Меню

Система выдачи мощности аэс



4.3. Схемы выдачи мощности и присоединения к сети электростанций

4.3. Схемы выдачи мощности и присоединения к сети электростанций

Схема выдачи мощности электростанций зависит от конфигурации и схемы электрической сети энергосистемы, в которой сооружается электростанция, и, в свою очередь, существенно влияет на дальнейшее развитие этой сети.

Схемы выдачи мощности крупных электростанций к узловым ПС основной сети в нормальных режимах работы энергосистемы и в нормальной схеме сети должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь).

Схема присоединения АЭС на всех этапах ввода мощности должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) в любой период суток или года как при полной схеме сети, так и при отключении любой линии или трансформатора связи шин без воздействия автоматики на разгрузку АЭС.

В схемах присоединения к сети крупных ГЭС и КЭС на органическом топливе на всех этапах ввода мощности рекомендуется обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности станции (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) в любой период суток или года как при работе всех отходящих линий, так и отключении одной из линий.

В качестве расчетного года, как правило, принимается год ввода последнего энергоблока. При этом следует учитывать, что по мере развития энергосистемы и появления новых электростанций район потребления электроэнергии рассматриваемой электростанции сужается; это может привести к изменению потоков мощности по отходящим ВЛ. В связи с этим схема выдачи мощности должна быть проверена на перспективу не менее 5 лет после ввода последнего энергоблока.

Основными принципиальными вопросами являются выбор напряжения, на котором выдается мощность, оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений, количество отходящих ВЛ на каждом из напряжений, характер и объем потоков обменной мощности.

Требования к главным схемам электрических соединений электростанций регламентированы нормами технологического проектирования АЭС, КЭС и ГЭС.

При напряжениях 330–750 кВ в качестве главных схем электрических соединений электростанций получили широкое использование:

две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 3/2);

две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема 4 / 3);

блочные схемы генератор — трансформатор — линия (ГТЛ) — РУ понижающей ПС соответствующего напряжения.

Некоторое применение получили и другие главные схемы электрических соединений электростанций:

блочные схемы ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником;

схемы многоугольников с числом присоединений, как правило, до четырех, иногда до шести;

схемы связанных многоугольников с двумя связывающими перемычками с выключателями в них.

Современные крупные электростанции сооружаются без РУ генераторного напряжения. На электростанциях рекомендуется применять не более двух РУ повышенных напряжений (220–500 кВ, 330–750 кВ, 500–1150 кВ). Оптимальное распределение генераторов между РУ разных напряжений зависит от их единичной мощности и схемы сети района размещения станции. Современные АЭС и КЭС сооружаются с генераторами мощностью 500–1000 МВт, а ГЭС — до 640 МВт. Сооружение третьих РУ (как правило, 110 кВ) встречается крайне редко — на действующих электростанциях при нагрузке местного района, соизмеримой с мощностью генераторов. В остальных случаях при необходимости устанавливаются АТ 220 (330) / 110 кВ.

Анализ схем выдачи мощности построенных в последние годы или строящихся электростанций показывает, что примерно одинаковое количество электростанций сооружается с одним или двумя РУ.

При двух РУ одно из них имеет, как правило, напряжение 220 или 330 кВ. Такая схема целесообразна при расположении электростанций в районах с высокой плотностью нагрузок (100–150 кВт/км 2 и более) и при размещении опорных ПС сети 220–330 кВ на расстоянии 50—100 км от электростанций. К этому РУ присоединяются один-два энергоблока мощностью 300—1000 МВт.

На рис. 4.3, 4.4 и 4.5 приведены примеры схем выдачи мощности АЭС, КЭС на органическом топливе и ГЭС. Большинство АЭС сооружено в западных районах страны, где принята система напряжений 330–750 кВ, и выдают мощность на этих напряжениях (рис. 4.3, а, в); только на одной АЭС выдача мощности осуществляется на напряжениях 220 и 500 кВ (рис. 4.3, б). КЭС на органическом топливе, построенная на востоке страны, выдает мощность на напряжениях 220–500 кВ при двух РУ (рис. 4.4, а, б), 500 и 1150 кВ — при одном РУ (рис. 4.4, в). Большая часть ГЭС сооружается с системой напряжений 220–500 кВ (рис. 4.5, а, б, в).

Читайте также:  Коэффициент мощности для электроплиты

При выборе схем присоединения к сети ГАЭС определяющим в большинстве случаев является насосный режим, так как мощность, получаемая в этом режиме от тепловых электростанций системы, как правило, превышает мощность, выдаваемую в сеть в часы максимума нагрузки. Кроме того, продолжительность насосного режима превышает продолжительность режима выдачи мощности. Эти обстоятельства должны учитываться при определении необходимой пропускной способности сетей и расчета потерь электроэнергии на ее транспорт.

Рост значений токов КЗ в энергосистемах привел к применению схем без установки АТ связи между двумя РУ ВН (рис. 4.4, б) или с двумя РУ одного напряжения с их параллельной работой через сети энергосистемы (рис. 4.4, в). Применение таких схем возможно в редких случаях при соответствии мощности, присоединяемой к шинам каждого РУ, и пропускной способности присоединенной к нему сети в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

При размещении электростанций в непосредственной близости от узловых ПС сети ВН применяется присоединение блоков электростанции непосредственно к РУ ПС (рис. 4.4, г).

Количество отходящих ВЛ на каждом напряжении определяется использованием их пропускной способности, которая, в свою очередь, зависит от размещения электростанций относительно центров нагрузки и от конфигурации сети. Например, большинство АЭС, расположенных в европейской части страны с развитой электрической сетью, становятся коммутационными узлами энергосистемы с большим количеством отходящих ВЛ, суммарная пропускная способность которых превышает мощность присоединенных генераторов (рис. 4.3, а, б). Этому способствует также необходимость выдачи всей мощности АЭС при выходе из работы любой ВЛ.

На схемы выдачи мощности ТЭЦ влияет то обстоятельство, что они сооружаются на территории или вблизи крупных городов или промышленных узлов. Это предопределяло выдачу мощности ТЭЦ на генераторном напряжении и на напряжении основной распределительной сети, как правило, 110 кВ (рис. 4.6, а). Однако за последнее время схемы выдачи мощности ТЭЦ претерпели такую же эволюцию, как и схемы КЭС: рост единичной мощности агрегатов и суммарной мощности ТЭЦ, применение дальней теплофикации и отдаление площадок ТЭЦ от потребителей привели к отказу от сооружения РУ генераторного напряжения и к повышению напряжения сети для выдачи мощности. На современных ТЭЦ блоки присоединяются к РУ 110–220 кВ (рис. 4.6, б).

Стремление упростить схемы выдачи мощности ТЭЦ привело к появлению схем, в которых РУ на ТЭЦ не сооружаются, а повышающие трансформаторы блоков присоединяются отдельными линиями к сети 110 кВ (рис. 4.6, в). Применение таких схем целесообразно при размещении ТЭЦ вблизи подстанций 220 (330)/110кВ, на шины которых может быть выдана вся мощность ТЭЦ. При блочном присоединении повышающих трансформаторов ТЭЦ к ПС энергосистемы между трансформаторами и генераторами устанавливаются выключатели.

В последние годы наметилась тенденция к снижению мощности новых электростанций и энергоблоков с широким использованием парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ). Первые нашли применение при строительстве тепловых электростанций последнего поколения, а вторые — для электроснабжения и резервирования узлов нагрузки и отдельных потребителей. ГТЭС являются, как правило, многоагрегатными электростанциями с одной секционированной системой сборных шин; при этом выдача мощности осуществляется на генераторном напряжении, а в отдельных случаях и по ВЛ 110 (220) кВ.

Читайте также:  Конструкция реле направленной мощности

Данный текст является ознакомительным фрагментом.

Источник

8.1. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2019 — 2025 ГОДЫ

8.1. Развитие электрических сетей для выдачи мощности АЭС

8.1. Развитие электрических сетей для выдачи мощности АЭС

8.1.1. ОЭС Северо-Запада

Для выдачи мощности энергоблока N 6 Ленинградской АЭС предполагается следующее строительство (реконструкция) электросетевых объектов:

— строительство ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС — Ленинградская N 2;

— реконструкция ВЛ 750 кВ Ленинградская АЭС — Ленинградская N 1, включающую в себя строительство нового участка ВЛ ориентировочной протяженностью 5,1 км;

— строительство КВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС — Копорская с установкой токоограничивающего реактора;

— установка АТ 750/330 кВ (4АТ) мощностью 1000 МВА на ОРУ 750 кВ Ленинградская АЭС с кабельным заходом 330 кВ ориентировочной протяженностью 5 км в КРУЭ 330 кВ ПС 750 кВ Копорская, а также двух шунтирующих реакторов мощностью 35 Мвар каждый на низкой стороне АТ 750/330 кВ (4АТ);

— установка двух шунтирующих реакторов (ШР) 750 кВ мощностью 3 x 110 Мвар каждый в ОРУ 750 кВ Ленинградской АЭС.

Для выдачи мощности энергоблока N 7 Ленинградской АЭС предполагается сооружение ЛЭП 330 кВ от энергоблока N 7 Ленинградской АЭС к распределительному устройству 330 кВ Ленинградской АЭС.

Для выдачи мощности энергоблока N 7 Нововоронежской АЭС (энергоблока N 2 Нововоронежской АЭС-2) предполагается сооружение ВЛ 500 кВ Донская — Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол и ВЛ 220 кВ Донская — Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка.

Для выдачи мощности энергоблока N 1 Курской АЭС-2 предполагается реконструкция ВЛ 750 кВ Курская АЭС — Новобрянская, строительство заходов ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Железногорская в КРУЭ 330 кВ Курской АЭС-2, строительство заходов ВЛ 330 кВ 2АТ в КРУЭ 330 кВ Курская АЭС-2 и реконструкция ВЛ 330 кВ Курская АЭС — Стройплощадка N 1 с организацией ее перезавода из существующего ОРУ Курской АЭС в КРУЭ 330 кВ Курской АЭС-2.

Перечень мероприятий для выдачи мощности энергоблока N 2 Курской АЭС-2 будет определен по результатам выполнения отдельной внестадийной работы.

Источник

Проектирование электрической части атомных электростанций

1. Выбор схемы выдачи мощности АЭС

1.1 Варианты схемы выдачи мощности

1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

1.3 Определение потерь активной энергии в блочных трансформаторах и АТ связи

1.4 Определение капитальных эксплуатационных и приведенных затрат

2. Выбор электрической схемы РУ

2.1 Порядок выбора схемы распределительного устройства

2.2 Составление вариантов схемы РУ повышенного напряжения

2.3 Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

3. Проектирование схемы электроснабжения собственных нужд блока

3.1 Характеристика потребителей собственных нужд

3.2 Сети питания потребителей с.н.

3.3 Схемы электрических соединений с.н.

3.3.1 Схема 6 кВ для потребителей 3 группы надежности

3.3.2 Схема 0,4 кВ для потребителей 3 группы надежности

3.3.3 Схемы 6 кВ и 0,4 кВ для потребителей 2 группы надежности

3.3.4 Схемы для потребителей 1 группы надежности

4. Выбор мощности ТСН АЭС

4.1 Выбор мощности рабочих ТСН блока ВВЭР – 1000

4.2 Выбор мощности резервных ТСН блока ВВЭР – 1000

5. Расчет режима самозапуска электродвигателей механизмов собственных нужд АЭС

5.1 Основные положения

5.2 Расчетные и допустимые условия режима самозапуска

5.3 Расчет начального напряжения режима самозапуска

6. Определение мощности дизель-генераторов систем надёжного питания

6.1 Методика определения мощности ДГ систем надёжного питания

6.2 Расчёт мощности ДГ систем надёжного питания

7. Расчет токов короткого замыкания в главной схеме ЭС

7.1 Общие положения

7.2 Расчет токов КЗ в различных точках главной схемы ЭС

8. Выбор коммутационных аппаратов главной схемы выдачи мощности

1. ВЫБОР СХЕМ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ АЭС

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными трансформаторами, точки подключения резервных трансформаторов собственных нужд. При проектировании схемы выдачи мощности на первом этапе намечаются этапы её исполнения. На втором этапе для каждого варианта определяются перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и осуществляется их выбор, вычисляются потери энергии в них за год, находятся капитальные, эксплуатационные и приведённые затраты. В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности АЭС выявляется рациональный вариант.

Читайте также:  Регулировка мощности циркуляционных насосов для отопления

1.1 Варианты схемы выдачи мощности

Если мощность станции выдается на одном повышенном напряжении, то все блоки присоединяются к РУ данного напряжения, и выполняется, лишь выбор схемы исполнения блоков генератор-трансформатор.

Различают следующие схемы исполнения блоков (АЭС): генератор — трансформатор (рис.1.а), генератор-трансформатор с генераторным выключателем или выключателем нагрузки (рис.1,б), укрупненный блок (рис.1,в), объединенный блок (рис.1,г), блок генератор-автотрансформатор связи (рис.1,д), блок генератор-трансформатор с двумя выключателями (рис.1,е) и др.

Согласно нормам технологического проектирования [1] в блоке между генератором и двухобмоточным трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. В случае отсутствия выключателя на соответствующий ток отключения разрешается применение выключателя нагрузки.

При двух и более РУ повышенного напряжения варианты схемы выдачи мощности формируются путем варьирования количества блоков различного исполнения, подключаемых к разным РУ повышенного напряжения, а так же путем изменения вида связи между РУ. Связь между РУ может выполнятся с помощью трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, если мощность, отдаваемая на одном напряжении, составляет 15% и более мощности, отдаваемой на другом напряжении , а также с учетом перспективы развития нагрузок на обоих напряжениях [1].

Общее количество составленных для сравнения вариантов схемы выдачи мощности может оказаться более десяти. При ручном счете из этого множества вариантов путем логического сравнения отбираются два-три наиболее перспективных варианта. Предварительный отбор вариантов осуществляется в соответствии с заданными условиями и опытом проектирования, а также определяется здравым смыслом:

мощность блока не должна превышать резерв мощности в системе, что ограничивает область допустимых вариантов исполнения блоков;

подключение генератора к третичной обмотке автотрансформатора связи может вызвать существенное увеличение мощности автотрансформатора по сравнению с мощностью перетока, конструктивные сложности при его размещении на территории электростанции и трудности в выполнении гибких связей с РУ;

перетоки мощности через автотрансформаторы связи не должны превышать мощность блока более чем в 1,5 раза (при отсутствии транзита мощности через шины РУ станции).

Связь между РУ выполняется с помощью автотрансформаторов.

С учетом вышесказанного ниже представлены три варианта схемы выдачи мощности электростанции типа АЭС.

Первый вариант: в систему ВН в систему СН

Выбирается схема «генератор-трансформатор с генераторным выключателем». Наличие генераторного выключателя снижает количество операций с выключателями в РУ повышенного напряжения; пуск и останов блока выполняются с помощью рабочего трансформатора собственных нужд и генераторного выключателя; снижаются требования к количеству и мощности резервных трансформаторов собственных нужд. В блоках генератор-трансформатор АЭС мощностью 1000 МВт устанавливаются аппаратные генераторные комплекты (АГК) типа КАГ – 24 – 30 / 30000.

Второй вариант: в систему ВН в систему СН

Третий вариант:в систему ВН в систему СН

1.2 Определение перетоков мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и их выбор

Выбор мощности блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи в каждом варианте схемы выдачи мощности выполняется по максимальным перетокам мощности с учетом их нагрузочной способности. На рис.2. приведена принципиальная схема выдачи мощности АЭС с произвольным числом блоков и двумя РУ повышенного напряжения. Для нахождения перетоков мощности в схеме составляется диаграмма баланса мощности (рис.3).

Максимальные перетоки мощности определяются из условий нормального и аварийного режимов работы станции. В аварийных режимах рассматриваются случаи аварийного отключения одного любого блока и одного автотрансформатора связи.

Расчет перетоков мощности ведется с нахождением активных, реактивных, и полных мощностей в аналитической форме. Перетоки мощности через блочные трансформаторы определяются по выражению

Источник