровождающихся глубоким понижением частоты и напряжения, когда падает производительность механизмов, а при глубоком понижении напряжения теряется также устойчивость двигательной нагрузки. Это приводит к прекращению подачи питательной воды, срыву вакуума турбин, сбросу нагрузки и отключению агрегатов. В результате в системе может начаться лавинообразное снижение частоты и напряжения. Однако автономный источник не может устранить основной причины тяжелой системной аварии — несоответствия между нагрузкой и располагаемой мощностью станций. Независимое от сети питание собственных нужд может в ряде случаев лишь задержать развитие аварии, но не исключить ее. Кардинальным решением вопроса является правильное использование средств системной автоматики и прежде всего частотной разгрузки после исчерпания вращающегося резерва мощности. Поэтому основной схемой питания системы собственных нужд станций всех типов в настоящее время является схема, приведенная на рис. 3-1, надежность и устойчивость которой обеспечивается: 1) широким применением в системе собственных нужд асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах; 2) успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети собственных нужд;
применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и подсоединениях собственных нужд; 4) широким внедрением устройств системной автоматики (автоматическая частотная разгрузка, автоматический ввод резервного питания и резервных механизмов собственных нужд, автоматическое регулирование и форсировка возбуждения генераторов). В последнее время на некоторых тепловых электростанциях США и Великобритании устанавливаются специальные автономные агрегаты с малым временем пуска для питания системы собственных нужд в аварийных условиях. В нормальном режиме электродвигатели механизмов питаются от трансформатора собственных нужд блока. При понижении частоты или напряжения в системе автоматически запускаются газотурбинные агрегаты, и при определенном понижении режимных параметров их генераторы включаются на шины распределительного устройства собственных нужд, а питание от трансформаторов собственных нужд прекращается. Вся операция от пуска ГТУ из холодного состояния до перевода на нее нагрузки собственных нужд занимает две-три минуты. Экономически применение таких агрегатов может быть оправдано лишь при совмещении резервирования питания собственных нужд с выдачей пиковой мощности. Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель-генераторов или ГТУ. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов собственных нужд в нормальном режиме.
