В статье рассмотрены вопросы проектирования электрической части малых ГЭС в Республике Узбекистан. Приведены основные факторы, влияющие на выбор принципиальных решений при проектировании электрической части ГЭС. Указаны основные положения, принимаемые при разработке главных схем электрических соединений ГЭС, схем собственных нужд переменного и постоянного тока. Рассмотрены схемы ГЭС, рекомендованные к первоочередному строительству.
Ключевые слова: малая гидроэнергетика, проектирование гидроэлектростанций, главная схема электрических соединений, собственные нужды ГЭС, компоновочные решения
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию их параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на рынке ее сбыта.
В Республике Узбекистан (РУз) головной организацией в области проектирования и изысканий по комплексным гидроузлам с гидроэлектростанциями является АО «Гидропроект».
По разработанным институтом проектам в РУз, республиках Центральной Азии и других государствах построено и успешно эксплуатируется более 70 гидроэлектростанций общей установленной мощностью 8,5 млн. кВт, которые ежегодно вырабатывают около 30 млрд. кВт.час электрической энергии.
На сегодняшний день специалистами института АО «Гидропроект» ведутся работы по разработке проектов строительства новых, модернизации существующих ГЭС согласно «Программе развития гидроэнергетики Узбекистана на 2016–2020 годы», утверждённой Кабинетом Министров РУз [1].
В число уже рассмотренных объектов входят ряд вновь сооружаемых ГЭС, представленных в таблице 1. Рассмотрение данных объектов проводилось исходя из режимов работы ГЭС, условий надежной эксплуатации. Главные схемы электрических соединений разрабатывались на основании технико-экономических расчетов с учетом режимов работы ГЭС, затрат на оборудование генераторного и повышенного напряжения и условий эксплуатации.
Таблица 1
Вновь сооружаемые ГЭС вРУз
|
Наименование ГЭС |
Проектная мощность [МВт] |
Среднегодовая выработка ЭЭ [млн.КВт.ч] |
Трансформатор [количество xмощность, кВА] |
Напряжение выдачи мощности [кВ] |
Схема на стороне повышенного напряжения |
|
ГЭС Камолот на Чирчик-Бозсуйском тракте |
8 |
35,4 |
2х 6300 |
35 |
Одна секционированная система шин |
|
Нанайская ГЭС на р. Аксарай |
2 |
10 |
1х 2500 |
35 |
Блок трансформатор –выключатель — линия |
|
Малая ГЭС при Тюябугузком водохранилище |
12,5 |
41,8 |
1х 16000 |
35 |
Блок трансформатор –выключатель — линия |
|
Камчикская малая ГЭС на р. Ахангаран |
26,4 |
86,4 |
2х 16000+ 2х 4000 |
35 |
Одна секционированная система шин |
|
Шаударская малая ГЭС на канале Даргом |
7,2 |
37,6 |
1х 10000 |
110 |
Блок трансформатор –выключатель — линия |
Составление главной схемы гидроэлектростанций осуществляется согласно общим требованиям к электроустановкам. Она определяет основное электрическое оборудование и эксплуатационные свойства электроустановки. Требования к выполнению схем сформулированы в нормах технологического проектирования (НТП), в правилах устройств электроустановок (ПУЭ), в правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), в правилах техники безопасности при эксплуатации электроустановок (ПТБ), в ГОСТах и другой нормативной литературе, которые сводятся к тому, чтобы обеспечить:
‒ соответствие электрической схемы условиям работы ГЭС в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также соответствие технологической схеме;
‒ ремонтопригодность, в том числе простоту и наглядность схемы;
‒ минимальный объём переключений, связанных с изменением режима; доступность для профилактики без нарушения режима электроустановки;
‒ приспособленность к вводу в эксплуатацию мощностей (агрегатов) очередями;
‒ обязательность максимальной автоматизации в экономически целесообразном объёме;
‒ высокую степень надёжности выдачи мощности.
Для выбора электротехнического оборудования выполняется расчет токов короткого замыкания (КЗ), в объеме, необходимом для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость. Компоновочные решения ГЭС обычно принимаются в соответствии с главной схемой электрических соединений. Как правило, на станциях к установке принимаются трёхфазные трансформаторы, экономические показатели которых выше показателей групп из однофазных трансформаторов при одинаковой надёжности. Повышающие трансформаторы на станциях располагаются на открытом воздухе, непосредственно у зданий станций или на территории открытых распределительных устройств. Распределительные устройства повышенного напряжения проектируются открытыми с применением комплектных блоков, производимыми местными заводами, в максимальном приближении к зданию станции с учетом направления подхода коридора линий электропередачи [2].
Схемы собственных нужд станций разрабатываются при конкретном проектировании исходя из условия надежной и безотказной работы ГЭС с учетом параметров оборудования собственных нужд, главной схемы электрических соединений ГЭС, возможности получения резервного питания от независимых источников. Схема собственных нужд обычно проектируется одноступенчатой на напряжении 0,4 кВ. Электроснабжение потребителей собственных нужд ГЭС предусматривается, как правило, от двух независимых источников питания. В качестве источников питания собственных нужд для ГЭС малой и средней мощности используются сухие трансформаторы, питающиеся от разных секций сборных шин генераторного напряжения или линий, блочные комплектные трансформаторные подстанции, расположенные в непосредственной близости от станций источника напряжения 0,4 кВ, и фидерными панелями, составляющими главный щит (рис.1).
При отсутствии резервирования питания системы собственных нужд от местных сетей, резерв предусматривается на напряжении 0.4 кВ от дизель-генераторной установки (ДГУ) [2]. Выбор мощности трансформаторов СН ГЭС выполняется из условий суммарного получасового максимума нагрузки. При маловероятном полном пропадании переменного тока и для обеспечения высокой степени надежности и обеспечения бесперебойного питания ответственных потребителей во возможных случаях аварий оборудования предусматривается система собственных нужд постоянного тока. Система собственных нужд постоянного тока включает в себя аккумуляторную батарею, подключающуюся к щиту постоянного тока, а так же зарядно-подзарядное устройство.
Для обеспечения надежности питания и улучшения условий эксплуатации щит постоянного тока выполняется двухсекционным. Аккумуляторная батарея подключается к обеим секциям шин. К каждой секций щита подключено по одному зарядно-подзарядному устройству (рис.2).
Рис. 1. Пример выполнения принципиальной схемы щита собственных нужд переменного тока
Рис. 2. Пример выполнения принципиальной схемы щита собственных нужд постоянного тока
Расчет аккумуляторной батареи выполняется по нагрузке аварийного получасового разряда и проверяется по уровню напряжения на шинах постоянного тока при совпадении суммарной толчковой нагрузки и длительной нагрузки в конце аварийного получасового разряда. Вторичное распределение постоянного тока группируется по функциональным требованиям. Распределительные пункты выполняются на базе современных автоматических выключателей, снабженными вспомогательными блок-контактами и местной световой индикацией.
Согласно проектным проработкам на всех вновь сооружаемых, модернизируемых гидроэлектростанциях предусматривается осуществление автоматизированных систем управления технологическими процессами и электрических защит на базе современной микропроцессорной техники. Защиты генераторов, шинных трансформаторов напряжения, трансформаторов собственных нужд выполняются на микропроцессорной технике с помощью терминалов, встраиваемых в шкафы КРУ генераторного напряжения. Терминал обеспечивает защиту присоединения и осуществляет управление генераторным выключателем (включение, отключение, фиксацию положения выключателя и блокировку от многократных включений) [2].
Рис. 3. Увеличение установленной мощности ГЭС до 2020 гг.
Рис. 4. Распределение вводимых мощностей ГЭС в энергосистеме Узбекистана до 2020 гг.
Авторами рассмотрено соответствие требованиям проектирования ГЭС, сформированных на основе многолетней практики и опыта эксплуатации действующих малых и средних ГЭС. Строительство новых и модернизация существующих ГЭС даст возможность выдачи в систему дополнительно 292,8 МВт мощности (рис.3). В том числе основной объем вводимых мощностей (рис.4) приходиться на Ташкентскую область (Центральную часть-80,94 МВт) и Сурхандарьинскую области (Южная часть-168МВт).
Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод, что главной задачей при проектировании электрической части ГЭС является определение параметров основных элементов электрической схемы гидроэлектростанций. Сюда входит определение параметров необходимых для выбора основного оборудования станции, выбор схем организации распределительных устройств, расчет параметров необходимых для выбора вспомогательного и измерительного оборудования, разработка систем собственных нужд постоянного и переменного тока.
При этом следует учитывать, что проектная документация всегда разрабатывается в соответствии с существующими нормами, правилами, другими директивными и руководящими указаниями в этой области, а параметры и количество электротехнического оборудования, устанавливаемого на ГЭС, определяются при конкретном проектировании.
Литература:
- Постановление Кабинета Министров № 331 от 16 ноября 2015 года «О программе развития гидроэнергетики Узбекистана на 2016–2020 годы».
- Правила устройства электроустановок (ПУЭ)/Инспекция «Узгосэнергонадзор». Под общей редакцией А. Д. Ниматуллаева, Б. Т. Ташпулатова, А. И. Усманова. — Ташкент. 2011.
