Схемы тэц со сборными шинами генераторного напряжения

Видео:Как работает ТЭЦ Принцип работы тепловой электростанцииСкачать

Главные схемы электростанций и подстанций — Главные схемы ТЭЦ

Зміст статті

4. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ

Видео:Как работает ТЭЦ? Технология производтва энергииСкачать

4.1. Схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения

На ТЭЦ с генераторами 63 МВт потребители электроэнергии, расположенные на расстоянии 3—5 км, могут получать электроэнергию на генераторном напряжении. В этом случае на ТЭЦ сооружается ГРУ 6-10 кВ, как правило, с одной системой шин. Число и мощность генераторов, присоединенных к ГРУ, определяются на основании проекта электроснабжения потребителей и должны быть такими, чтобы при останове одного генератора оставшиеся полностью обеспечивали питание потребителей.
Связь с энергосистемой и выдача избыточной мощности осуществляются по линиям 110 и 220 кВ. Если предусматривается присоединение большого числа линий 110, 220 кВ, то при ТЭЦ сооружается РУ с двумя рабочими и обходной системами шин. 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 КЗ, 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.

Видео:ЭСиПСТ Лекция 6 - Собственные нуждыСкачать

4.2. Схемы блочных ТЭЦ

Рост единичной мощности турбогенераторов, применяемых на ТЭЦ (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем, в которых потребители 6—10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов. Более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 кВ. Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6—10 кВ. Как и всякая блочная схема, такие схемы дают 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. Трансформаторы связи должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжаются РПН.
На трансформаторах блоков также может быть предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче

Видео:Синхронизация генераторовСкачать

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

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.

Видео:Электротехника (ТОЭ). Лекция 9. Метод эквивалентного генератора | Решение задачСкачать

1 Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. Харак-ка энергетической и электрической сис-м. Потребители электроэнергии. Номинальный ряд напряжений

Главная > Документ

Рисунок 2. Схема КЭС (6*800) МВТ.

38. Главные схемы ТЭЦ: схемы ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения. Схемы блочных ТЭЦ.

На ТЭЦ предусматривается сооружение ГРУ (главное РУ на генераторном напряжении), к которому присоединяется линия 6-10 кВ для питания близкорасположенных потребителей. Более удалённые потребители могут получить питание по линиям 35-110 кВ. 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 нашей стране распространена схема ТЭЦ с 2-мя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения. На среднем напряжении 35 кВ осуществляется питание удалённых потребителей. Схема такой ТЭЦ представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 Схема ТЭЦ мощностью 180 (3*60 МВТ).

Читайте также: Списание автомобильных шин в бюджете

Генераторы Г1,Г2,Г3 работают на сборные шины 6, 10 кВ, которые связаны с шинами 35 кВ, 110 кВ, трансформаторами 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 может быть установлен ТГ мощностью 120 МВт и более. Такие генераторы к шинам генераторного напряжения не присоединяются, т.к. во-первых это резко увеличивает токи КЗ, а во-вторых номинальное напряжение этих генераторов 15,75 кВ и 18 кВ отличаются от напряжения распределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, работающие на шины 110-220 кВ. Рост единичной мощности ТГ, применяемых на ТЭЦ (120-250 МВт) привели к широкому распространению блочных схем. В схеме на рисунке 2 потребители 6, 10 кВ получают питание реактирующими отпайками от генераторов Г1, Г2, более удаленные потребители питаются через ПС глубокого ввода от шин 110 кВ.

Параллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6-10 кВ. Как всякая блочная схема, такая схема даёт экономию оборудования, а отсутствие громоздких ГРУ позволит ускорить монтаж электрочасти. Потребители комплексных РУ имеют 2 секции с АРВ на секции выключателя. Для генераторов для большей надёжности электроснабжения устанавливаются В1, В2. Трансформаторы связи Т1, Т2 д.б. рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжается РПН. На трансформаторных блоках В3, В4 м.б. устроены РПН позволяющие 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 СН. При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливаются ТГ5, ТГ6, соединённые в блоки ГТЛ. Линии 220 кВ присоединяются к ближайшей районной ПС; при недостаточной чувствительности районной ПС к повреждениям к Т5, Т6 предусматривают передачу телеотключающего импульса или устанавливают короткозамыкатели и отделители. Отключение Генераторов производится выключателями В3, В4. Связи между РУ 110, 220 кВ не предусмотрено, что значительно упрощает схему РУ 220 кВ. Это допустимо в том случае, если связь сетей 110-220 кВ осуществляется на ближайшей районной ПС.

39. ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПС. ДЕЛЕНИЕ ПО СПОСОБУ ПРИСОЕДИНЕНИЯ. ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ.

Главная схема электрических соединений ПС выбирается с учётом схем развивающихся электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района. По способу присоединения к сети все ПС можно разделить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая ПС- это ПС, получающая э/э от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная ПС- это ПС, присоединённая глухой отпайкой к одной или двум проходным линиям.

Проходная ПС- это ПС, которая включается в рассечку 1 или2 линий с двусторонним или односторонним питанием.

Узловая ПС- это ПС, к которой присоединено более 2-х линий питающей сети, приходящих от дух ил более электроустановок.

По способу различают потребительские и системные ПС.

На шинах системных ПС осуществляется связь резервов электростанции или отдельных энергосистем. Как правило это ПС напряжением 750-220 кВ.

Потребительские ПС предназначены для распределения э/э между потребителями. Схема ПС должна: обеспечить надёжность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и аварийном режиме работы, учитывать перспективу развития, допускать возможность постепенного расширения, учитывать требования противоаварийной автоматики, обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений. На ПС рекомендуется применение простейших схем с минимальным числом выключателей высокого напряжения.

Схемы тупиковых и ответвительных ПС.

Тупиковые и ответвительные ПС выполняются по упрощенным схемам без выключателей ВН. Однотрансформаторная ПС может присоединиться к питающей по схеме блок Т-Л с установкой короткозамыкателя и отделителя или передачей телеотключающего импульса на опорную ПС 35- 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами небольшой мощности (до 6300 кВА) могут иметь на стороне ВН только предохранитель и разъединитель в этом случае необходимо проверить селективность работы предохранителей и релейной защиты линии.

Двухтрансформаторные ПС соединяются автоматической или неавтоматической перемычкой на стороне ВН. В автоматической перемычке рис 2а установлен отделитель и разъединитель двустороннего действия. Р3 нормально включен, а ОД3 отключен, т.к. режим работы 2-х линий на 1 трансформатор через включенную перемычку не допустим. При повреждении одной из параллельных линий релейная защита отключает обе линии. Аварийное отключение линии происходит гораздо чаще, чем трансформаторов. В этом случае и используется перемычка. Так при устойчивом КЗ на линии Л1 отключается В1 на питающем конце, защитой минимального напряжения отключается В3, а затем отделитель ОД1. Для восстановления в работе Т1 автоматически включатся ОД3 в перемычке, а затемВ3. Т.о. на ПС будут работать оба трансформатора и одно из ответвлений к транзитной линии Л2. Если при включенной перемычке произойдет КЗ в Т1, то отключится В3, короткозамыкательКЗ1, отключится В2. В бестоковую паузу отключится ОД3, затем сработает АПВ и линия Л2 останется в работе, следовательно останется в работе Т2. Как видно из описания различных режимов работы схемы автоматические переключения возможны только при чётком согласовании работы всех элементов, например нельзя включать ОД3, если не отключен ОД1и ОД2. ОД1 и ОД2 можно отключать лишь после надёжного отключения В3 или В4 и при отсутствии напряжения на линиях Л1 и Л2. если включен КЗ1 или КЗ2 включать ОДЗ нельзя. Соблюдение всех этих условий достигается специальными блокировками. Возможно применение схемы с ремонтной перемычкой из 2-х разъединителей Р3, Р4, один из которых в нормальном режиме отключен рис2б. При повреждении на Л1 отключается В1, возобновляется действие АРВ на стороне 6-10 кВ, отключается ВС, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала ПС или оперативной выездной бригадой отключается Р1, включается перемычка Р3, Р4 и Т1 ставится под нагрузку включением В3, с последующим отключением ВС. В этой схеме возможно питание Т1 от Л2 при ремонте Л1. Для увеличения работы таких ПС отделители и короткозамыкатели открытого исполнения заменяют отдельными выключателями с элегазом.

Если ПС включена в рассечку линий с двусторонним питанием, то в цепях трансформаторов устанавливаются отделители, а в перемычке выключатели.

В нормальном режиме Выключатель В1 включен. Ремонтная перемычка разомкнута Р3 или Р4. При повреждении Т1 включится К1, отключится В1, а затем В2 на опорной ПС В. Если АПВ линии оказалось неуспешным отключится В5 и действием АПВ будет включен выключатель ВС. Т.о. электроснабжение потребителей не нарушится. При необходимости ревизии выключателя В1, включается перемычка Р3, Р4, через которую осуществляется переток мощности. Значительная экономия средств может быть достигнута внедрением в схему выключателей нагрузки 140/220 кВ. Выключатель нагрузки на одно, два или три направления ВНЭ1, ВНЭ2, ВНЭ3 позволяет создать схему автоматического секционирования сети на ПС1 (рис4). Здесь установлены 3 выключателя нагрузки на одно напряжение каждый. На ПС2 1 выключатель нагрузка на 3 направления и один на два направления. ПС можно оборудовать одним ВН на 3 направления, что еще больше упростит её конструкцию и снизит капитальные затраты. Линия между опорными ПС аи б разделена на 3 участка; при повреждении на Л2 отключаются В1, В2. Автоматически отключаются ВН2 и ВН4. В сторону Л2 автоматически включается В1, В2. Для двухтрансформаторных ПС, присоединённых к двуцепным линиям, секционирование линий с помощью выключателей нагрузки также целесообразно. Освоение выпуска таких выключателей позволит широко применить секционирование сетей, автоматизировать работу сетевых ПС, увеличить надежность электроснабжения. На проходных ПС также возможно применение схем мостика с выключателями. В сетях 220-330 кВ применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надёжность и оперативную гибкость. Трансформаторы или АТ присоединяются через отделители ОД в вершинах четырехугольника (рис.5). АТ1 соединен в блок с Л1, АТ2- в блок с Л4. Л1, Л4- радиальные, Л2, Л3- транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом. Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220-330 кВ после отключения поврежденной линии.

Читайте также: Устройство автоматической накачки шин aird pro 10

На шинах 330-750 кВ узловых ПС осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь 2-х систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило в этом случае применяют схему с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 В на цепь, схемы шины-трансформатор.

На рис.6 показана схема мощной узловой ПС. На стороне 330-500 кВ применена схема шины-АТ. В цепи каждой линии 2 выключателя. АТ присоединяются к шине без выключателя. Устанавливаются Р с дистанционным приводом или отделителем; при повреждении АТ1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1 СШ.

Работа линий 330-500 кВ не нарушается. После отключения АТ1 со всех сторон отключается дистанционный разъединитель Р1.

Параллельная схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1-й СШ. В зависимости от числа линий 330-500 кВ возможно применение кольцевых схем или схемы 3/2 В на цепь. На стороне СН 110-220 кВ мощных ПС применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин. При выбор схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ; для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным напряжением короткого замыкания, трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, устанавливают сдвоенные реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рисунке6 на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронный компенсатор с пусковым реактором присоединены непосредственно к выводам ВН АТ. Присоединение мощных синхронных компенсаторов к Ш 6-10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.

При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности.

Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, а поэтому вся пошлость выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор — трансформатор.

Увеличение установленной -мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. РУ высокого напряжения Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадра­тов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь.

Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэто­му агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматри­вать установку выключателей на генераторном напряжении.

ГЭС, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий.

Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки.

В цепях генераторов устанавливают выключатели или выключатели на­грузки в следующих случаях:

К схемам ГЭС на повышенных напряжениях предъявляются практиче­ски такие же требования, как и к схемам КЭС.

б) Схемы электрических соединений ГЭС

Для мощных ГЭС характерно применение укрупненных энергоблоков (рис. 5.25), позволяющих уменьшить количество повышающих трансфор маторов и число линий связи с ОРУ ВН. Конструкция самого ОРУ ВН также упрощается за счет меньшего числа присоединений.

Выключатели Ql , Q 2 используются для включения и отключения гене­ратора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном генерато­ре отключается весь энергоблок.

На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществляется с помощью автотрансформаторов.

В приведенной схеме ГЭС (рис. 5.25) ОРУ 500 кВ выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями QB 1 и QB 2. В отно­шении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обла­дает такой же гибкостью, как и кольцевая. Отключение линии производит­ся двумя выключателями, отключение энергоблока — тремя. После отделе­ния повредившегося энергоблока разъединителем схему можно восстано­вить, включив отключившиеся выключатели.

Несколько снижается надежность схемы при совпадении повреждения одного энергоблока, например первого, и отказа в работе выключателя QB 1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий энергоблок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося энергоблока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключате­лей на восемь присоединений.

ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генератор — трансформа­тор—линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами 500 и 220 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узловой под­станции энергосистемы.

Если шины ВН ГЭС являются узловыми точками энергосистемы и через них осуществляется переток мощности, то необходима установка автотрансформаторов связи, схема присоединения которых такая же, как и на КЭС.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы’

ОРУ 220 кВ выполнено по блочной схеме генератор — трансформа­тор—линия с уравнительной системой шин. Связь между шинами 500 и 220 кВ на ГЭС отсутствует. Такая связь осуществляется на узловой под­станции энергосистемы.

Если шины ВН ГЭС являются узловыми точками энергосистемы и через них осуществляется переток мощности, то необходима установка автотрансформаторов связи, схема присоединения которых такая же, как и на КЭС.

Для ГЭС могут применяться различные схемы; выбор тех или иных «з них определяется конкретными условиями: числом энергоблоков, линий режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы’

41. Технологический процесс производства э/э в ТЭЦ

Тепло­электроцентрали предназначены для цен­трализованного снабжения промышлен­ных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций ис­пользованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водо­снабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная эконо­мия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распростра­нение в районах и городах с большим потреблением тепла.

Читайте также: 2114 сигнализация с can шиной или без

Радиус действия мощных городских ТЭЦ — снабжения горячей водой для отопления — не превышает 10 км. Пар для произ­водственных процессов при давлении 0,8—1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2 — 3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300 — 500 МВт. Лишь в самых больших го­родах (Москве, Ленинграде) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000-1500 МВт.

Установленную мощность ТЭЦ и типы турбоагрегатов выбирают в соответствии с потребностями в тепле и пара­метрами пара, используемого в произ­водственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили тур­бины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (рис. 1). Регулируемые отборы поз­воляют независимо регулировать в из­вестных пределах отпуск тепла и вы­работку электроэнергии. При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденса­торы. При большом и постоянном пот­реблении пара в технологических процес­сах применяют также турбины с проти­водавлением без конденсаторов.

Рис. 1 Принципиальная схема теплофика­ционного агрегата:

1 — парогенератор; 2 — пароперегреватель;

3 — ступень высокого давления турбины; 4 — сту­пень низкого давления; 5 — генератор; 6 — отбор па­ра для производства; 7 — отбор пара для отопления; 8 — бойлер; 9 — конденсатор; 10 — конденсатный на­сос; 11 —подогреватель низкого давления; 12 — деаэратор; 13 — насос питания парогенератора; 14 — подогреватель высокого давления

В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например ле­том, а также зимой при температуре воз­духа выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответст­вующая потреблению тепла, уменьшает­ся. Если энергосистема нуждается в элект­рической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увели­чивается поступление пара в части ‘низ­кого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электро­энергии теплофикационными станциями «на тепловом потреблении» возможна только при совместной работе с мощ­ными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла. В отечест­венных энергосистемах на долю ТЭЦ приходится около 40% всей вырабаты­ваемой энергии. Приблизительно поло­вина этой энергии вырабатывается «на тепловом потреблении» и половина — с пропуском пара в ступени низкого давле­ния и конденсаторы.

Большинство ТЭЦ используют при­родный газ, транспортируемый по газо­проводам.

42. Технологический процесс производства э/э в КЭС

Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по техническим и экономическим соображениям выпол­няют из ряда автономных частей -блоков. Каждый блок (рис. 1.3) состоит из парогенератора, турбины, электриче­ского генератора и повышающего транс­форматора, мощность которого соот­ветствует мощности генератора. Попе­речные связи между блоками в тепло­механической части в виде паропро­водов и водопроводов отсутствуют. При промежуточном перегреве пара они чрезвычайно усложнили бы всю систему коммуникаций и систему регулирования турбин; надежность станции снизилась бы. Поперечные связи между блоками в электрической части в виде сборных шин генераторного напряжения также не нужны, поскольку выдача мощности столь крупных агрегатов в сеть при первичном напряжении генераторов 20 — 30 кВ практически невозможна; токи короткого замыкания были бы чрезмерно велики. Трансформация напряжения гене­ратора до 110 — 750 кВ и выше является в рассматриваемых условиях единствен­но приемлемым решением. Отдельные

блоки связаны между собой только на сборных шинах высшего или среднего напряжения, откуда мощность станции поступает в сеть системы.

Конденсационные электростанции со­оружают обычно вблизи мест добычи топлива, транспортировка которого на значительные расстояния экономически нецелесообразна. Вырабатываемая элек­троэнергия передается к местам потреб­ления по линиям электропередачи. Од­нако использование местного топлива не является обязательным признаком конденсационной станции. Коэффициент полезного действия КЭС с учетом рас­хода энергии на собственные нужды не превышает 0,32 — 0,40.

Конденсационные электростанции не­достаточно маневренны. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки блока требуют зна­чительного времени — от 3 до 6 ч. Поэ­тому для турбоагрегатов КЭС пред­почтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, из­меняющейся в пределах от технического минимума, определяемого видом топ­лива и конструкцией агрегата, до номи­нальной мощности.

Рис. 1.3. Принципиальная схема блока КЭС:

1 — парогенератор; 2 — пароперегреватель;

3 — часть высокого давления турбины; 4 — часть низкого давления турбины; 5 — промежуточный па­роперегреватель; 6 — конденсатор; 7 — конденсат-ный насос; 8 — насос питания парогенератора; 9 — генератор; 10 — повышающий трансформатор; // — выключатель блока; 12 — сборные шины стан­ции; 13 — трансформатор собственных нужд

43. Технологический процесс производства э/э в АЭС

Атомные электрические станции — это тепловые станции, использующие энер­гию ядерных реакций. В качестве ядер­ного горючего используют обычно изо­топ урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%. Основная масса урана — изотоп U-238 (99,28 % всей массы) при захвате нейтро­нов превращается во вторичное горю­чее — плутоний Ри-239. Возможно также использование тория, который при зах­вате нейтронов превращается в делящий­ся изотоп урана U-233. Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядер­ное топливо используют обычно в твер­дом виде. Его заключают в предохрани­тельную оболочку. Такого рода тепловы­деляющие элементы называют твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах ак­тивной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый ра­бочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоноси­телем является вода, которую подвер­гают тщательной очистке в неоргани­ческих фильтрах. Реакторы с водяным теплоносите­лем могут работать в водном или паро­вом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

При делении ядер урана или плутония образуются быстрые нейтроны, энергия которых велика. В природном или слабо­обогащенном уране, где содержание U-235 невелико, цепная реакция на быст­рых нейтронах не развивается. Поэтому быстрые нейтроны замедляют до тепло­вых (медленных) нейтронов. В качестве замедлителей используют вещества, которые содержат элементы с малой атомной массой, обладающие низкой поглощающей способностью по отноше­нию к нейтронам. Основными замедлителями являются вода, тяжелая вода, графит.В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако пер­спективным направлением является ис­пользование реакторов на быстрых нейтронах с расширенным воспроизвод­ством ядерного горючего — плутония; таким образом может быть использо­вана большая часть U-238.

На атомных станциях Советского Союза используют ядерные реакторы следующих основных типов:

РБМК (реактор большой мощности, канальный) — реактор на тепловых ней­тронах, водо-графитовый;

ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) — реактор на тепловых нейтро­нах, корпусного типа;

Единичная мощность ядерных энер­гоблоков достигла 1500 МВт. В настоя­щее время считается, что единичная мощ­ность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображения­ми, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами.

Действующие в настоящее время АЭС по технологическим требованиям рабо­тают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с про­должительностью использования уста­новленной мощности 6500 — 7000 ч/год.

• Свежие записи
  • Нужно ли менять пружины при замене амортизаторов
  • Скрипят амортизаторы на машине что делать
  • Из чего состоит стойка амортизатора передняя
  • Чем стянуть пружину амортизатора без стяжек
  • Для чего нужны амортизаторы в автомобиле

  🎬 Видео

  Реактивная мощность за 5 минут простыми словами. Четкий #энерголикбезСкачать

  

  ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. Вид Грубейшего Нарушения ТРЕБОВАНИЙ ТБ при работе на СТАНКАХ.Скачать

  

  Как электростанции синхронизируются в энергосистеме? #энерголикбезСкачать

  

  судовой генератор и регулятор напряжения часть 1Скачать

  

  ЭСиПСТ Лекция 8 - Структурные схемы электрических станцийСкачать

  

  Вагнеровцы после обороны Бахмута #shortsСкачать

  

  Простая схема многофункционального генератора ...Скачать

  

  Лапидус А.А. Схемы подстанцийСкачать

  

  Генераторы электростанцийСкачать

  

  Принципиальные тепловые схемы ТЭССкачать

  

  Схемы соединения обмоток трехфазного генератораСкачать

  

  Схема работы тепловой электростанцииСкачать

  

  Лапидус А.А. Схема распределительных устройств (РУ): 1СШСкачать

  

  Как работает гидроэлектростанцияСкачать

  

  Как работает ТЭЦ?Скачать