2.2 Разработка вариантов структурных схем кэс. Кэс схема

2.2 Разработка вариантов структурных схем кэс

2.2.1. Основные положение по разработке структурных схем

Структурная схема ГРЭС зависит от единичной и суммарной мощности агрегатов и от соотношения суммарной генераторной мощности и минимальной мощности местной нагрузки. При наличии нагрузки структурная схема выполняется с автотрансформаторами связи.Рис. 2.4. Структурная схема КЭС (1 вариант).

Рис. 2.5. Структурная схема КЭС (2 вариант).

Рис. 2.6. Структурная схема КЭС (3вариант).

Рис.2.7. Структурная схема КЭС (4 вариант).

Рис. 2.8. Структурная схема КЭС (5 вариант).

Рис. 2.9. Структурная схема КЭС (6 вариант).

Рис. 2.10. Структурная схема КЭС (7 вариант).

Рис. 2.11. Структурная схема КЭС (8 вариант).

Рис. 2.12. Структурная схема КЭС (9 вариант).

Рис. 2.13. Структурная схема КЭС (10 вариант).

2.2.2. Характеристика вариантов структурной схемы.

Разработаны 10 вариантов схем. Во всех вариантах принята блочная схема подключения генераторов к сборным шинам высокого и среднего напряжения: генератор- повышающий трансформатор. во всех вариантах связь между РУ высокого и среднего напряжения выполнена 2-мя автотрансформаторными связи.

Распределение блоков по шинам высокого напряжения следующая :

В 1 варианте к шинам высокого напряжения подключены 4 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 4 блока отходящих линий 6.

Во 2 варианте к шинам высокого напряжения подключены 5 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 блока отходящих линий 6.

В 3 варианте к шинам высокого напряжения подключены 6 блоков отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 блока отходящих линий 3. Дефицит мощности что приводит к значительному перетоку мощности и необходимости выбора мощных АТС.

В 4 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 5 блока отходящих линий 6.На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 5 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 6 блока отходящих линий 9.

В 6 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. На шинах среднего напряжения значительный избыток мощности.

В 7 варианте к шинам высокого напряжения подключен 1 укрупненный блок отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 3 укрупненных блока отходящих линий 9.Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 8 варианте к шинам высокого напряжения подключены 3 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 1 укрупненный блок отходящих линий 1. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 9 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных и 2 блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

В 10 варианте к шинам высокого напряжения подключены 2 блока и 2 укрупненных блока отходящих линий 2, к шинам среднего напряжения 2 укрупненных блока отходящих линий 6. Применение укрупненных блоков снижает стоимость силовых трансформаторах и их количество, и упрощает схему РУ, но такая структурная схема целесообразна при большом количестве блоков (10-12).

studfiles.net

Схемы электрических соединений КЭС и АЭС

а) Требования к схемам мощных тепловых электростанций:

Мощность генераторов, установленных на тепловых электростанциях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации блоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт. Установленная мощность современных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шинах таких электростанций осуществляется связь между несколькими электростанциями, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответственную роль в энергосистеме. К схеме электрических соединений КЭС помимо общих требовании, рассмотренных в § 3.1, предъявляются и другие специфические требования:

1. Главная схема должна выбираться на основании утвержденного проекта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряжениях, схема сетей и число отходящих линий, допустимые токи к. з. на повышенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секционирования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи.

2. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и секционного, не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении повреждения или отказа одного выключателя с ремонтом другого также допускается потеря двух блоков.

3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, т. е. к отключению более одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей.

4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.

5. Отключение линий электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков, трансформаторов собственных нужд не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения.

6. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможным без отключения присоединения.

7. Схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов к. з.

8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя.

Все перечисленные требования в равной степени относятся к современным атомным электростанциям, на которых устанавливаются мощные блоки по 500 и 1000 МВт.

Окончательный выбор схемы зависит от ее надежности, что может быть оценено математическим методом по удельной повреждаемости элементов. Главная схема должна удовлетворять режимным требованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.

б) Схемы блоков генератор – трансформатор и генератор – трансформатор – линия:

Схемы выдачи электроэнергии КЭС и АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. Рассмотрим более подробно схемы блоков генератор — трансформатор (рис. 6.5.).

В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (рис. 6.5, а). Включение и отключение блока в нормальном и аварийном режимах производится выключателем В1 со стороны повышенного напряжения. Такой блок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору с. н. выполняются на современных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность работы, практически, исключая междуфазные к. з. в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повышающим трансформатором, а также на ответвлении к трансформатору с. н. не предусматривается. Отсутствие выключателя на ответвлении к с. н. приводит к необходимости отключения всего блока при повреждении в трансформаторе с. н. (отключаются В1, выключатели со стороны 6 кВ трансформатора с. н. и АГП генератора).

Рис. 6.5. Схемы блоков генератор – трансформатор:

а, д – блоки с двухобмоточными трансформаторами; б – блок с автотрансформатором;

в – объединенный блок; г – блок с генератором 1200 МВт.

При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типовая для блоков мощностью 160 МВт и более.

На рис. 6.5. б показана схема блока генератора с автотрансформатором. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС или АЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель ВЗ, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повреждении на шинах напряжением 110 - 220 кВ или 500 - 750 кВ отключится В2 или В1 соответственно, а блок останется работать на шины напряжением 500 - 750 или 110 - 220 кВ. Разъединители между выключателями В1, В2, ВЗ и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансформатора.

В некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330 - 750 кВ применяется объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель В1 (рис. 6.5.\, в). Выключатели В2, ВЗ необходимы для включения генераторов на параллельную работу и обеспечивают большую надежность, так как при повреждении в одном из генераторов второй генератор сохраняется в работе.

Следует отметить, что наличие генераторных выключателей позволяет осуществить пуск генератора без использования пускорезервного трансформатора с. н. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с. н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с. н. После всех операций по пуску генератор синхронизируется и включается выключателем В2 (ВЗ).

Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генераторном напряжении могут устанавливаться элегазовые выключатели нагрузки. В этом случае повреждение в любом из блоков приводит к отключению выключателя В1. После отделения поврежденного блока исправный блок включается в работу.

Применение объединенных блоков допустимо в мощных энергосистемах, имеющих достаточный резерв и пропускную способность межсистемных связей, в случае компоновочных затруднений (ограниченная площадь для сооружения РУ напряжением 500 - 750 кВ), а также в целях экономии выключателей, воздушных и кабельных связей между трансформаторами и РУ повышенного напряжения.

Объединенные блоки находят применение на АЭС, когда на один реактор устанавливается два турбогенератора.

Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора (шестифазная система), соединяются в блок с повышающим трансформатором с двумя обмотками НН: одной, соединенной в треугольник, а другой - в звезду для компенсации сдвига в 30° между двумя обмотками статора (рис. 6.5, г).

В ряде случаев применяются блоки с генераторным выключателем (рис. 6.5, д). Отключение и включение генератора осуществляется выключателем В (или выключателем нагрузки ВН), при этом не затрагивается схема на стороне ВН, что особенно важно для кольцевых схем или схем с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Такие схемы применяются для блоков, которые участвуют в регулировании графика нагрузки энергосистемы, а также в схемах генератор – трансформатор - линия (ГТЛ) без выключателей между трансформатором и линией ВН.

Схемы ГТЛ применяются, если число линий равно числу блочных трансформаторов. Линии ВН присоединяются к ближайшей районной подстанции, распределительное устройство ВН на электростанции в этом случае не сооружается. Указанные схемы имеют существенный недостаток — при повреждении линии блок отключается на все время ремонта линии. Для устранения этого недостатка применяются схемы ГТЛ с уравнительной системой шин.

На рис. 6.6. показана схема ГТЛ для четырех блоков и четырех линий с уравнительной системой шин, секционированной на две части. Ответвления от блоков к уравнительной системе шин выполнены непосредственно за повышающими трансформаторами и снабжены выключателями В2, В4 и т. д.

В нормальном режиме все выключатели включены, шунтирующие разъединители ШР отключены. При к. з. на линии Л1 отключается выключатель В1, блок остается в работе через В2 на уравнительную СШ. При аварии в блоке отключаются В1 и В2, т. е. выйдет из работы неповрежденная линия. При плановом отключении блока предварительно включается ШР, а затем отключаются В1 и В2, при этом линия продолжает получать питание от уравнительной СШ.

Рис. 6.5. Схема блоков генератор – трансформатор – линия

infopedia.su

38 Принципиальная схема кэс.

Принципиальная технологическая схема КЭС:

1 — склад топлива и система топливоподачи; 2 — система топливоприготовления; 3 — котел; 4 — турбина; 5 - конденсатор; 6 - циркуляционный насос; 7 - конденсатный насос; 8 - питательный насос; 9 - горелки котла; 10 - вентилятор; 11 - дымосос; 12 - воздухоподогреватель; 13 — водяной экономайзер; 14 - подогреватель низкого давления;

15 — деаэратор; 16 — подогреватель высокого давления

Выработанный пар в котле через пароперегреватель поступает в паровую турбину. После ЦВД пар направляется в промежуточный пароперегреватель, где он повторно нагревается и затем пар направляется в конденсатор, охлаждаемый водой, называемой циркуляционной или охлаждающей. В конденсаторе пар превращается в конденсат.

Конденсатными насосами подается на фильра, где происходит его очистка от суспендированных и ионизированных загрязнений.

После фильтрования конденсат направляется через насосы в деаэратор, куда поступает также конденсат греющего пара подогревателя низк давления. Для дегазации воды (т.е. для освобождения воды от растворенных газов ) .в деаэратор из турбины поступает пар. Выходящая из деаэратора пароводяная смесь называется питательной водой.

Питательная вода из деаэратора поступает в насосы, последние, через ПодогреватВысДавл, направляют её в кател, где и замыкается контур энергоблока.

39.Оборудование тэс (насосы, подогреватели, арматура,трубопроводы)

Насос – гидравлич. машина, преобраз подводим к ней механич энергию, в гидравлич энергию перекачиваемой жидкости.

Подогреватели высокого давления (ПВД) служат для подогрева питательной воды высокого давления после деаэратора перед подачей ее в котел. Подогрев питательной воды осуществляется паром, отбираемым из отборов турбины.

По конструктивному исполнению подогреватели высокого давления разделяются на три типа:

спирально-коллекторного типа;
камерного типа;
ширмового типа.

Подогреватели низкого давления применяются, в паротурбинной установке, для подогрева основного конденсата, поступающего из главного конденсатора, перед подачей его в деаэратор турбоустановки. Подогрев основного конденсата осуществляется паром, поступающим из отборов турбины. Отбираемый из турбины пар конденсируется на трубах подогревателей, отдавая теплоту перегрева и теплоту парообразования протекающему в трубах основному конденсату. Выигрыш в экономичности теплового цикла повышается с увеличением числа ступеней подогрева.

Трубопроводная арматура — устройство, устанавливаемое на трубопроводах, агрегатах, сосудах и предназначенное для управления потоками рабочих сред путём изменения площади проходного сечения. По назначению условно разделяется на следующие виды:

-Запорная арматура — вид трубопроводной арматуры, предназначенный для перекрытия потока среды

-Регулирующая арматура — вид трубопроводной арматуры, предназначенный для регулирования параметров рабочей среды.

-Предохранительная арматура —трубопроводная арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.

-Защитная арматура — вид трубопроводной арматуры, предназначенный для защиты технологических систем и различного оборудования от возникновения или последствий аварийных ситуаций.

Трубопрово́д — искусственное сооружение, предназначенное для транспортировки газообразных и жидких веществ, а также твёрдого топлива и иных твёрдых веществ в виде раствора под воздействием разницы давлений в поперечных сечениях трубы. Трубопроводы могут защищаться от разрушения из-за превышения давления предохранительными клапанами. С целью защиты от коррозии могут быть покрыты эмалями.

40 АЭС + и –

На АЭС тепловая энергия, необходимая для производства пара, выделяется при делении ядер атома вва, кот наз-ся горючим. В основе служит уран-238 или 235.

Реактор водо-водяной представляет собой металлический корпус с размещенными в нем кассетами. Каждая кассета состоит из металлич кожуха с СОБР-ми в нем стержнями. Стержни сост из тонкой цирконоврй оболочки, заполненной ураном. Стержни явл тепловыделяющими элементами (твелы). Через корпус реактора, т.е через кассеты твелов насосами прогоняется теплоноситель, кот напр-ся за счет теплоты, выделяющейся в рез делений ядерного топлива.

Ядра атома уран-235 самопроизвольно делятся, осколки деления разлетаются с огромной скоростью 2*104 км/с. За счет преобразования кинетич энергии этих частиц в тепловую в твелах выделяется огромное кол-во теплоты. Преодолеть металлический кожус твела могут только нейтроны. Попадая в соседние твелы, они вызывают деление ядер урана-238 и создают цепную ядерную реакцию. Вода явл теплоносителем, одновременно выполняет роль нейтронов. Для поддержания цепной реакции нужны замедленные (тепловые) нейтроны, скорость кот не более 2 км/с. Роль замедлителя играет вода.

Двухконтурные АЭС вполне надежны и не оказывают вредного влияния на окружающую среду и здоровье обслуживающего персонала.

На АЭС, работающей по одноконтурной схеме, пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора.

Достоинства: одноконтурная схема наиболее проста.

Недостатки: образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет контроль за оборудованием и его ремонт.

По двухконтурной и трехконтурной схемам отвод теплоты из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура.

Достоинства: 1) рабочая среда и теплоноситель второго контура в н.у. нерадиоактивны, поэтому эксплуатация ЭС существенно облегчается;

2) продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор.

Недостатки: 1) высокие капитальные затраты;

2) при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой и аварию ликвидировать довольно трудно. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен.

studfiles.net

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции (КЭС) — тепловые паротурбинные электростанции, предназначенные для выработки электрической энергии.

Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема конденсационной электростанции, работающей на твердом топливе

Топливо, поступающее на электростанцию, проходит предварительную обработку. Так, наиболее часто используемое на ТЭС твердое топливо (уголь) сначала дробится, а затем подсушивается и на специальных мельничных установках размельчается до пылевидного состояния. Комплекс устройств, предназначенных для разгрузки, хранения и предварительной обработки топлива, составляет топливное хозяйство или топливоподачу. Топливоподача 1 и пылеприготовление 2 образуют топливный тракт КЭС (А на рис. 2.1.).

Угольная пыль вместе с воздушным потоком, создаваемым специальным насосом (воздуходувкой), подается в топку котла 3. Продукты сгорания топлива проходят через специальные очистительные сооружения 7 (золоуловители), где выделяются зола и другие примеси (при сжигании нефти и газа золоуловители не требуются), а оставшиеся газы с помощью дымососа 6 через дымовую трубу 8 выбрасываются в атмосферу.

Теплота, получаемая при сжигании топлива в котле, используется для получения пара, который перегревается в пароперегревателе 4 и по паропроводу 9 поступает в паровую турбину 10. В турбине энергия пара преобразуется в механическую работу вращения ее вала, который специальной муфтой соединен с валом генератора 13, вырабатывающим электроэнергию. Отработавший в турбине пар после своего расширения от начального давления при входе в турбину 13—24 МПа до конечного (на выходе) 0,0035—0,0045 МПа поступает в специальный аппарат 11, называемый конденсатором. В конденсаторе пар превращается в воду (конденсат), которая насосом 12 подается обратно в котел, и цикл в пароводяном тракте (Б на рис. 2.1.) повторяется. Для охлаждения пара в конденсаторе используется вода, забираемая циркуляционным насосом 14 из водоема 17.

Таков общий принцип действия КЭС. На такой электростанции в процессе преобразования энергии неизбежны ее потери. Тепловой баланс, представленный на рис. 2.2., дает общее представление об этих потерях.

Рис. 2.2. Тепловой баланс конденсационной электростанции

Совершенство КЭС (ТЭС) определяется ее коэффициент полезного действия (КПД) агрегатов станции. КПД станции без учета расходов энергии на собственные нужды, например привод электродвигателей вспомогательных агрегатов, называется КПД брутто и имеет вид

ηбр = [ Эвыр / (G ▪ Qr )] ▪ 100% ,

где: Эвыр ─ количество выработанной генератором электроэнергии, кДж;

G ─ расход топлива за это же время, кг;

Qr ─ теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Коэффициент полезного действия (КПД) современных крупных блочных КЭС не превышает обычно 35%.

Основными элементами ТЭС являются:

Паровой котел.Это сложное техническое сооружение, предназначенное для получения (генерации) пара заданных по давлению и температуре параметров из поступающей в него питательной воды. По конструктивным признакам паровые котлы подразделяются на барабанные и прямоточные.

Упрощенная схема прямоточного котла, приведена на рис. 2.3. Циркуляция воды и пара создается насосами. Конструктивно такой котел состоит из ряда параллельно включенных витков стальных труб, в которые через экономайзер 1 поступает питательная вода. Сначала эта вода поступает в нижнюю часть экранов (витков труб) 2. Здесь она нагревается и, поднимаясь, испаряется, постепенно утрачивая свойства капельной жидкости. В верхней части экранов 3 осуществляется начальный перегрев пара, после чего он поступает в пароперегреватель 4 и далее по паропроводам в турбину. В воздухоподогревателе 5 воздух подогревается перед подачей его в топку, (давление пара свыше 22 МПа).

Рис. 2.3. Упрощенная схема прямоточного парового котла.

Паровая турбина.Паровой турбиной называют тепловой двигатель, преобразующий потенциальную энергию пара сначала в кинетическую энергию, а затем в механическую работу на валу. Преобразование энергии в турбине происходит в два этапа (рис. 2.4.).

На первом этапе пар из паропровода поступает в неподвижное сопло 1 (может быть группа параллельных сопл, образующих так называемую сопловую решетку), где он расширяется и, следовательно, ускоряется в своем движении в направлении вращения рабочих лопаток. Другими словами, пар, проходящий по соплу, теряет свою тепловую энергию (температура и давление снижаются) и повышает кинетическую (скорость увеличивается). После сопл поток пара попадает в каналы, образованные рабочими лопатками 2, закрепленными на диске 3 и жестко соединенными с вращающимся валом 4. Здесь происходит второй этап преобразования энергии: кинетическая энергия потока превращается в механическую работу вращения ротора турбины (вала с дисками и лопатками).

В зазоре между сопловой и рабочей решетками давление пара не изменяется, оно изменяется в рабочих лопатках.

Рис. 2.4. Схема ступени турбины

Совокупность соплового и лопаточного аппаратов носит название турбинной ступени. Конструктивно турбины выполняются как одноступенчатыми так и многоступенчатыми (рис.2.5.). В последнем случае неподвижные сопловые решетки чередуются с рабочими.

Все крупные турбины делают многоступенчатыми. На рис. 2.5. показана схема активной многоступенчатой турбины, которая включает несколько последовательно расположенных по ходу пара ступеней, сидящих на одном валу. Ступени отделены друг от друга диафрагмами, в которые встроены сопла. В таких турбинах давление падает при проходе пара через сопла и остается постоянным на рабочих лопатках. Абсолютная скорость пара в ступени, называемой ступенью давления, то возрастает — в соплах,

Рис. 2.5. Схема активной турбины с тремя ступенями давления:

1 — сопло; 2 — входной патрубок; 3 — рабочая лопатка 1 ступени; 4 — сопло; 5 — рабочая лопатка 2 ступени; 6 — сопло; 7 — рабочая лопатка 3 ступени; 8 — выхлопной патрубок; 9 — диафрагмы

то снижается — на рабочих лопатках. Так как объем пара по мере его расширения увеличивается, то геометрические размеры проточной части по ходу пара возрастают.

Генераторпредназначен для преобразования механического движения (вращения вала турбины) в электрический ток. Электрический ток бывает постоянным и переменным. Но широко

Рис. 2.6. Простейшая установка для выработки переменного электрического тока

применяется переменный ток. Это обусловлено тем, что напряжение и силу переменного тока можно преобразовывать практически без потерь энергии. Переменный ток получают при помощи генераторов переменного тока с использованием явлений электромагнитной индукции. На рис. 2.6. изображена принципиальная схема установка для выработки переменного тока.

Принцип действия установки прост. Проволочная рамка вращается в однородном магнитном поле с постоянной скоростью. Своими концами рамка закреплена на кольцах, вращающихся вместе с ней. К кольцам плотно прилегают пружины, играющие роль контактов. Через поверхность рамки непрерывно будет протекать изменяющийся магнитный поток, но поток, создаваемый электромагнитом, останется постоянным. В связи с этим в рамке возникнет ЭДС индукции.

В мировой промышленной практике широко распространен трехфазный переменный ток, который имеет множество преимуществ перед однофазным током. Трехфазной называют такую систему, которая имеет три электрические цепи со своими переменными ЭДС с одинаковыми амплитудами и частотой, но сдвинутые по фазе относительно друг друга на 120° или на 1/3 периода.

Конденсатор.Экономичность работы паровой турбины в большой степени зависит от конечного давления пара, с понижением которого увеличивается используемый тепловой перепад и возрастает КПД турбоустановки. Можно сказать, что из трех параметров пара, определяющих экономичность турбины,— начального давления, начальной температуры и конечного давления — последний параметр оказывает наибольшее влияние на КПД турбины.

Рис. 2.7. Схема конденсатора.

Снижение давления пара после выхода его из турбины осуществляется с помощью устройства, называемого конденсатором, в котором поддерживается низкое абсолютное давление, равное 0,005-0,0035 МПа.

В простейшем случае конденсатор представляет собой цилиндрический корпус с большим числом трубок, закрытый с торцов (рис. 2.7.). Охлаждающая вода поступает через патрубок 1, пройдя по трубкам 2 и нагревшись, она покидает конденсатор через патрубок 3. Пар поступает через патрубок 4, заполняя межтрубное пространство внутри корпуса, соприкасается с холодной наружной поверхностью трубок и конденсируется. Конденсат специальным насосом откачивается через патрубок 5.

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор обычно 12—20° С, на выходе из него 30—35° С. Таким температурам конденсации соответствует глубокий вакуум (0,0035—0,0045 МПа).

Для обеспечения вакуума воздух из конденсатора откачивается с помощью вакуумного насоса через патрубок 6.

Количество охлаждающей воды для выработки 1 кВт-ч электроэнергии современной мощной конденсационной турбиной составляет от 0,12 до 0,16 м3, тогда как для КЭС установленной мощностью 1000 МВт среднегодовой расход воды будет равен не менее 20 м3/с. Это немногим меньше, чем, например, летний расход подмосковной р. Пахры близ железнодорожной станции «Ленинская». Нетрудно увидеть, что для технических нужд КЭС мощностью 2000—3000 МВт требуется «солидная» река. Поэтому строительство мощных КЭС возможно лишь вблизи крупных водоемов.

Основные элементы тепловой структурной схемы КЭС — Мегаобучалка

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долюКЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа — государственная районная электрическая станция (ГРЭС).На рисунке показана упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблокаКЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Принципиальная технологическая схема КЭС:1 — склад топлива и система топливоподачи; 2 — система топливоприготовления; 3 — котел; 4 — турбина; 5 - конденсатор; 6 - циркуляционный насос; 7 - конденсатный насос; 8 - питательный насос; 9 - горелки котла; 10 - вентилятор; 11 - дымосос; 12 - воздухоподогреватель; 13 — водяной экономайзер; 14 - подогреватель низкого давления;15 — деаэратор; 16 — подогреватель высокого давления ПостроениеКЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем: 1) облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности; 2) упрощается и становится более четкой технологическаясхема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация; 3) уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать, резервное тепломеханическое оборудование; 4) сокращается объем строительных и монтажных работ; 5) уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции; 6) обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.Технологическая схемаКЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции.Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий для самых современных КЭС не более 40-42%.Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110 - 750кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ) Билет №22 Вопрос 2 Резервирование электроснабжения собственных нужд электростанций Резерв Электроснабжения собственных нужд ЭСЭлектроснабжение потребителей собственных нужд ЛАЭС осуществляется переменным током напряжением 6 и 0,4 кВ и постоянным током напряжением 220 В. Все потребители собственных нужд подразделяются на два типа: 1) Потребители систем нормальной эксплуатации, допускающие перерыв в электроснабжении на время автоматического включения резерва (подключаются к схеме собственных нужд нормальной эксплуатации). 2) Потребители систем безопасности, подключенные к схеме собственных нужд надежного питания и включающие в себя: ::потребители, работа которых необходима для нормального останова энергоблоков в аварийных условиях, допускающие перерыв в электроснабжении на время запуска дизель-генераторов; ::потребители, обеспечивающие управление, контроль и защиту реактора как при нормальной эксплуатации так и в аварийных условиях, не допускающие перерыва в электроснабжении на время более 20 мс. Потребители собственных нужд нормальной эксплуатации разделены на блочные и общестанционные. Электроснабжение блочных потребителей осуществляется от рабочих трансформаторов собственных нужд. На каждом энергоблоке установлено по два рабочих трансформатора собственных нужд единичной мощностью 63 МВА. От каждого рабочего трансформатора собственных нужд запитываются две секции нормальной эксплуатации 6 кВ, расположенных в отдельных помещениях. Таким образом, на каждом энергоблоке имеется по четыре секции б кВ нормальной эксплуатации. Для обеспечения резервирования питания секций 6 кВ нормальной эксплуатации на каждом энергоблоке установлено по одному пускорезервному трансформатору мощностью 63 МВА. Пускорезервные трансформаторы запитываются от шин 110 кВ . К каждому пускорезервному трансформатору подключены по два резервных шинопровода, от которых осуществляется автоматическое резервирование секций рабочего питания 6 кВ энергоблока. Энергоснабжение блочных потребителей собственных нужд нормальной эксплуатации напряжением 0,4 кВ осуществляется от секций 0,4 кВ. Секции 0,4 кВ запитываются через трансформаторы 6/0,4 кВ мощностью 1 МВА от секций 6 кВ. На первой очереди ЛАЭС установлено по 10 секций 0,4 кВ на энергоблок. На второй очереди установлено по 17 секций 0,4 кВ на энергоблок. Автоматическое резервирование блочных секций 0,4 кВ осуществляется от резервных шинопроводов 0,4 кВ, запитанных от рабочих секций 6 кВ смежного блока одной очереди ЛАЭС через резервные трансформаторы 6/0,4 кВ. Электроснабжение общестанционных потребителей осуществляется от секций 6 кВ нормальной эксплуатации блоков и от энергосистемы через трансформаторы напряжением 110 кВ и 10 кВ. Собственные нужды ОРУ-110/330 кВ и ОРУ-750 кВ по постоянному току запитаны от аккумуляторных батарей и щитов постоянного тока, установленных на каждом ОРУ.

8.2 Схемы собственных нужд кэс

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов определяется по формуле , где PСНmax подсчитывается в зависимости от установленной мощности энергоблока, а ;kОДН и kЗ – коэффициенты одновременности и запаса; ήСР и cosφСР – средние к.п.д. и cosφ. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н.

Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин.

Количество секций 6—10 кВ для блочных ТЭС принимается по две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).

Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с. н.

На рис.8.1 приведена схема питания с.н. части блочной КЭС с тремя энергоблоками по 300 МВт. Трансформаторы с.н. Т1, Т2, ТЗ питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1ВА, 1ВВ, второго 2ВА, 2ВВ и третьего ЗВА, ЗВВ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений, общестанционная нагрузка (о. с. н.) и трансформаторы 6/0,4 кВ.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами с.н. (Т4 на рис. 8.1).

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с.н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один — при двух блоках, два — при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энергоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с. н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается по одному резервному на каждые четыре блока. При шести и более блоках предусматривается дополнительный резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику, но готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.

Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому условию. Резервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). Это требова ние трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500 — 750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.

Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Если точный перечень потребителей с.н. в таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора с. н. выбирается на ступень больше, чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска.

Многочисленные потребители с.н. напряжением 0,4 кВ (на один энергоблок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6—10/0,4 кВ. Расход на с.н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Рис. 8.1 Схема электроснабжения с.н. КЭС (три блока). Секции 0.4 кВ показаны только для первого энергоблока.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются, по возможности, в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделениях, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ • А не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ из-за низкого сопротивления трансформатора большей мощности. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

На рис.8.1 показано питание секций с. н. 0,4 кВ одного энергоблока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0,4 кВ первого энергоблока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1С А, 1СВ, 1С С, 1CD. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1С А и 1СВ, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции ЗВА третьего энергоблока.

Потребители 0,4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2СА, 2СВ, 2СС, 2CD, а третьего — к секциям ЗСА, ЗСВ. ЗСС, 3CD (на рис. 5.24 эти секции не показаны). Резервный транс форматор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2ВВ второго энергоблока.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с.н. трансформаторы имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот.

Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока КЗ до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства (для энергоблоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока КЗ на стороне 0,4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.

studfiles.net

ЭлектрО - Типовые схемы мощных КЭС

ТИПОВЫЕ СХЕМЫ МОЩНЫХ КЭС

На современных КЭС устанавливаются энергоблоки 500, 800. 1000, 1200 МВт. Выдача электроэнергии производится на напряжениях 220, 330, 500, 750 кВ. На многих КЭС сооружаются два РУ ВН, связь между которыми осуществляется трехфазными трехоб-моточными трансформаторами или автотрансформаторами, мощность которых выбирается с учетом перспективы нагрузок на обоих напряжениях. Как правило, устанавливается два трансформатора или автотрансформатора. В случае невозможности поставки трехфазных трансформаторов необходимой мощности, применяется группа из двух трехфазных трансформаторов или группы из однофазных трансформаторов с одной резервной фазой. Связь двух РУ повышенного напряжения может осуществляться по схеме блока генератор — трансформатор.

При наличии нескольких вариантов схем в первую очередь выбираются те, которые обеспечивают требования надежности, затем предпочтение отдается более простому и экономичному варианту и, наконец, варианту, в котором требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУВН при оперативных переключениях.

Рис. 1. Схемы КЭС (6×800) МВт.

На рис. 1 показана схема КЭС с шестью блоками по 800 МВт. РУ 330 кВ выполнено по схеме 4/3 выключателя на присоединение. РУ 750 кВ выполнено по схеме шестиугольника с возможностью перехода на схемы 3/2 или 4/3 выключателя на присоединение при увеличении числа цепей.

Связь между РУ осуществляется двумя автотрансформаторами, на стороне НН которых включен резервный трансформатор собственных нужд (РТ2). Второй резервный РТ1 присоединен к РУ 330 кВ. Во всех блоках GT установлены генераторные выключатели согласно требованию. При увеличении числа линий 330 кВ до восьми устанавливаются два выключателя и присоединяются две дополнительные линии (на рис. 1 показано пунктиром).

ellectroi.ucoz.ru

2.2 Разработка вариантов структурных схем кэс. Кэс схема