Главная схема гидравлической электростанции. Схема гэсТиповые схемы ГЭС.1.4Основные элементы конструкций ГЭС (на примере плотинной ГЭС). 1.Рабочее колесо турбины. Турбина является основным элементом ГЭС. На ней механическая энергия потока преобразуется в механическую энергию вращения вала 4, за счёт воздействия потока на лопасти рабочего колеса. 2.Спиральная камера. Служит для равномерной подачи воды к турбине со всех сторон. Спиральная камера представляет собой постепенно сужающийся водовод, охватывающий по окружности направляющий аппарат 6. За счёт постепенного сужения вдоль потока происходит вытеснение части расхода в направлении рабочего колеса. 3.Генератор. В генераторе механическая энергия вращения вала турбины преобразуется в электрическую энергию. Генератор, смонтированный на одном валу с гидравлической турбиной, представляет собой единую конструкцию, называемую гидроагрегат. В конструкциях ГЭС применяют синхронные генераторы переменного тока. 4.Вал турбины. Вал передаёт механическую энергию вращения от рабочего колеса турбины к генератору. Вал может быть как цельным, так и составным. В последнем случае вал турбины и вал генератора жёстко соединены фланцем, это соединение обеспечивает возможность раздельного демонтажа генератора и турбины, что снижает требования к грузоподъёмности кранового оборудования в машинном зале. 5.Отсасывающая труба. Предназначена для отвода потока воды от гидроагрегата, а также для увеличения коэффициента полезного действия (к.п.д.) турбины. Поперечное сечение сечение отсасывающей трубы постепенно увеличивается вдоль пути следования потока. Это позволяет создать на выходе из рабочего колеса турбины дополнительное разрежение (понижение давления), что в целом увеличивает напор, срабатываемый гидроагрегатом1. 6.Направляющий аппарат. Состоит из направляющих лопаток, каждая из которых может вращаться вокруг вертикальной оси. Направляющий аппарат создаёт необходимое направление потока перед рабочим колесом, а также позволяет регулировать расход воды, поступающий на турбину. Лопатки направляющего аппарата установлены таким образом, что могут полностью перекрыть поток воды, поступающий на турбину из спиральной камеры. 7.Статор турбины (Статорные колонны). Представляет собой ряд колонн обтекаемой формы. Основное назначение статора – воспринимать нагрузки, возникающие между верхним и нижним железобетонными конусами, вызываемые весом конструкций и оборудования и давлением воды. 8.Паз ремонтного затвора. Служит для размещения затвора, устанавливаемого для ремонта спиральной камеры и гидроагрегата. 9.Паз размещения сороудерживающих решёток. Служит для размещения сороудерживающих решёток, препятствующих попадания мусора в гидроагрегат. 10.Паз рабочего затвора ГЭС. Служит для размещения рабочего затвора, который изолирует гидроагрегат, когда выработка электроэнергии на нём не производится. 11.Паз ремонтного затвора отсасывающей трубы. Служит для размещения затвора, устанавливаемого для ремонта отсасывающей трубы. 12.Шпунт. Предназначен для увеличения длины пути фильтрационного потока и снижения величины фильтрационного противодавления, то есть для повышения устойчивости здания ГЭС на опрокидывание. 13.Мост. Устраивается для обеспечения проезда транспорта. 1Это увеличение напора приводит к повышению к.п.д. турбины, поскольку в формуле для определения мощности напор входит как разность отметок верхнего и нижнего бьефов. studfiles.net Главная схема гидравлической электростанцииТребования к главным схемам электрических соединений ГЭС сформулированы в [12] и во многом совпадают с аналогичными требованиями для АЭС. Дополнительно учитывается возможность работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов, высокая маневренность гидроагрегатов и более частые коммутации, связанные с участием в покрытии пиковой и полупиковой части графика нагрузки энергосистемы, возможность работы гидрогенераторов в режиме потребления реактивной мощности. Гидроэлектростанции с агрегатами средней и большой мощности (от 50 МВт и выше) обычно не имеют генераторного распределительного устройства (ГРУ) и всю энергию выдают в энергосистему на напряжениях 110-750 кВ по блочным схемам. В главных электрических схемах ГЭС применяются моноблоки, а также объединенные, укрупнённые и сдвоенные блоки. Укрупнение и объединение блоков позволяет уменьшить число присоединений к распределительному устройству высокого напряжения и применить схемы с меньшим числом выключателей на присоединение, например, схему многоугольника вместо схемы “3/2”. Это может оказаться существенным для ГЭС, сооружаемых в районах со сложной топографией и ограниченной площадью для РУ высокого напряжения, а также в условиях ограниченной площади под главные повышающие трансформаторы со стороны нижнего или верхнего бьефа. Главная электрическая схема ГЭС должна учитывать очередность ввода агрегатов и возможность расширения распределительных устройств повышенных напряжений в соответствии с перспективой развития энергосистемы. Выдача электроэнергии от гидроагрегатов первых очередей строящейся электростанции должна предусматриваться через соответствующие части постоянных распределительных устройств. Главную схему ГЭС рассмотрим на примере проекта Саяно-Шушенской гидростанции – рис. 9.14. На Саяно-Шушенской ГЭС используются уникальные гидрогенераторы СВФ-1275/275-42 активной мощностью 640 МВт и полной мощностью 711 МВА, что на сегодняшний день в России является максимальной единичной мощностью гидрогенератора. Специально для данного гидрогенератора разработана группа из трёх однофазных трансформаторов 3хОРЦ-533000/500/
Рис. 9.14. Главная схема Саяно-Шушенской ГЭС
Похожие статьи:poznayka.org Гидроэлектростанции ГЭС - Электростанции На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15 % всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории страны. В России в настоящее время используются водные ресурсы мощных гидроэлектростанций, таких как Красноярская ГЭС (6 млн. кВт), Братская ГЭС (4,5 млн. кВт), Саяно-Шушенская ГЭС (5,4 млн. кВт), Усть-Илимская ГЭС (4,32 млн. кВт) и др. В Украине гидроресурсы значительно меньше, но гидроэнергетика также развивается и имеет определенный вес в общей энергосистеме. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды т. е. Р = Н*Q, Вт Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рисунок). Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н. Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии. В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др. На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, кнели, трубы. В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в основном природными условиями. Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд. При сооружении ГЭС, одновременно с энергетическими, решаются важные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д. Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%. Благодаря меньшим эксплуатационным расходам, себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях. Всего комментариев: 0  ukrelektrik.com Электрическая часть ГЭС | ЭнергетикаСАНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТКафедра «Электрические станции и автоматизация энергетических систем»Дисциплина «Электроэнергетика»На тему: "Электрическая часть ГЭС"Санкт-Петербург 2015 В курсовой работе рассматривается электрическая часть ГЭС. На основании исходных данных производится выбор генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов. Рассматриваются два оптимальных варианта структурной электрической схемы ГЭС. На основании наименьших приведенных затрат выбирается окончательный вариант структурной электрической схемы. Далее производится подбор ТСН, расчет короткого замыкания, выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей.
Связь с системой на напряжениях
Состав: Главная схема электрических соединений Софт: AutoCAD 2007
высота над уровнем моря, фото, местоположение, схема подключенияСеверная Осетия богата бурными горными реками. Реки эти обладают громадным потенциалом в гидроэнергетике. Ожидаемый потенциал рек Осетии – 5 миллиардов кВт*ч/год. Тем не менее до настоящего времени Северная Осетия - регион энергодефицитный, и электрификация его не завершена.
Идея построить гидроэлектростанции в этой местности возникла в 1976 году. Тогда же здесь началось строительство Зарамагской гидроэлектростанции на Ардонском каскаде. Общая информацияСтроительство гидроэлектростанции продолжалось долгие годы. В 90-е годы строительные работы прекратили финансировать. В 2009 году наконец-то была запущена головная Зарамагская ГЭС.
Местоположение ее было выбрано не случайно. Река, на которой находится ГЭС, называется Ардон. Название Ардон переводится на русский язык как "буйная река". Она берет свое начало в ледниках Большого Кавказа. Ниже выхода реки из Туальской котловины на протяжении 16 тысяч метров перепады высоты русла Ардон достигают 700 метров. Из-за таких особенностей русла реки схема подключения Зарамагской ГЭС — деривационная. Всего существует три основные схемы для создания напора воды ГЭС: 1) Плотинная – когда напор создается с помощью плотины. 2) Деривационная – когда напор воды создается с помощью деривации в виде тоннеля или канала для воды. 3) Плотинно-деривационная – когда напор воды образуется с помощью плотины и дериваций. Причем плотина присутствует на гидростанциях, построенных по любой из этих схем. Деривационная схема наиболее предпочтительна для всех гидроэлектростанций, где река течет под большим уклоном. Пуск станции укрепил надежду на то, что однажды Северная Осетия станет энергонезависимой. Сейчас Зарамагская ГЭС – одна из самых молодых промышленных гидроэлектростанций в России. Запуск головной станцииГоловную Зарамагскую ГЭС запускали скромно. По местной традиции пуск благословил ветеран энергетики, самый старший работник станции. Он вознес молитву и принес подношения Богу. В качестве подношения здесь используют олибахи – это местные пироги с ячменным пивом.
Схема и принцип действия головной станцииГоловная станция нужна для того, чтобы использовать созданный плотиной напор воды. Она гасит его и подает в деривационный тоннель. Тоннель безнапорный, длина его составляет 14 тысяч метров. После тоннеля вода попадает на турбины Зарамагской ГЭС-1. Водовод имеет перепад высоты 630 метров.
ПлотинаПлотина находится возле самого выхода реки из Туальской котловины. Она насыпная, из гальки и грунта. Длина сооружения 300 метров, а высота - 39 метров. В основе плотины - противофильтрационное ядро. Сделано ядро из суглинков. То, что сам массив плотины огромных размеров и при этом обладает некоторой подвижностью, обеспечивает надежность всего сооружения.
Республика Северная Осетия находится в зоне повышенной сейсмической опасности. Здесь возможны подземные толчки мощностью 8-9 баллов по шкале Рихтера. Для обычных гидроэлектростанций такие толчки могли бы стать причиной серьезной опасности. Зарамагская ГЭС спроектирована таким образом, что ее плотина может спокойно выдержать подземные толчки силой в 11,25 балла. Водохранилище станцииГоворя о водохранилище, в первую очередь отметим необычную природу местности, где оно расположено. Так как станция находится в горах Республики Северная Осетия — Алания, то природа здесь, конечно, очень красивая. Чаще всего в горах ветрено, однако в безветренные дни водохранилище ГЭС завораживает всех своим видом. Вода, которая попадает сюда из реки Ардон, чистая и прозрачная. Осенью здесь можно полюбоваться горными склонами, покрытыми золотистыми кустарниками облепихи. Красота окружающей природы и самого водохранилища — это основная причина большого количества туристов, которых сюда привлекает Зарамагская ГЭС. Фото возле плотины станции, возле водохранилища или на фоне гор — этим обычно хвастают перед знакомыми сотни туристов, приезжающих сюда на экскурсию. Технические характеристики плотины и водохранилищаГидрологи регулярно проводят исследования воды и следят за работой плотины. Наполнение водохранилища началось в 2009 году. Полный его объем - около 10,5 миллиона куб. м. Площадь водной поверхности — 2,5 квадратного километра.
Чем еще отличается от других гидроэлектростанций Зарамагская ГЭС? Высота над уровнем моря в 169 метров — нормальный расчетный подпорный уровень плотины. При таком подпорном уровне высота насыпи должна быть около 1708 метров. Станция строилась таким образом, что при необходимости высоту плотины можно увеличить. Электрическая частьГоловная станция вместе с приемником воды плотины составляет отдельный энергетический узел. Через напорный тоннель протяженностью 675 метров вода попадает на гидроагрегат станции. Гидроагрегат находится в береговом здании станции. Здесь же расположена и турбина. Турбина на станции поворотно-лопастная, с диаметром рабочего колеса в 350 сантиметров. Весит это устройство около 30 тонн. Мощность гидроагрегата зависит от высоты набора воды на плотине. При нормальном уровне воды в 18,6 метра мощность устройства составляет 15 МВт, а при увеличении высоты плотины мощность может достигать 33 МВт.
После того как все строительные и монтажные работы завершатся на Зарамагской ГЭС-1, мощность гидроагрегата снизится примерно до 10 МВт. Планируется, что станция будет вырабатывать 34,5 миллиона кВт*ч/год в автономном режиме и 23 миллиона кВт*ч/год после того, как запустят в работу Зарамагскую ГЭС-1. Зарамагская ГЭС оборудована самыми современными на сегодняшний день системами защиты и автоматики. Защитная система состоит в единой системе мониторинга. Специалисты ГЭС проводят натурные наблюдения и могут легко оценивать надежность и безопасность сооружений станции благодаря новому контрольно-измерительному оборудованию, установленному на плотине. Археологические исследованияЗемли, где расположена Зарамагская ГЭС, хранят в себе объекты культурно-исторического наследия России. Одновременно с началом строительства каскада ГЭС было принято решение о начале широкомасштабных археологических раскопок на территории, планируемой использоваться как водохранилище ГЭС. Из-за недостаточного финансирования археологические поиски были на время свернуты. С целью сохранения свидетельств жизни и быта народов юга России компания ОАО "Русгидро", занимающаяся постройкой ГЭС, из собственного бюджета выделила деньги на проведение археологических работ в этом регионе. Учеными были обнаружены перстни из меди и серебра различных эпох как с христианской, так и с мусульманской символикой. Исследователи изучили также могильник "Мамисондон", датированный 9-7 в. до н. э. Он располагается в месте слияния рек Нардон и Мамисондон, при впадении их в Ардон. Каким народностям принадлежал этот могильник, на сегодняшний день не установлено. Предполагается, что этот памятник истории образовался в период хазарских войн. Арабы и хазары неоднократно сражались между собой в этих краях в тот период времени. На расстоянии в 4,5 километра от Зарамага находится и другой исторический объект - Касарское укрепление. Слово "Касара" арабского происхождения и обозначает "замок", "дворец". Все полученные в результате археологических изысканий в этом районе данные были систематизированы и оформлены в книгу, которая в скором времени должна выйти в печать. Зарамагская ГЭС-1Не так давно на Зарамагской ГЭС-1 было завершено строительство вертикального ствола. Это сооружение одно из самых высоконапорных на всей территории Российской Федерации. Высота ствола шахты 508 метров, давление внутри – порядка 60 атмосфер. Завершилось строительство тоннеля между головной станцией и основным энергоузлом каскада в поселке Мизуре. Зарамагскую ГЭС-1 согласно плану работ запустят только 25 декабря 2018 года. После ее запуска дефицит электроэнергии в Северной Осетии будет уже не 80 %, как сейчас, а только 30 %. Где находится Зарамагская ГЭС?Адрес предприятия: Республика Северная Осетия — Алания, г. Владикавказ, ул. Первомайская, 34. Связаться с работниками Зарамагской ГЭС и узнать дополнительную информацию о строительстве станции можно на официальном сайте. fb.ru Общие сведения
Саратовская ГЭС расположена на границе Среднего и Нижнего Поволжья, в 1129 км выше устья р. Волга, у города Балаково, на левобережной пойме. Является седьмой ступенью Волжско-Камского каскада гидроэлектростанций и входит в десятку крупнейших гидростанций России. Выработка электроэнергии зависит от многих факторов, например, от водности года. В средний по водности год Саратовская ГЭС вырабатывает порядка 5,4 млрд кВт·ч электроэнергии. Всего с начала эксплуатации первых агрегатов Саратовской ГЭС было выработано более 275 млрд кВт·ч электроэнергии. Сооружения гидроузла Основанием ГЭС служат глины неокома. В состав основных сооружений Саратовского гидроузла входят следующие гидротехнические сооружения: русловая земляная плотина с площадками открытых распределительных устройств; здание гидроэлектростанции, совмещенное с водосбросными напорными галереями; подводящий и отводящий каналы; насосная городского водозабора; рыбоподъемник контейнерного типа; левобережная дамба, ограждающая г. Балаково со стороны верхнего бьефа; судоходные сооружения с левой и правой приканальными дамбами и дамбой-волноломом. Схема основных сооружений Саратовской ГЭС Плотины Саратовского гидроузла
Земляные сооружения включают в себя основную плотину, перекрывающую русло Волги, и дамбы обвалования. Земляная русловая плотина выполнена намывом из песчаных грунтов по двухсторонней схеме, от правого берега до здания ГЭС имеет длину 725 м, ширину основания — 360 м, ширину гребня — 20 м, максимальную высоту — 40 м. В примыкании к зданию ГЭС плотина расширяется: здесь располагаются две площадки открытых распределительных устройств (ОРУ) напряжением 220 кВ и 500 кВ. Со стороны верхнего бьефа на левом берегу к зданию ГЭС примыкает дамба обвалования протяженностью более 6 км. Она переходит в правую приканальную дамбу длиной около 4 км, сопрягающуюся с верхней головой судоходного шлюза. В составе Саратовского гидроузла отсутствует водосливная плотина. Саратовское водохранилище расположено на территории Саратовской, Самарской и Ульяновской областей. Полный объем водохранилища — 12,8 кубокилометров воды. Его площадь 1831 км2, наибольшая ширина достигает 25 км, а средняя глубина — 7 м. Саратовское водохранилище не предназначено для регулирования стока, поэтому всю прибывающую воду ГЭС пропускает в нижний бьеф в транзитном режиме. В верхнем бьефе уровень воды постоянно поддерживается на уровне 27,5 - 28 м (по балтийской системе высот) в соответствии с режимом, который устанавливают для Саратовского водохранилища Росводресурсы (ФАВР).В обычном режиме ГЭС через сооружения Саратовской ГЭС проходит около 4-7 тысяч м3/сек (кубометров воды в секунду), уровень воды в нижнем бьефе держится на отметке около 16 м по балтийской системе. Во время среднего половодья расходы воды увеличиваются до 26 тыс. кубометров в секунду, а уровень нижнего бьефа соответственно поднимается на 4-5 метров. В маловодные годы, в период навигационной межени, расходы воды снижались до 570 м3/с (в 1977 г.). Максимальный паводок за все время эксплуатации Саратовской ГЭС (начиная с 1967 года) наблюдался весной 1979 года, когда расходы составляли 39,2 тыс. м3/сек (уровень воды в нижнем бьефе поднимался до отметки 23,1 м). Максимальная пропускная способность гидроузла — 70 тыс. м3/с (вероятность такого половодья — один раз в 10 000 лет). Режимы наполнения и сработки водохранилищ, пропуск паводков на ГЭС устанавливает и регулирует Министерство природных ресурсов в лице Росводресурсов. Решение о режимах работы Волжско-Камских гидроузлов Росводресурсы принимают на основании рекомендаций Межведомственной оперативной группы (МОГ) по регулированию режимов работы водохранилищ Волжско-Камского бассейна. В состав МОГ входят представители всех заинтересованных министерств и ведомств, организаций, деятельность которых связана с использованием водных объектов, в том числе ПАО «РусГидро», МЧС России, Минсельхоза России, Росморречфлота, Росгидромета, Росрыболовства, ОАО «СО ЕЭС», ФГУП «Центр Регистра и Кадастра», администрации Астраханской и Волгоградской областей. Согласно «Водному кодексу РФ» водохранилища Волжско-Камских гидростанций находятся в федеральной собственности. Эксплуатация Саратовского водохранилища производится специализированной организацией, находящейся в подчинении Нижне-Волжского бассейнового управления (Федеральное агентство водных ресурсов РФ).
Первая навигация через Балаковские шлюзы открылась 25 апреля 1968 года. Искусственно созданные в ходе строительства судоходные каналы разделили город на две части, одна из которых оказалась окружена водой со всех сторон. Эксплуатацию судоходных сооружений Саратовского гидроузла осуществляет Волжское государственное бассейновое управление водных путей и судоходства (Федеральное агентство морского и речного транспорта РФ). Здание Саратовской ГЭС (руслового типа) Здание ГЭС, совмещенное с водосбросными напорными галереями, по длине разделено температурно-осадочными швами на 24 секции. Две из них — береговые секции закрытых монтажных площадок (каждый длиной 73 м, шириной 72 м) и 22 агрегатных секции шириной по 45 м, длиной 69 м (в двадцати одной — установлено по одному вертикальному агрегату, в двадцать второй — два горизонтально-капсульных агрегата). Общая длина здания ГЭС 1108 м, высота 42,96 м, в том числе высота фундаментной плиты в наивысшей её части — 7 метров. К зданию ГЭС со стороны правого и левого берега также примыкают открытые монтажные площадки с подсобно-вспомогательными зданиями, подпорными сопрягающими стенками и подкрановыми эстакадами. В каждой агрегатной секции имеется по два напорных водосброса, в секциях монтажных площадок — семь водосбросов. Подводная часть здания ГЭС имеет три яруса. В первом размещаются изогнутые отсасывающие трубы, отводящие воду от турбин, во втором — галереи для производства холостых водосбросов в период паводка, в третьем — камеры для подвода воды к турбинам. Сороудерживающие решетки и аварийно-ремонтные затворы размещены в пазах бычков верхнего бьефа. Для переноса оборудования, для маневрирования затворами и решетками верхнего бьефа установлены 2 козловых крана грузоподъемностью 2×180 т с пролетом 26 м. Эти гиганты возвышаются над разборной кровлей машинного зала, передвигаясь вдоль здания ГЭС. Для переноса оборудования из машинного зала краном предварительно разбирается несколько секций кровли, через образовавшийся проем демонтированное оборудование поднимается над зданием (выше уровня кровли) и перевозится на монтажную площадку. Затворы нижнего бьефа обслуживаются двумя козловыми кранами грузоподъемностью 2×200т. Еще одной особенностью ГЭС является осуществление связи между главными трансформаторами и ОРУ 220 кВ посредством кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена. Он проложен в кабельной галерее, примыкающей со стороны нижнего бьефа к надводной части здания ГЭС. Над галереями расположена площадка для 11 повышающих силовых трансформаторов. Со стороны нижнего бьефа к зданию ГЭС примыкают автодорожный тоннель и железнодорожное полотно, а также пешеходный мост, соединяющие два берега Волги. Принцип работы ГЭС: Гидравлическая электрическая станция (ГЭС) — это комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения. Вода, проходя через гидравлическую турбину, отдает ей практически всю свою энергию (КПД составляет до 90%). Гидрогенератор, соединенный с гидравлической турбиной, вырабатывает трехфазный электрический ток. Саратовская ГЭС — самая низконапорная среди волжских ГЭС: расчетный напор составляет 9,7 м. По этой причине для Саратовской ГЭС было сконструировано и установлено специальное оборудование: крупнейшие в мире поворотно-лопастные турбины, впервые в стране — низконапорные гидрогенераторы, впервые в мире — два самых мощных на тот момент горизонтально-капсульных гидроагрегата. Общая длина напорного фронта гидросооружений — наибольшая среди ГЭС Волжско-Камского каскада — 8 488 м (из них — 1108 м здание ГЭС). Основное оборудование Саратовской ГЭС и сроки его ввода в эксплуатацию
Машинный зал — самый протяженный из всех российских гидростанций. За оригинальность и красоту внутренней отделки Саратовскую ГЭС называют «седьмой жемчужиной Волги». В машинном зале установлен 21 вертикальный гидроагрегат с поворотно-лопастными турбинами (диаметр рабочего колеса 10,3 м) и синхронными генераторами мощностью по 66 МВт, один вертикальный гидроагрегат (диаметр рабочего колеса 5 м) мощностью 11 МВт и два горизонтальных капсульных гидроагрегата (диаметр рабочего колеса 7,5 м) с генераторами мощностью по 54 МВт. Установленная мощность станции с учетом результатов модернизации на 01.07.2017 составляет 1403 МВт. Гидроагрегаты Саратовской ГЭС являются крупнейшими в России среди агрегатов с поворотно-лопастными турбинами. Вес вращающихся частей вертикального гидроагрегата — около 1 230 тонн, диаметр рабочего колеса турбины — 10,3 м. Статор генератора диаметром 15 метров весит свыше 230 тонн, а ротор — более 485 тонн.Турбины двух горизонтально-капсульных агрегатов СарГЭС на момент проектирования были самыми мощными в мире (по 45 МВт) среди машин такого типа, имели наибольший диаметр рабочего колеса (7,5 м). Разработку технического проекта и рабочее проектирование проводила группа конструкторов завода «Уралгидроаппарат» под руководством ведущего конструктора В. И. Страхова в содружестве со специалистами Института «Гидропроект» г. Москва и конструкторами Харьковского турбинного завода. Горизонтально-капсульные агрегаты такой конструкции были впервые экспериментально изготовлены в СССР для Саратовской ГЭС. В настоящее время данные агрегаты реконструированы. Мощность Саратовской ГЭС выдается в энергосистему Центра и Поволжья через ОРУ 500/220 по двум воздушным линиям электропередачи напряжением 500 кВ и по шести напряжением 220 кВ. Кроме того, для питания собственных нужд имеется ОРУ-35 кВ. Связь между ОРУ-220, 500 и 35 кВ осуществляется посредством двух автотрансформаторных групп. Численность персонала Саратовской ГЭС — 217 человек, из них ИТП — 69%. www.sarges.rushydro.ru Схемы электроснабжения собственных нужд ГЭССХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС
Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с. н. Подсчет нагрузок с. н. ГЭС ведется конкретно для каждого проекта, так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов, но и от типа электростанции (приплотинная, деривационная, водосливная и др.). В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ, поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4/0,23 кВ. Питание с. н. производится от трансформаторов, присоединенных к: токопроводам генератор — трансформатор без выключателя со стороны генераторного напряжения; шинам генераторного напряжения; выводам НН автотрансформатора связи; местной подстанции. Целесообразность установки отдельных трансформаторов, присоединенных к РУ 220 кВ и более, должна быть обоснована. Потребители с. н. ГЭС делятся на агрегатные (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, вентиляция, подъемные механизмы и др.). Часть этих потребителей являются ответственными (техническое водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с. н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.
Рис. 1. Схема питания с. н. мощной ГЭС с общими питающими трансформаторами.
На рис. 1 приведен пример схемы питания с. и. мошной ГЭС. Агрегатные с. н. питаются от отдельных секций 0,4/0,23 кВ. Часть потребителей общестанционных с. н. может быть значительно удалена от здания ГЭС, поэтому возникает необходимость распределения электроэнергии на более высоком напряжении (3,6 или 10 кВ). В этом случае предусматриваются главные трансформаторы с. н. T1, T2 и агрегатные T5—T8. Трансформаторы T9—T12 служат для питания общестанционных нагрузок. Резервное питание секций 6 кВ осуществляется от местной подстанции, оставшейся после строительства ГЭС. Резервирование агрегатных с. н. осуществляется от резервных трансформаторов Т3, Т4. Ответственные потребители с.н., отключение которых может принести к отключению гидроагрегата или снижению его нагрузки, присоединяются к разным секциям с. н. Мощность трансформаторов агрегатных с. н. выбирается по суммарной нагрузке с. н. соответствующих агрегатов. Главные трансформаторы (T1, T2) выбираются с учетом взаимного резервирования и с возможностью их аварийной перегрузки. При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов находит применение схема раздельного питании агрегатных и общестанционных потребителей. Агрегатные сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов, присоединенных к РУ с. н. 6—10 кВ, которое получает питание от автотрансформаторов связи между РУ ВН и РУ СН. ellectroi.ucoz.ru |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Принципиальная технологическая схема ГЭС. 
Судоходные сооружения Саратовского гидроузла расположены в черте города, в значительном удалении от остальных сооружений гидроузла. Они включают в себя: двухниточный шлюз, верхний и нижний подходные каналы с ограждающими дамбами, волнозащитную дамбу аванпорта, направляющие и причальные сооружения. Габариты шлюзов соответствуют принятым для всех гидроузлов на Волге стандартам.
