Питание электро энергией КС с присоединением непосредственно к сетям энергоснабжающей организации на напряжения 35, 10 и 6 кВ осуществляется для станций с газотурбинным и газомоторным приводом компрессоров, на которых для главного привода агрегатов используется тепловая энергия газа, а электрическая энергия потребляется для привода вспомогательных механизмов и других нужд КС и бытовых потребителей жилых поселков. Присоединенная мощность этих КС 500—3000 кВт. Частые остановки газотурбинных агрегатов из-за перерывов в электроснабжении снижают надежность отдельных узлов газовой турбины (особенно дисков ТВД), поэтому в электроснабжении газотурбинного цеха нельзя допускать перерывов. При отключении электроэнергии необходимо обеспечить немедленную разгрузку турбин и, оставить ее работающей на холостом ходу на короткое время до включения резервного питания.
Схема электроснабжения газотурбинного цеха должна иметь не менее двух независимых источников с АПВ линии электропередачи (выдержка не более 1 с) с однократным действием, не более чем через 4 с должно приходить в действие АВР резервного источника.
Если газотурбинный цех питается от электростанции собственных нужд, необходимо автоматически запускать резервный агрегат за 5—10 мин с учетом времени, затрачиваемого для принятия полной нагрузки генератором.
Для резервирования питания электроэнергией вспомогательных механизмов и градирен газотурбинных агрегатов все кабели, по которым подается питание для собственных нужд компрессорного цеха, должны быть спаренными. При этом каждый спаренный кабель присоединяется к отдельному источнику энергии.
Магнитные пускатели, автоматы и другие коммутирующие аппараты электродвигателей масляных насосов и насосов циркуляции охлаждающей воды должны иметь защиту от отпадания силовых контактов на время действия АПВ и АВР с целью обеспечения самозапуска электродвигателей и подключения вспомогательных механизмов при подаче напряжения.
В связи с тяжелыми температурными условиями работы в газотурбинных цехах (температура воздуха летом доходит до +40° С) все силовые кабели, проложенные открыто в цеху, должны иметь 20%-ный запас по току. При укладке их необходимо предусматривать максимальное охлаждение.
Для цехов с газотурбинным приводом рекомендуется иметь систему автоматического перевода их на холостой ход при аварийном отключении электроэнергии. Это несложно осуществить присоединением привода насоса маслоуплотнения к редуктору. Однако при этом нужно учитывать, что малейшие неполадки в насосе могут привести к остановке всего агрегата. При отсутствии редуктора между турбиной и нагнетателем это осуществляется перестройкой защиты агрегата.
Принципиальная схема автоматической разгрузки газотурбинного агрегата типа ГТ-700-4 показана на рис. 3. При исчезновении перепада газ — масло замыкается контакт ПД-1 и оказывается под напряжением постоянного тока реле РПД. Реле РПД своим н. о. контактом подает питание на реле времени РВ1 типа Е-512. Реле времени срабатывает и начинает отсчитывать время. Через 9 с замыкается контакт РВ1-1 и подается питание на реле разгрузки ΡΡА, после чего агрегат разгружается при закрытии кранов.
При исчезновении напряжения переменного тока в сети 380 В обесточивается реле ΡΗН-2, которое своими н. з. контактами
ΡΗΗ2-1 подготавливает цепь питания реле исчезновения напряжения РИН. При исчезновении напряжения насос уплотнения останавливается, замыкаются контакты ИД-1 и становится под напряжение постоянного тока реле РПД, которое в свою очередь подает питание на реле времени РВ1. Реле времени РВ1 замыкает свой контакт РВ1-1. При замыкании этого контакта срабатывает цепь разгрузки — реле РИН.
Рис. 3. Принципиальная схема автоматической разгрузки газотурбинного агрегата ГТ-700-4
Одновременно контакт РИН-2 разрывает цепь разгрузки по перепаду газ — масло. Реле времени отсчитывает время 30 с п замыкает контакт ΡΒ1-2, реле РРА срабатывает, разгружая агрегат закрытием кранов на входе и выходе нагнетателя.
Схема питания газокомпрессорной станции путем присоединения ее электроустановок к сетям районной подстанции 35 кВ энергосистемы показана на рис. 4.
Рис. 4. Схема электроснабжения КС от сети энергосистемы напряжением 35 кВ
Расчет токов короткого замыкания (к. з.) на шинах распределительных устройств и выбор оптимальной схемы присоединения крупных электрических машин электропривода турбокомпрессоров и коммутирующих аппаратов. Расчет токов к. з. на шинах распределительных устройств КС позволяет определить: наиболее целесообразный вариант схемы распределительного устройства и присоединения главного электропривода компрессоров и других агрегатов с приводом от мощных электродвигателей;
электрические коммутирующие аппараты (выключатели, разъединители, отделители и др.), проводники, шины, кабели и провода;
средства ограничения токов к. з.;
(реакторы, быстродействующие отключающие аппараты, ограничители тока к. з. и т. п.);
релейную защиту;
характеристики разрядников для защиты электрооборудования от перенапряжений;
защитные заземления;
параметры системы возбуждения и гашения поля синхронных машин (эти параметры особенно важны при учете токов подпитки к. з.);
силу тока подпитки от крупных асинхронных и синхронных машин при к. 8. на шинах распределительного устройства 6 или 10 кВ.
При расчете тока к. з. на шинах 6 или 10 кВ или в сетях 0,4 кВ компрессорных станций газопроводов источниками энергии необходимо определять:
ток к. з. на шинах 110, 35 10 или 6 кВ, присоединенных непосредственно к сетям энергосистемы или получающих электроэнергию от собственной электростанции, в последнем случае принимается ток на шинах 6 или 0,4 кВ в зависимости от напряжения генераторов;
ток подпитки места к. з. от синхронных двигателей электропривода компрессоров;
ток подпитки места к. з. от асинхронных двигателей электропривода компрессоров. Влияние последних на ток к. з. учитывается только в начальный момент времени, т. е. влияет на силу ударного тока.
При расчете токов к. з. определяются следующие токи, существенно влияющие на электрические параметры электрооборудования и электрических схем:
начальное значение периодической слагающей тока к. з. (начальное значение сверхпереходного тока к. з.);
ударный ток к. з., влияющий на электродинамическую устойчивость коммутирующих аппаратов, шин и изоляторов;
наибольшая действующая сила полного тока к. з. в первый период, по этому току также проверяется устойчивость коммутационных аппаратов в течение всего периода процесса к. з.
действующее значение установившегося тока к. з., по которому проверяют электрические аппараты, шины, проходные изоляторы и кабели на термическую устойчивость, а также
мощность к. з. для времени t = 0,2 с, ио которой проверяются выключатели по предельно допустимой отключающей способности.
Выбор и расчет уставок линейных АПВ и АВР распределитель ных устройств КС. Для повышения устойчивости электроснабжения КС питающие их электросети энергосистем должны обеспечиваться АПВ (автоматическим повторным включением), действующим при кратковременных коротких замыканиях этих ВЛ, например от наброса проводников, воздействия грозовых разрядов и др. Так как эти к. з. кратковременны и не вызывают неполадок оборудования ВЛ, действием АПВ в короткий промежуток времени восстанавливается электроснабжение потребителей, в том числе и КС.
Существует большое число схем АПВ для сетей 110 и 35 кВ. Мы рассмотрим два вида АПВ однократного действия, наиболее распространенных на ВЛ с односторонним питанием, применяемых в основном для электроснабжения КС газопроводов:
устройство АПВ с автоматическим возвратом и пуском в работу от релейной защиты;
АПВ с автоматическим возвратом и с пуском от несоответствия положения ключа управления и выключателя.
Действие и расчет АПВ с пуском от релейной защиты при к. з. На ВЛ приходит в действие релейная защита (условно показана на рис. 5 одним реле РЗ). При этом подается питание на обмотку реле РВ1 и на отключающую катушку КО линейного выключателя. Реле РВ1 срабатывает и контактом 1 самоудерживается, а контактом РВ1-2 замыкает цепь питания реле РП1, запуская этим устройство АПВ. После этого реле РП1 срабатывает и контактом РП1-1 замыкает цепь питания реле времени РВ2, которое контактом PB2-I становится на самопитание. Часовой механизм реле РВ2 приходит в действие и замыкает импульсный контакт РВ2-3, а затем конечный контакт РВ2-2. К моменту замыкания импульсного контакта РВ2-3 выключатель В будет отключен, и реле Р3 и РВ1 вернутся к исходному положению. Вернется в исходное, положение и реле РП1, которое разомкнет свои контакты РШ-1, РП1-2 и замкнет контакт РП1-3, подготавливая этим цепь на включение выключателя от действия АПВ.
По истечении соответствующей выдержки времени замыкается импульсный контакт РВ2-3 реле времени РВ2 в цепи питания параллельной обмотки реле РП2. Это реле срабатывает, замыкает цепь включения выключателя и самоудерживается своей последовательной обмоткой до окончания процесса включения выключателя, т. е. до момента размыкания блок-контакта 1 на валу выключателя.
Если в момент бестоковой паузы короткое замыкание на ВЛ самоустранилось, то при включении выключателя от действия АПВ он останется во включенном положении, на линии восстановится напряжение. Если же к. з. будет устойчивым, то выключатель будет отключен релейной защитой.
Рис. 5. Схема АПВ с пуском от релейной защиты
В первом случае, т. е. при оставшемся во включенном состоянии выключателе, его блок-контакт 1 разомкнется, якорь реле РП2 отпадает, и оно разомкнет свой контакт. Импульсный контакт РВ2-3 реле к этому времени будет разомкнут. По истечении соответствующего времени, которое можно назвать временем деблокировки , замыкается конечный контакт РВ2-2 и деблокируется АПВ, возвращаясь в исходное положение, при котором АПВ будет готово снова к действию.
Во втором случае, т. е. при вновь отключившемся выключателе, вторичного обратного его включения по АПВ не произойдет, так как цепь параллельной обмотки реле РП2 не может замкнуться на разомкнувшемся к этому времени импульсном контакте РВ2-3. Этим обеспечивается однократность действия АВП.
Схема АПВ с пуском от релейной защиты показана на рис. 6. Расчет установок по времени АПВ с действием от релейной защиты выполняется в следующем порядке:
определяется время выдержки для замыкания импульсного контакта реле времени РВ2—РВ2-3, которое определяет время замыкания цепи включения выключателя от действия АПВ;
определяется время выдержки деблокировки — замыкания конечного контакта РВ2-2, которое определяет время возврата АПВ в исходное положение.
Время выдержки tАПВ в схеме определяется временем отключения выключателя tо.в, а также временем возврата в исходное положение реле защиты tр.з, временем готовности к повторному действию механизма привода выключателя tп.в и временем деионизации среды tд.с после погасания электрической дуги в месте короткого замыкания.
Рис. 6. Схема АПВ с пуском от несоответствия ключа управления и выключателя
Таблица 1
Время срабатывания выключателей.
Принципиальные схемы автоматического включения резервного трансформатора приведены на рис. 7. На схеме рис. 7, а один из двух трансформаторов является рабочим, другой — резервным. В нормальном режиме рабочего трансформатора оба выключателя В3 и В4 резервного трансформатора отключены. При аварийном отключении одного из выключателей рабочего трансформатора (выключатель В1 или В2) автоматически присоединяется к шинам высокого и низкого напряжения резервный трансформатор, и питание электроэнергией восстанавливается. По схеме на рис. 7, б резервный трансформатор является резервом для двух компрессорных цехов, расположенных на одной площадке КС. При отключении одного из двух рабочих трансформаторов — включаются одновременно выключатели В5 и В6 (или В5 и В7), резервируя напряжение соответственно на секции I или II.
Рис. 7. Принципиальные схемы АВР трансформаторов.
Принципиальная схема автоматического включения в работу резервной секции шин приведена на рис. 7, в. По этой схеме секции I и II питаются электроэнергией от собственных рабочих трансформаторов. При аварийном отключении одного из этих трансформаторов срабатывает выключатель В5 и подает напряжение на отключившуюся по напряжению секцию.
Применение этой схемы предусматривает дополнительную резервную мощность каждого из трансформаторов, способную обеспечить электроэнергией всю нагрузку обеих секций.
В приведенных принципиальных схемах с АВР все трансформаторы присоединены на общие шины, питающиеся электроэнергией от одного источника. При необходимости повышения надежности электроснабжения шины этих схем на стороне высшего напряжения секционируются выключателем, и каждая секция присоединяется к отдельному источнику напряжения 110, 35 или 10,6 кВ. Этим источником могут быть отдельные ВЛ или секции шин на ближайшей подстанции энергосистемы.
Схемы АВР трансформаторов выполняют в зависимости от местных условий. Наиболее распространены схемы, представленные на рис. 8 и 9.
Положение контактов на схемах показано для условий, когда выключатели В1 и В2 рабочего трансформатора включены, а выключатели В3 и В4 резервного трансформатора отключены, на шинах А, Б и В имеется нормальное напряжение. АВР по этим схемам приходит в действие как при срабатывании защиты трансформатора, условно показанной в виде реле Р3р, так и при срабатывании реле минимального напряжения ΡП1 и реле времени РВ при исчезновении напряжения на приемных шинах Б по любым причинам новой подачей питания на катушки включения его выключателей, и повторно трансформатор не включится.
Приведенные на рис. 8 и 9 схемы отличаются разным выполнением реле однократности включения (РОВ) выключателей резервного трансформатора со стороны АВР. В схеме на рис. 8 в качестве РОВ установлено реле типа РЭ с замедленным отпаданием якоря, обеспечивающее надежное питание катушек включения выключателей В3 и В4 резервного трансформатора. После отпадания якоря РОВ реле РН2 теряет питание и держит свои контакты разомкнутыми. Поэтому отключение резервного трансформатора, например релейной защитой, не будет сопровождаться
Рис. 8. Схема АВР трансформатора с применением реле однократного действия
Если бы роле РОВ отсутствовало и реле РН2 получало питание непосредственно через блок-контакт 3 выключателя В2, то при отключенном положении выключателей В1 и В2 рабочего трансформатора и последующем отключении по любым причинам выключателей В3, В4, резервного трансформатора цепи катушек включения скова были бы под током и выключатели В3 и В4 включались бы снова. Такое повторное включение могло бы повторяться много раз. При наличии же РОВ такого повторного включения не происходит.
В другой схеме (см. рис. 9) в качестве РОВ применено обычное промежуточное реле без замедления, но с двумя обмотками. Обмотка 1 этого реле через контакты реле РП1 включается последовательно с обмотками катушек отключения выключателей В1 и В2 рабочего трансформатора, а обмотка 2 включается последовательно с обмотками катушек включения выключателей В3 и В4 резервного трансформатора. Повторного включения резервного трансформатора не происходит, так как при включенном рабочем трансформаторе обмотка РОВ питание не получает, и последнее не срабатывает, его контакты остаются разомкнутыми. Поэтому при отключении резервного трансформатора катушки включения его выключателей В3, В4 остаются обесточенными.
Рис. 9. Схема АВР резервного трансформатора с двухобмоточным реле
В этой схеме нет надобности в замедлении РОВ, так как после его срабатывания якорь будет надежно самоудерживаться под влиянием появившегося тока включения катушки выключателей ВЗ и В4, протекающего в обмотке РОВ2 до окончания процесса включения этих выключателей.
Реле РН2 в схемах на рис. 8 и 9 применяется для контроля наличия напряжения на питающих шинах резервного трансформатора. Оно позволяет предотвратить действие АВР при отсутствии напряжения.
