Схемы электрических соединений ТЭЦ

а) Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения

На ТЭЦ предусматривается сооружение ГРУ, к которому присоединяются линии 6 - 10 кВ для питания близкорасположенных потребителей. Более удаленные потребители могут получать питание по линиям 35 - 110 кВ.

Главные схемы ТЭЦ проектируются в тесной увязке со схемами распределительных сетей и схемами электроснабжения промышленных

предприятий.

Рис. 6.9. Схема ТЭЦ мощностью 180 МВт (3 60 МВт)

 

Применение одиночной или двойной системы шин на генераторном напряжении определяется исключительно схемой распределительных сетей на этом напряжении, т. е. наличием или отсутствием сетевого резерва. Применение той или иной схемы на стороне повышенного напряжения определяется числом и характером отходящих линий. В России распространена схема ТЭЦ с двумя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения; на среднем напряжении (35 кВ) осуществляется питание удаленных потребителей.

Схема такой ТЭЦ представлена на рис. 6.9. Генераторы Г1, Г2, ГЗ работают на сборные шины 6 - 10 кВ, которые связаны с шинами 35 и 110 кВ с помощью трехобмоточных трансформаторов Т1, Т2. На стороне 35 кВ из-за небольшого числа линий и малой ответственности потребителей принята одиночная секционированная система шин. Питание потребителей на стороне генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.

При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены турбогенераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к сборным шинам генераторного напряжения (6 - 10 кВ) не присоединяются, так как, во-первых, это резко увеличит токи к. з., а во-вторых, номинальные напряжения этих генераторов 15,75;18 кВ отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины 110 - 220 кВ.

б) Схемы блочных ТЭЦ

Рост единичной мощности турбогенераторов, применяемых на ТЭЦ (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем. В схеме, изображенной на рис. 3.20, потребители 6 - 10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов Г1, Г2, более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 кВ. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток к. з. на стороне 6 - 10 кВ. Как всякая блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели В1, В2. Трансформаторы связи Т1, Т2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.

На трансформаторах блоков ГЗ, Г4 также может быть предусмотрено устройство РПН (на рис. 6.10 показано пунктиром), позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках с. н.

При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются турбогенераторы Г5, Г6, соединенные в блоки ГТЛ. Линии 220 кВ этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 кВ ТЭЦ выключатели не установлены, отключение линии производится выключателем районной подстанции. При недостаточной чувствительности релейной защиты подстанции к повреждениям в трансформаторах Г5, Т6, предусматривают передачу телеотключающего импульса (ТО) или устанавливают короткозамыкатели и отделители (см. схему на рис. 3.7, б).

Рис. 6.10. Схема блочной ТЭЦ

 

Отключение генераторов производится выключателями ВЗ, В4.

Связи между РУ 110 кВ и 220 кВ не предусмотрено, что значительно упрощает схему РУ 220 кВ. Как было отмечено выше, это допустимо в том случае, если связь сетей 110 и 220 кВ осуществляется на ближайшей районной подстанции.