2. Схемы ГРЭС периода 1928-1932 гг.

2. Схемы ГРЭС периода 1928‑1932 гг.

Современные тенденции в коммутации ГРЭС нашли в основном наиболее полное отражение в типовых схемах и конструкциях, разработанных в период 1930‑1932 гг. вначале в Секторе типизации и стандартизации Энергостроя, а затем в Теплоэлектропроекте, описание которых приводится ниже.

В отношении главных схем коммутации современные районные электростанции оказалось возможным в наших условиях подразделить на три основных типа:

1) Электростанции, отдающие всю энергию на повышенном напряжении, обычно 35‑110 кВ, у которых отсутствуют потребители генераторного напряжения.

Мощность генераторов у этих станций обычно равна 25‑50 МВт. Их суммарная предельная мощность — порядка 250‑300 МВт.

2) Электростанции с преимущественным распределением энергии на генераторном напряжении, связанные на параллельную работу с мощными силовыми системами.

Мощность генераторов в этом случае также составляет 25‑50 МВт, и генераторное напряжение соответственно 6,3‑10,5 кВ. Предельная мощность — 200‑250 МВт.

Частным случаем работы станций второго типа является связь не с мощной системой, а с системой, находящейся еще только в периоде возникновения. Естественно, что этот режим временный, и это учитывается соответствующим образом схемами первых очередей станций.

3) Электростанции с комбинированной отдачей энергии и на генераторном, и на повышенных напряжениях. Мощность подобных станций лежит в пределах 150‑250 МВт. Мощность отдельных генераторных единиц колеблется от 10 до 50 МВт.

Первый тип характерен для районных электростанций, сооруженных вдали от основного потребителя, на месте добычи топлива или у источников гидроэнергии. В основном вся энергия их отдается в сеть высшего напряжения. Сеть 35 кВ в значительной мере обусловливается снабжением близлежащего района торфяных или угольных разработок в случае тепловых станции и у последних является почти всегда обязательной. Отдача на этом напряжении колеблется в пределах от 50 до 100% от мощности одного генератора.

Электростанции второго типа — почти как правило теплоэлектроцентрали, у которых электроэнергия является как бы побочным продуктом. Поскольку радиус действия тепловых сетей невелик, сооружение мощных теплоэлектроцентралей сопровождается обычно наличием очень большой плотности и электронагрузки в непосредственной близости от станции, чем и объясняется преимущественное распределение электроэнергии теплоэлектроцентралей на генераторном напряжении. Рассмотренные типы районных электростанций соответствуют основным нашим направлениям в сооружении современных мощных электрических установок.

Третий тип, очень ограниченный, комплектуется преимущественно из ранее выполненных и расширенных электростанций, или станций первых лет пятилетки. При сооружении их учитывалось преимущество расположения электростанций вблизи потребителей, но в связи с отсутствием других источников снабжения района энергией, они имели также высоковольтные сети для питания удаленных нагрузок.

К особой категории относится у нас тип сверхмощных электростанций мощностью 400‑500 МВт и выше, оборудованных агрегатами 50‑75 МВт. Коммутация этих станций, тесно связанная с коммутацией всей электросистемы в целом, представляет наибольшие трудности и к настоящему времени не может быть еще подведена под строго типовые решения.

А. Схемы коммутации ГРЭС первого типа

Вся мощность районных станций первого типа, в соответствии с условиями их работы, коммутируется на повышенном напряжении. Типовая схема такой станции была опубликована в 1932 г. проф. А. Я. Рябковым, возглавлявшим работу группы главных схем станций упомянутого выше Сектора типизации и стандартизации Энергостроя. В Союзе по типу таких станций выполнена, например, Зуевская ГРЭС, схема которой дана на рис. 11, и запроектирован ряд других станций (1‑я Среднеуральская, Несветаевская и др.).

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_11.png

Каждый генератор такой станции соединяется с равномощным повысительным трансформатором, образуя с ним единое целое. Наличие двух повышенных напряжений определяет иногда соединение первых двух генераторов с трехобмоточными трансформаторами 10/35/110 кВ. Так как в рассматриваемом типе станции главным потребителем является районная сеть 110 кВ, регулирование напряжения на зажимах генераторов определяется режимом на шинах 110 кВ и возможно в широких пределах. Регулирование напряжения в сети 35 кВ, имеющей свой самостоятельный режим, осуществляется или на самой ГРЭС, для чего устанавливаемые на ней трехобмоточные трансформаторы выполняются с регулированием напряжения под нагрузкой на стороне 35 кВ (см. схему Зуевской ГРЭС, рис. 11), или же производится непосредственно у потребителей с помощью также регулируемых понизительных трансформаторов. Выбор того или иного метода каждый раз зависит от конкретных местных условий. В последнее время предпочтение отдается второму способу как наиболее гибкому.

У станций же относительно небольшой мощности, но коммутируемых подобным образом, т. е. имеющих трехобмоточные трансформаторы, регулировка напряжения на них почти всегда необходима, поскольку рост нагрузок района, питаемого от шин 35 кВ, или случаи аварий и ревизий генераторов, могут приводить к реверсивной работе обмоток 110 кВ трехобмоточных трансформаторов.

Разрывная мощность масляных выключателей этих ГРЭС колеблется в пределах 1 500‑2 500 МВ.А на шинах 110 кВ и 350‑750 МВ.А на шинах 35 кВ.

В тех случаях, когда в силу условий параллельной работы станций расчетные токи короткого замыкания на районных понизительных подстанциях сети ГРЭС превышают разрывные мощности типовых масляных выключателей 110 кВ или выходят за пределы 2 500 МВ.А на шинах 110 кВ самой станции, схема последней видоизменяется.

С подобным случаем мы сталкиваемся на той же Зуевской ГРЭС при ее расширении в связи с ростом сети 110 кВ Донбасса.

Для ограничения токов короткого замыкания шины 110 киловольт станции секционируются, и отдельные секции соединяются между собой или через секционные реакторы, или через регулируемые трансформаторы с коэффициентом трансформации 1:1. Выбор типа связи обусловливается схемой коммутации сети.

Работа такой современной станции, в системе других ей подобных, в отличие от наших первых ГРЭС, в конечном счете представляется следующим образом.

Все генераторы являются рабочими, но загружены нормально примерно до 80% от их номинальной мощности, что соответствует максимальному к. п. д. агрегатов (экономическая мощность). В случае аварии с одним из турбогенераторов или трансформаторов станции в системе всегда имеется возможность без перерыва в снабжении потребителей распределить нагрузку аварийного генератора между другими работающими машинами за счет доведения их загрузки до максимальной.

Таким образом при развитии мощных систем резервом для станций является дополнительная мощность не в виде стоящего агрегата (“холодный резерв”), как это практиковалось ранее, а в виде мощности, которую можно снять с работающих агрегатов (“вращающийся резерв” системы).

Это различие имеет большое практическое и принципиальное значение и является значительным сдвигом в деле организации рациональной эксплуатации электросистем высокого напряжения.

Как уже отмечалось выше, применявшиеся ранее переключательные шины на генераторном напряжении для наших современных ГРЭС признаются совершенно излишними и даже вредными. В данном случае, когда речь идет о крупных трансформаторах мощностью порядка 60 МВ.А, изготовляемых в Союзе только в виде однофазных, резервирование их достигается установкой одной запасной фазы без джемперного соединения.

Джемперное соединение, являющееся по существу большим или меньшим развитием схемы в части генераторного напряжения, излишне, поскольку все генераторы системы резервируют каждый данный агрегат. Вредным оно является вследствие конструктивных усложнений, вносимых этим устройством во взаимную компоновку тепловой и электрической частей станции, и, главное, из-за ослабления схемы в результате обилия многоамперных разъединителей.

Как сказано выше, описанная схема может теперь служить в качестве типовой и была положена в основу компоновки большинства новых строящихся и проектируемых станций, работающих в аналогичных условиях.

Наряду с нею существуют и другие варианты, сохраняющие полностью все основные принципиальные установки, описанные выше, но иначе оформляющие их. К их числу будут, очевидно, относиться схемы гидростанций со средними мощностями гидравлических турбин. Примером такой установки может служить Свирская ГРЭС (вступившая в работу в 1933 г.) (рис. 12). Несмотря на отсутствие потребителей на генераторном напряжении на станции имеются шины 10 кВ, как и на Волхове, для укрупнения мощности повысительных трансформаторов, что в данном случае, несомненно, целесообразно. Две группы однофазных повысительных трансформаторов, также в отличие от Волхова, имеют уже только одну резервную фазу.

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_12.png

На высоковольтной стороне трансформаторы присоединяются непосредственно к линии, и шины 220 кВ на станции отсутствуют.

На генераторном напряжении к агрегату «трансформатор — линия» присоединены по два генератора, работающие обособленно на отдельную секцию шин 10 кВ, что также отличает схему Свири от Волхова.

Таким образом схема Свирской станции сохраняет все новые тенденции в компоновке ГРЭС, и осуществление параллельной работы генераторов на низком напряжении здесь вызывается специфическими условиями работы гидростанций, мощность турбин которых зависит определенным образом от существующих условий использования водной энергии.

Другим примером отступления от описанной типовой схемы станции, отдающей всю свою энергию на повышенном напряжении, может явиться схема Дубровской ГРЭС, приведенная на рис. 13.

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_13.png

Отличие Дубровской схемы от типовой заключается прежде всего в секционировании шин 110 и 35 кВ уже при мощности 300 МВт и установке исключительно трехобмоточных трансформаторов. Эта схема, по-видимому, предопределена большим отсосом мощности на напряжении 35 кВ, а также условиями коммутации сети Ленэнерго.

К отрицательным деталям схемы следует отнести сложное включение оперативных масляных выключателей. Здесь опять мы наблюдаем возврат к старому, т. е. к вредной экономии масляных выключателей и переносу центра тяжести переключений на разъединители, что безусловно отрицательно сказывается на надежности эксплуатации.

В. Схемы коммутации станций второго типа

Условия работы станций второго типа определяют применение и развитие у них шин генераторного напряжения, так как потребляемая на этом напряжении мощность, как показала практика проектирования, может достигать величии порядка 150‑200 МВт при 10 кВ и 100‑125 МВт при 6 кВ.

Построение главных схем этих станций вызывает ряд серьезных затруднений связанных преимущественно с ограничением токов короткого замыкания, которое требует широкого секционирования шин.

Мощность, могущая быть коммутированной на одну секцию, определяется допускаемыми значениями токов короткого замыкания, а также термической и динамической устойчивостью аппаратуры распределительных устройств, и в первую очередь масляных выключателей.

На основании многочисленных расчетов, произведенных в уже упоминавшемся Секторе типизации и стандартизации Энергостроя инженерами А. А. Васильевым и М. И. Славниным, найдено, что, исходя из характеристик современного электрооборудования, на каждую секцию сборных шин, связанных между собою реакторами, возможно присоединение при 6 кВ не более одного генератора мощностью 25 МВт, при одном присоединенном к той же секции повысительном трансформаторе в 30 МВ.А. При 10 кВ мощности соответственно повышаются: для генератора до 50 МВт и для трансформатора — до 60 МВ.А.

Помимо ограничения токов короткого замыкания, секционирование шин генераторного напряжения обусловливается также возросшими требованиями в отношении надежности снабжения абонентов. Секционирование сужает зоны возникающих аварий и позволяет поддерживать напряжение неаварийных секций на требуемой высоте.

У нас, в Союзе, в настоящее время наибольшей популярностью пользуются так называемые кольцевая и радиальная схемы секционирования, имеющие широкое распространение в США.

В качестве примера применения схем этого типа можно указать на Магнитогорскую (рис. 14), Кузнецкую, Сталинскую ТЭЦ (рис. 15) и др., имеющие схему звезды, и на Сталиногорскую ГРЭС, в части 10 кВ выполненную по схеме кольца. Схема Сталиногорской ГРЭС приведена на рис. 16.

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_14.png

 

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_15.png

 

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_16.png

В обеих схемах первая система шин генераторного напряжения разделена на секции по числу генераторов, а вторая представляет общую для всех секций трансферную систему, которая служит, с одной стороны, для резервирования каждой секции, а с другой — предназначена для всякого рода переключений между генераторами, трансформаторами и фидерами различных секций.

Кольцевая схема характеризуется реакторами, включенными последова­тельно в сборные полосы. Схема звезды — такими же реакторами, но включенными параллельно на ответвления от секций к общим полосам, носящим название уравнительной или синхронизирующей системы шин.

В обеих схемах предусматриваются комбинации оперативных масляных выключателей для обеспечения эксплуатационной гибкости схемы.

Фидера, отходящие от шин генераторного напряжения, во всех случаях снабжаются токоограничивающими реакторами, позволяющими установку масляных выключателей легкого типа у потребителей. Вся аппаратура фидеров в этом случае выбиралась по току короткого замыкания за реактором, так как считалось, что реактор — элемент весьма надежный в эксплуатации. Однако практика последних лет показывала, что аварии в реакторах достаточно часты. Поэтому в последнее время для станций рассматриваемого типа начинает находить применение так называемый «групповой фидер», вопрос о котором был поставлен в печати инж. М. И. Славниным и при котором несколько кабелей, отходящих от шин генераторного напряжения, присоединяются к групповой сборке, питающейся от шин через групповой масляник тяжелого типа (например МГГ 229), что позволяет, не беспокоясь за эксплуатационную надежность, иметь на фидерах аппаратуру легкого типа, выбираемую по току короткого замыкания за реактором. Однако такая схема применима лишь при наличии взаимного резервирования потребителей в сети 6 или 10 кВ, что для рассматриваемых станций, с их большой плотностью нагрузки, обычно возможно осуществить. Примером применения групповых фидеров могут служить Сталинская ТЭЦ (рис. 15) и схема последней очереди Кизеловской ГРЭС, приведенная ниже, на рис. 17.

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_17a.png

 

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_17b.png

Для Сталинской ТЭЦ, имеющей крупные, многоамперные фидера, применены фидерные реакторы, на Кизеловской ГРЭС — групповые реакторы, так как фидера этой станции мелкие. Однако при аварии реактора в этом случае выходит из работы вся групповая сборка, в то время как при фидерных реакторах подобная авария приведет только к выходу одного фидера. Таким образом выбор схемы питания потребителей генераторного напряжения зависит от местных условий и от условий резервирования нагрузок через сеть низкого напряжения.

Необходимо отметить, однако, что появление “группового фидера”, по-видимому, будет лишь временным этапом развития схем ГРЭС. Удешевление мощных масляных выключателей генераторного напряжения и расширение производства их на наших заводах должно привести в дальнейшем к одинаковой надежности питания всех фидеров шин генераторного напряжения и к отказу в будущем от “групповых фидеров”.

К части секции шин генераторного напряжения, обычно к двум, приключаются повысительные трансформаторы и, как показала практика проектирования, в большинстве случаев, на них необходимо иметь регулирование под нагрузкой, так как весьма часто режим их предусматривает реверсивную работу, а регулирование напряжения генераторов, в противоположность первому типу станций, производится в соответствии с режимом работы потребителей генераторного напряжения.

На высоком напряжении (обычно на 110 кВ) в общем случае предусматривается двойная система шин, к которым присоединяются высоковольтные линии, связывающие станцию с районной сетью.

Таким образом схемы станций этого типа могут различаться принципом коммутации секций шин генераторного напряжения. Каждая из двух схем этой части станции, описанных выше, обладая рядом преимуществ и недостатков, различно оцениваемых отдельными проектантами, не имеет при этом каких-либо резко очерченных свойств, определяющих область применения именно данной схемы. Поэтому, например, в Америке они распространены в одинаковой мере.

Работа советских инженеров по анализу применимости обоих вариантов привела к заключению, что радиальная схема, или схема Скотта, дает все же большие преимущества как в отношении эксплуатационных удобств, так и вследствие большего ограничения токов короткого замыкания и поддержания напряжения на секциях соседних с аварийной при тех же параметрах межсекционных реакторов. Благодаря этому в СССР преимущественно применяется радиальная схема.

Условия работы подобных станций в системе обычно получаются следующими.

Поскольку рассматриваемые станции теплофикационные, мощность, развиваемая их генераторами, определяется потреблением тепловой энергии и в большинстве случаев превышает потребление электроэнергии с шин генераторного напряжения. Наряду с этим, в особенности при преобладании осветительной нагрузки в электрической части и отопительной в тепловой, графики тепловой и электрической нагрузок могут сильно разниться, что приводит к необходимости отдачи в районную сеть большого количества электроэнергии (при несовпадении электрического и теплового максимума и во время его прохождения). Для этого на каждой теплоэлектроцентрали предусматривается соответственная мощность повысительных трансформаторов.

Ввиду необходимости резервирования мощность, коммутируемая на шинах генераторного напряжения, составляет по меньшей мере сумму потребляемой мощности и одного резервного агрегата.

В нормальных условиях в работе участвуют все установленные на станции машины, покрывающие в основном нагрузку близлежащего потребителя и отдающие излишек в районную сеть. В случае аварии с одним из агрегатов отдача в сеть резервной мощности прекращается, и последняя расходуется на генераторном напряжении, что учитывая вращающийся резерв системы, вполне допустимо. Повысительные трансформаторы остаются приключенными, позволяя подавать в сеть 110 кВ лишь излишки, обусловливаемые различием графиков нагрузок.

Иногда возможна отдача избыточной энергии на двух повышенных напряжениях 35 и 110 кВ. Тогда трансформаторы могут устанавливаться трехобмоточными и часто регулируемыми. В отличие от станций первого типа здесь могут применяться трансформаторы и однофазные и трехфазные, в зависимости от их мощности. Разрывная мощность масляных выключателей на шинах 110 и 35 кВ, как показала практика проектирования, лежит в пределах соответственно 1 500‑2 500 МВ.А и 350‑750 МВ.А. На генераторном напряжении мощность выключателей составляет величину порядка 500‑1 000 МВ.А.

С. Схемы коммутации станции третьего типа

Третий тип станций, т. е. станции, отдающие энергию и на генераторном и на повышенном напряжении, в современном выполнении схем представляют из себя сочетание первых двух типов, описанных выше, объединенных территориально. Примером такой схемы может служить Сталиногорская ГРЭС, схема которой приведена выше, на рис. 16. Однако в большинстве случаев у этих станций, по сравнению со станциями второго типа, потребление на генераторном напряжении много меньше, и благодаря этому схема в этой части проще. Обычно здесь требуется секционирование, но даже и в этом случае достаточно бывает иметь не более двух-трех секций, т. е. двух-трех генераторов мощностью не выше 25 МВт при напряжении 6 кВ. Применение сложных схем, например кольца или радиальной, встречается редко.

Генераторы, устанавливаемые на станции для питания районной сети, коммутируются в точности по схеме станций первого типа, и для этой части установки сохраняют силу все приведенные выше рассуждения.

Следует отметить, что иногда возможен переход станций второго типа в третий. Это происходит тогда, когда по условиям топлива и водоснабжения представляется возможным значительное расширение станций, которое (если учесть пределы потребления на генераторном напряжении) происходит уже по схеме станций первого типа. По таким схемам выполнено также расширение наших ГРЭС первого периода их строительства, сохраняющее в отношении схем первой очереди отмеченные выше специфические особенности компоновки и ведущие дальнейшее расширение по новым принципам. В качестве примера могут быть рассмотрены схема V очереди Горьковской ГРЭС, приведенная выше на рис. 4, схема III очереди Штеровской ГРЭС, приведенная на рис. 8, и схемы последовательного развития Кизеловской станции (рис. 17), чрезвычайно ярко отражающие последовательные этапы развития принципов коммутации ГРЭС, описанных выше.

D. Сверхмощные станции

Современные сверхмощные станции характеризуются установленной мощностью 400‑600 МВт и выше, при минимальной мощности устанавливаемых агрегатов 50 МВт. Подчеркиваем, что указанные цифры дают минимальные показатели.

Состояние техники позволяет оценивать в наши дни установленную мощность этих станций средней цифрой в 750‑1000 МВт при мощности генераторных единиц порядка 100 мВт.

Если учесть, что не только в Союзе, но и в мировой технике, станции, обладающие подобной мощностью, пока исчисляются единицами, то окажется естественным и отсутствие систематизации их схем, не говоря уже о типовых решениях.

Наиболее интересные работы в области проектирования схем сверхмощных станций выполнялись в первой пятилетке в СССР в связи с предварительной разработкой проблем единой высоковольтной сети. Предложения зарубежной техники представляют меньший интерес, поскольку они дают частичные решения вопроса.

Сверхмощные ГРЭС являются командующими, узловыми точками системы. Коммутация всей мощности их на общие шины для параллельной работы невозможна, так как большая концентрация мощности порождает такие значения токов коротких замыканий, которые далеко выходят за пределы, с которыми оперирует современное электроаппаратостроение. Работа этих станций становится возможной лишь при секционировании как главных шин станции, так и самой высоковольтной сети, в которую они вливают свою мощность. При этом, конечно, подразумевается, что коммутация их мощности возможна лишь на повышенных напряжениях. Таким образом проектирование схемы сверхмощной станции представляет комплекс сложных задач, относящихся уже ко всей системе станций данного района или даже к объединению нескольких систем.

Поэтому схема такой станции теснейшим образом должна быть увязана со схемой высоковольтной сети, и, наоборот, проектирование последней должно затрагивать схему сверхмощных станций и влиять на нее.

В этом вопросе, таким образом, возможно указать лишь общие направления.

В современном выполнении схемы сверхмощных электростанций используется опыт построения схем генераторного напряжения, а также принцип секционирования через реакторы или — в силу специфики работы высоковольтных сетей — через регулируемые под нагрузкой трансформаторы.

При минимальном количестве секций — от двух до трех — возможно применение прямолинейной схемы.

При повышении количества секций схема усложняется и принимает вид кольцевой или звезды.

В некоторых проектах, или даже выполненных установках, отсутствует непосредственная связь отдельных секций повышенного напряжения между собой, и параллельная работа генераторов осуществляется либо непосредственно на сетевых подстанциях, либо на генераторном напряжении, но опять-таки по схеме кольца или звезды. Следует оговориться, что последний пример относится исключительно к иностранным станциям.

В виде примеров схемы сверхмощной станции может быть приведена Днепровская ГРЭС им. Ленина (рис. 18) или как частный случай схема одного из вариантов предполагаемого дальнейшего расширения Зуевской ГРЭС (рис. 19).

Технические_сдвиги_районных_электростанций_рис_18.png

 

Орфографическая ошибка в тексте:
Чтобы сообщить об ошибке, нажмите кнопку "Отправить сообщение об ошибке". Также вы можете добавить свой комментарий.