Главные схемы электрических соединений электростанций. Схема структурная гэсСтруктурные схемы гидроэлектростанций — МегаобучалкаЛекция 7 Энергия движущейся воды. Гидроэнергетика
Водные ресурсы Вода является одним из наиболее распространенных и наиболее подвижных тел Природы. Она участвует во всех физических, химических и биологических процессах, совершающихся на Земле. Вода – самый главный элемент живой природы - «есть вода – есть жизнь». Водными ресурсами называются поверхностные и подземные воды, используемые или которые могут быть использованы для различных целей жизнеобеспечения общества. В связи с постоянным перемещением воды в природе, ее круговоротом, водные ресурсы являются возобновляемыми, и количество воды в гидросфере не уменьшается, а по некоторым данным увеличивается, в связи с образованием большого количества воды при сжигании углеводородного топлива. Часть водных ресурсов, которая может быть использована для производства электроэнергии, относится к гидроэнергетическим ресурсам. Для выработки электрической энергии могут быть использованы приливы и отливы мирового океана, морские волны, глобальные морские течения, такие как, например, Гольфстрим и Куросиво, вода рек и тепло океана.
Работа водного потока Гидравлическая энергия рек представляет собой работу, которую совершает текущая в них вода. В естественном состоянии эта работа расходуется на преодоление внутреннего сопротивления движению воды, сопротивление на трение в русле и различное эрозионное воздействие - размыв дна и берегов русла, перемещение продуктов размыва. Эксергия воды определяется «падением» реки, т.е. разностью уровней воды в начале и в конце рассматриваемого участка водотока и расходом в единицу времени.
Рисунок 7.1
Если падение участка водотока (реки) длиной L,м, составляет H, м, то при расходе воды Q, м3/сек, работа текущей воды в течение 1 сек, т.е. мощность водотока N на рассматриваемом участке, составляет: , Вт или Дж\с (7.1)
где – плотность воды, равная 1000кг/м3; g – ускорение свободного падения м/с2;
N=9,81QH, кВт. (7.2) Энергия водотока Э, определяемая произведением мощности N на время t, сек, составляет, кВт ч,
(7.3)
где W=Qt – объем протекающей воды, м3.
Формулы мощности водотока выражают потенциальную мощность и теоретическую выработку электроэнергии. Реальная или техническая мощность будет меньше за счет потерь в гидротехнических сооружениях, подводящих воду из реки к турбинам, в самих турбинах и генераторах ГЭС, учитываемых коэффициентом полезного действия . Тогда полезная мощность будет:
N=9,81QH , кВт . (7.4)
И соответственно электроэнергия
. кВт ч . (7.5)
. Обычно разность уровней воды в верховьях и устьях равнинных рек иногда достигает несколько десятков метров, а в горной местности перепад высот, создающий напор ГЭС достигает многих сотен метров. Расход воды в реке можно определить, измеряя среднюю скорость речного потока v м/сек и площадь сечения реки в месте замера S м2. Q=S м2vм/с, м3/сек . (7.6)
Место входа воды в гидротехнические сооружения гидроэлектростанции носит название «верхний бьеф», места выхода воды из турбины станции называется «нижний бьеф».
Структурные схемы гидроэлектростанций Для превращения речного стока в гидроэнергетические ресурсы и электроэнергию необходимо несколько компонентов: - водохранилище, образующееся при перегораживании русла реки плотиной, создающей напор воды перед турбиной; - деривация – каналы и трубопроводы, подающие воду в турбины; - турбины, преобразующие, поступательное движение воды во вращательное движение ротора; - электрогенераторы. Водохранилище отличается от естественного водоема – озера - тем, что оно сооружается на реке специально для регулирования речного стока и имеет переменный уровень, зависящий от величины поступления воды и расхода ее через турбины ГЭС. Многие крупные реки планеты - Волга, Ангара, Днепр, Кама, Миссури, Колорадо, Парана, Иртыш, Или уже перегорожены плотинами и превращены в каскады водохранилищ. Ожидается, что через 30-50 лет такая судьба постигнет большинство рек, а в перспективе предполагается, что зарегулированию подвергнется 2/3 рек Земли. На р.Или в дополнении к Капчагайской ГЭС планируется строительство второй ГЭС, на реке Большая Алматинка работает каскад из 9 ГЭС.
2 Структурные схемы получения электроэнергии на тэс кэс Гидроэлектростанции. Гидроэлектростанции1-генератор 2-турбина 3-повышающий трансформатор 4-РУ высокого напряжения h2-запас воды в хранилище h3-уровень расходной части станции УВБ-уровень высшего бьефа УНБ-уровень низшего бьефа Разница м/у этими уровнями определяет производительность станции УВБ-УНБ=Н. Тогда мощность ГЭС будет являться функцией: P=f(H,Q), где Q-расход воды. По технологии данные станции служат для покрытия пиковых нагрузок. Рис. 1.1. Технологическая схема конденсационной электростанции 1 – парогенератор; 2 – пароперегреватель; 3 – ступень турбины высокого давления; 4 – ступень турбины низкого давления; 5 – промежуточный перегреватель;6 – конденсатор; 7 – конденсатный насос; 8 – питательный насос; 9 – генератор; 10 – повышающий трансформатор ТЭС с паротурбинной установкой (ПТУ) ТЭС работают в основном, на угольной пыли или природном газе. В последнем случае, резервным топливом является мазут. Отсюда определения: пылеугольная ТЭС, газомазутная ТЭС.
На ТЭС топливо подаётся в котёл, где, сгорая, оно нагревает воду (называемую питательной водой), также подаваемую в котёл, до состояния пара. Далее водяной пар вырывается из котла, идёт по паропроводу к турбине, Далее пар поступает на паровую турбину и вращает её. Для лучшего сгорания воздуха в котёл нагнетается воздух с помощью вентиляторов. Для удаления из топки продуктов сгорания дымовые газы откачиваются дымососами и после очистки через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Именно это считается основным фактором загрязнения атмосферы и выбросов парниковых газов. Многое, естественно, зависит от качества очистки. Наиболее опасны и, при этом, трудно улавливаемые компоненты выбросов ТЭС – оксиды серы и азота. Именно это, а не углекислый газ, представляет наибольшую угрозу окружающей среде и человеку. Осталось рассказать, откуда вода в котле. Если на ТЭС производится только электроэнергия, т.е. мы говорим о КЭС – конденсационной электростанции, то используется замкнутый оборот воды. В котёл поступает вода, которая ранее в виде пара вышла из турбины. Для этого пар необходимо охладить. Это делается в конденсаторе, представляющем собой большой резервуар, в котором движутся две разделённые перегородкой среды: пар и внешняя холодная вода. Холодная, или техническая, вода берётся из реки, пруда-охладителя либо градирни (установки для охлаждения воды). С её помощью пар охлаждается и возвращается в состояние воды, после чего вновь поступает в котёл, и цикл замыкается. Иначе работает ТЭЦ (теплоэлектроцентраль), дающая, кроме электричества, также тепло. Это требует добавления в цикл ещё одного звена – отбора пара из турбины и нагрев им сетевой воды, которую с помощью насосов подают в дома, в батареи центрального отопления. ТЭС с газотурбинной установкой (ГТУ)Типичный пример ГТУ – авиационный двигатель, где керосин при сгорании создаёт горячие выхлопные газы, раскручивающие турбину. Преимущество ТЭС с ГТУ в том, что они не требуют питательной воды и, как следствие, целого комплекса сопутствующих устройств. Недостаток – в том, что отсутствует замкнутый цикл теплоносителя, и отработавшие газы выбрасываются в атмосферу. Тем не менее, благодаря компактности, простоты в монтаже и обслуживании число ГТУ растёт. ТЭС с парогазовой установкой (ПГУ)ТЭС с ПГУ отличается тем, что выхлопные газы сбрасываются в котёл цикла ПТУ, в этом случае называемый котлом – утилизатором. Далее горячие газы подогревают воду до состояния пара. Это, по сути, совмещение двух циклов: ПТУ + ГТУ = ПГУ. studfiles.net 5.1.3. Главные схемы электрических соединений5.1.3. Главные схемы электрических соединенийГлавные схемы электрических соединений ГЭС и ГАЭС представляют собой структуру системы электрических устройств и соединений, обеспечивающей выдачу мощности в энергосистему для электроснабжения потребителей, а также для питания собственных нужд как при нормальных условиях эксплуатации, так и при выходе из строя одного или нескольких агрегатов. В них можно условно выделить две части – высокого напряжения и низкого напряжения, необходимого для питания собственных нужд. В зависимости от мощности ГЭС (ГАЭС), числа агрегатов, напряжений, на которых выдается электроэнергия в энергосистему, условий и режимов работы ее в энергосистеме применяются различные схемы электрических соединений. Основой схемы является соединение генераторов с трансформаторами и линиями электропередач.
В главных схемах применяются следующие типы электрических блоков:
Тип блока выбирается на основании технико-экономического сравнения вариантов, исходя из режимов и обеспечения надежности работы ГЭС (ГАЭС), условий эксплуатации, затрат на оборудование, потерь электроэнергии и др. На рис. 5.3,априведена главная схема, в которой все генераторы объединены общей системой шин генераторного напряжения, а на рис. 5.3,б– главная схема с дублирующей системой шин генераторного напряжения, при которой авария на любом из трансформаторов приводит к отключению одной линии электропередач, а авария на генераторе не приводит к прекращению питания всех линий. Дальнейшее повышение надежности главной схемы достигается применением дублирующей системы шин высокого напряжения на случай аварии основной системы шин. На рис. 5.4 показана схема электрических соединений Днестровской ГЭС. Шесть гидрогенераторов 117 МВт, 13,8 кВ объединены по два в три укрупненных блока (1 блок – 110 кВ и 2 блока – 330 кВ) с повышающими трансформаторами 250 МВ·А, 13,8/121 и 13,8/347 кВ соответственно. На ОРУ 330/110 кВ установлены 2 автотрансформатора 200 МВ·А 330/115/38,5 кВ, ОРУ 330 кВ с 3 ВЛ 330 кВ и ОРУ 110 кВ с 6 ВЛ 110 кВ. В цепях гидрогенераторов на генераторном напряжении установлены выключатели 13,8 кВ. energetika.in.ua Структурные схемы электростанций и подстанцийСТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.
Рис. 1. Структурные схемы ТЭЦ.
На рис. 1 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6—10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. 1, а два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный, — к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой. Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35— 110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СП) (см. рис. 1, б). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. При незначительной нагрузке (6—10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6—10 кВ (см. рис. 1, в). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей.
Рис. 2. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС.
На рис. 2 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (см. рис. 2, а). Если электроэнергия выдастся на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (см. рис. 2, б) или автотрансформатором, установленном в блоке с генератором (см. рис. 2, в).
Рис. 3. Структурные схемы подстанций.
На рис. 3 показаны структурные схемы подстанций. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (см. рис. 3, а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей (см. рис. 3, б). Возможно сооружение подстанций с двумя РУ среднего напряжения, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора (см. рис. 3, в). Выбор той или иной структурной схемы электростанции или подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов). ellectroi.ucoz.ru Главные схемы электрических соединений электростанцийГлавная схема электростанции любого типа – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. Главная схема изображается графически с помощью условных графических и буквенно-цифровых обозначений согласно единой системе конструкторской документации (ЕСКД). Помимо главных схем в данном курсе будут рассмотрены схемы собственных нужд. Главная схема и схема собственных нужд отображаются в данном учебном пособии в виде принципиальных схем. Принципиальная электрическая схема – графическое изображение элементов электрического устройства и связей между ними. Принципиальная схема не показывает взаимного (физического) расположения элементов, а лишь указывает на то, какие элементы с какими соединяются в принципе. Также применяются оперативные, монтажные схемы электрических соединений и схемы вторичных соединений. Оперативные схемы служат для отображения истинного состояния элементов схемы на текущий момент времени и используются оперативным персоналом в повседневной работе. Монтажные схемы содержат информацию о физическом расположении элементов схемы и применяются при монтаже и наладке электрооборудования. К схемам вторичных соединений относятся электрические схемы цепей управления, релейной защиты и автоматики, контроля состояния оборудования, автоматизированной системы управления и т. п. Вернёмся к главным схемам электростанций. Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д. На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении (то есть показана лишь одна фаза из трёх реально существующих) при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении, а также в трёхфазном исполнении. При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи мощности, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и полных принципиальных схем, а также для общего ознакомления с работой электроустановки. На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников или условных графических изображений. Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т. д.) на этой схеме не показывают. Структурные схемы электростанций могут быть блочными, с генераторным распределительным устройством (ГРУ) и комбинированными. Вариант блочной схемы показан на рис. 9.1. На данном рисунке каждый из шести блоков состоит из одного генератора и одного блочного повышающего трансформатора. Электроэнергия на повышенном напряжении поступает на распределительные устройства высшего (РУ-ВН) и среднего (РУ-СН) напряжений и далее – по линиям электропередачи в энергосистему. Как правило, на электростанции имеются два РУ повышенного напряжения, которые для надежности связываются автотрансформаторами связи (АТ) – одним или двумя. Выключатели повышенного напряжения показаны условно. В действительности они находятся в составе соответствующего РУ, а их количество на одно присоединение не обязательно равно одному. Возможные схемы РУ подробно рассмотрены в главе 8. На рис. 9.1 не показаны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд, секции собственных нужд одного из блоков, магистраль резервного питания – более подробно соответствующие схемы приведены в главе 11.
Рис. 9.1. Главная схема блочной электростанции В зависимости от количества генераторов и трансформаторов в блоке и от способа их соединения различают следующие виды блоков, перечисленные в порядке убывания надежности и стоимости капитальных затрат: моноблок, когда для одного генератора используется один трансформатор – рис. 9.2а; объединенный блок, когда два моноблока объединяются между собой на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов и имеют один общий выключатель высокого напряжения – рис. 9.2б; укрупненный блок, когда два генератора подключены к одному общему повышающему трансформатору с расщепленной обмоткой низшего напряжения – рис. 9.2в; сдвоенный блок, когда два генератора подключены к общей шине, а затем – к повышающему трансформатору с нерасщепленной обмоткой низшего напряжения – рис. 9.2г.
а) б) в) г) Рис. 9.2. Разновидности блоков генератор-трансформатор Моноблок – наиболее надёжный блок, т. к. при выходе из строя любого элемента одного из моноблока соседний моноблок остаётся в работе. Объединённый блок дешевле двух моноблоков, т. к. происходит экономия на одном выключателе высокого напряжения. С другой стороны надёжность объединённого блока ниже, т. к. при аварийном или плановом ремонте единственного выключателя высшего напряжения приходится останавливать оба генератора. Укрупнённый блок ещё дешевле, т. к. происходит экономия на повышающем трансформаторе. Но при выходе из строя единственного трансформатора произойдёт потеря обоих генераторов, тогда как в объединённом блоке на время ремонта трансформатора отключится лишь один генератор. Второй генератор отключится кратковременно – на время отключения выводимого в ремонт трансформатора разъединителями. Сдвоенный блок дешевле укрупнённого, т. к. нерасщеплённый трансформатор при прочих равных дешевле расщеплённого. Однако надёжность такой схемы ниже. Действительно, оба генератора имеют общую электрическую точку – генераторную шину. Данная шина является дополнительным элементом, в результате чего вероятность коротких замыканий увеличивается по отношению к другим видам блоков. С другой стороны, как и в случае укрупнённого блока, КЗ могут происходить и на самих генераторах. Здесь также есть принципиальное отличие по отношению к укрупнённому блоку. В сдвоенном блоке при коротком замыкании на одном из генераторов, на другом генераторе произойдёт значительное снижение напряжения, т. к. между генераторами практически отсутствует сопротивление. В схеме укрупнённого блока уменьшение напряжения также произойдёт, но в меньшей степени – из-за большого сопротивления расщеплённой обмотки низшего напряжения. По этой же причине в схеме укрупнённого блока будут ниже токи КЗ. Для единичной мощности генератора 1000 МВт используется блок особого типа – с 6-фазной обмоткой генератора и с расщеплённой обмоткой повышающего трансформатора – см. рис. 9.3.
Рис. 9.3. Блок с 6-фазной обмоткой генератора и с расщеплённой обмоткой повышающего трансформатора Блочные схемы характерны для крупных электростанций, электроэнергия которых передаётся на большие расстояния – АЭС, КЭС, мощные ТЭЦ и ГЭС. Действительно, передача электроэнергии на большие расстояния наиболее экономична при повышенных напряжениях. От блочных схем перейдём к схемам с ГРУ. Схемы с ГРУ характерны для ТЭЦ, которые производят не только электроэнергию, но и тепловую энергию и поэтому находятся рядом с потребителем, на расстоянии до 10 км (электрическую нагрузку такого потребителя будем называть местной). Следовательно, для передачи электроэнергии на малые расстояния можно использовать сравнительно невысокое напряжение, то есть генераторное напряжение 6,3 кВ или 10,5 кВ. С другой стороны, ТЭЦ должна быть связана с единой энергосистемой, куда выдаются избытки мощности, а эту связь дешевле выполнить на повышенном напряжении 110 кВ или 220 кВ. Поэтому помимо ГРУ схема ТЭЦ имеет также РУ-ВН для передачи электроэнергии на большие расстояния. Если вблизи ТЭЦ имеется энергоёмкое производство, то его питание осуществляется на напряжении 35 кВ или 110 кВ, в этом случае предусматривается ещё одно распределительное устройство – РУ-СН. На рис. 9.4 изображен один из вариантов схемы электростанции с использованием ГРУ.
Достоинства схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами: достигается экономия на повышающих трансформаторах и выключателях повышенного напряжения, – их число может быть меньше количества генераторов; схема выдачи мощности становится более гибкой и надёжной, – при выходе из строя одного из генераторов нет необходимости отключать трансформатор и наоборот при отключении одного из трансформаторов другой трансформатор может быть кратковременно перегружен. Недостатки схем с ГРУ по сравнению с блочными схемами: из-за увеличения токов КЗ происходит удорожание выключателей и токоведущих частей генераторного напряжения; для снижения токов КЗ приходится применять токоограничивающие реакторы; при больших мощностях генераторов токи КЗ становятся настолько значительными, что схема становится нереализуемой технически; возникают дополнительные капитальные затраты на сооружение ГРУ с многочисленными аппаратами и токоведущими частями. Кроме рассмотренных выше типов схем выдачи мощности, структурная схема станции может быть также комбинированной, то есть совмещать достоинства блочных схем и схем с ГРУ – рис. 9.5. Комбинированные схемы используются в случае ТЭЦ. Представленные схемы являются типовыми. Для конкретных электростанций схемы могут несколько варьироваться с изменением топологии и количества элементов. Далее рассмотрим особенности построения главных схем электростанций различного типа. 9.1. Главная схема теплоэлектроцентралиРассмотрим различные подходы к формированию главной схемы ТЭЦ в зависимости от доли мощности, потребляемой местной нагрузкой, и от напряжения, на котором электроэнергия выдаётся в энергосистему и к местной нагрузке. 1. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочный принцип – рис. 9.6. Мощность, выдаваемая собственным нуждам, обозначена РСН. Связь с энергосистемой осуществляется обычно от одного РУ-ВН на напряжениях 110-220 кВ через два (реже один) двухобмоточных трансформатора.
Рис. 9.6. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ 2. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-110 кВ. В этом случае помимо РУ-ВН появляется РУ-СН – рис. 9.7. Соответственно приходится либо использовать трёхобмоточные трансформаторы (рис. 9.7а) и автотрансформаторы (рис. 9.7б), либо увеличивать число двухобмоточных трансформаторов (рис. 9.7в). Трёхобмоточные трансформаторы используется в случае, когда напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются значительно – например 110/35 кВ или 220/35 кВ. Если напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются в меньшей степени (220/110 кВ), то используют трёхобмоточные автотрансформаторы. В этом случае проявляются достоинства автотрансформаторов по сравнению с обычными трансформаторами – см. раздел 4.3.
Рис. 9.7. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-110 кВ а – с трёхобмоточными трансформаторами; б – с трёхобмоточными автотрансформаторами; в – с двухобмоточными трансформаторами 3. Рассмотрим ТЭЦ с малой местной нагрузкой (РМН < 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочная схема, а питание местной нагрузки происходит от отпайки генераторного токопровода, обычно через сдвоенные токоограничивающие реакторы – рис. 9.8.
Рис. 9.8. Главная схема ТЭЦ с малой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ 4. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ и с генераторами разной мощности, что характерно для расширения существующей электростанции. Например, до расширения на ТЭЦ имелись генераторы единичной мощностью Рген ≤ 110 МВт, работающие на общее ГРУ. Такие генераторы имеют номинальное напряжение 6,3 кВ или 10,5 кВ [1]. Допустим в процессе расширения станции предусматривается установка более мощных генераторов единичной мощностью Рген ≥ 120 МВт. Эти генераторы невозможно подключить к существующему ГРУ по двум причинам. Во-первых, согласно [1] их номинальное напряжение больше либо равно 15,75 кВ, то есть не соответствует напряжению ГРУ. Во-вторых, даже если бы напряжения соответствовали, то подключение дополнительного мощного генератора к ГРУ повлекло бы за собой значительное увеличение токов КЗ, а следовательно – невозможность выбора токоведущих частей и коммутационных аппаратов. Поэтому дополнительные генераторы подключаются к РУ-ВН по блочному принципу, а схема станции становится комбинированной – рис. 9.9.
Рис. 9.9. Комбинированная главная схема ТЭЦ 9.2. Главная схема конденсационной тепловой электростанцииТребования к главным схемам электрических соединений КЭС сформулированы в [10]. Главные схемы электрических соединений КЭС выбираются на основании утвержденной схемы развития энергосистемы и участка последней, к которому присоединяется данная электростанция, а также с учетом общей и единичной мощности устанавливаемых агрегатов. Главная схема КЭС строится по чисто блочному принципу, т. к. электроэнергия от КЭС передаётся на большое расстояние и на повышенном напряжении, а значительная местная нагрузка на генераторном напряжении отсутствует. Обычно в главных схемах КЭС используют моноблоки. Пример главной схемы КЭС с шестью блоками показан на рис. 9.1. 9.3. Главная схема атомной электрической станцииТребования к главным схемам электрических соединений АЭС сформулированы в [11]. Схемы присоединения к энергосистеме должны обеспечивать в нормальных исходных режимах на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия системной противоаварийной автоматики при отключении любой отходящей линии электропередачи или автотрансформатора связи. В ремонтных режимах, а также при отказах выключателей главной схемы и устройств релейной защиты, устойчивость работы АЭС в энергосистеме должна обеспечиваться действием противоаварийной системной автоматики на разгрузку станция. Как уже отмечалось, АЭС является, по сути, конденсационной электростанцией с дополнительным циклом, относящимся к ядерному реактору. В связи с этим главная схема АЭС аналогична главной схеме КЭС. Отличие состоит в большем разнообразии видов блоков – на АЭС используются не только моноблоки, но и более сложные блочные схемы. Это объясняется двумя причинами. Во-первых, имеются блоки АЭС достаточно большой мощностью – РБМК-1000 МВт и ВВЭР-1000 МВт на существующих АЭС и ВВЭР-1200 МВт на строящихся. Во-вторых, на некоторых АЭС один реактор обслуживается двумя генераторами – ВВЭР-440 (2х220 МВт) и РБМК-1000 (2х500 МВт), или даже тремя генераторами – БН-600 (3х200 МВт). Главная схема АЭС с реакторами ВВЭР-440 имеет объединенные блоки – два генератора ТВВ-220 и два трансформатора ТЦ-250 – рис. 9.10. Главная схема блоков ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 имеет отличительную особенность – имеется 6-фазный генератор, подключенный к расщепленному повышающему трансформатору. На рис. 9.11 показана главная схема проекта Ленинградской АЭС-2.
Рис. 9.10. Главная схема Кольской АЭС
Рис. 9.11. Главная схема проекта Ленинградской АЭС-2 Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 содержит укрупненные блоки – два генератора ТВВ-500 и расщеплённые трансформаторы. При этом в связи с большими перетоками мощности используется группа из трёх однофазных трансформаторов ОРЦ-417. На схемах показывается один однофазный трансформатор, т. к. схема однолинейная. Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 показана на рис. 9.12 на примере Ленинградской АЭС.
Рис. 9.12. Главная схема действующей Ленинградской АЭС-1 Главная схема АЭС с реакторами БН-600 изображена с учётом того, что один реактор обслуживается тремя генераторами – рис. 9.13.
Рис. 9.13. Главная схема Белоярской АЭС 9.4. 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 9.5. Главная схема гидроаккумулирующей электростанцииГидроаккумулирующие электростанции ГАЭС имеют обратимые синхронные генераторы-двигатели мощностью в сотни МВт. В связи с этим важно обеспечить допустимые колебания напряжения на шинах повышенных напряжений РУ при различных режимах работы обратимых агрегатов, в том числе при прямом асинхронном пуске. Для облегчения операции пуска обратимых машин ГАЭС в насосном режиме необходимо использование передовых технических решений за счет использования частотного метода запуска через регулируемые тиристорные статические преобразователи. Для включения, отключения и реверсирования обратимых агрегатов ГАЭС используются два выключателя на генераторном напряжении – рис. 9.15.
Рис. 9.15. Главная схема Ленинградской ГАЭС kursak.net |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Рис. 5.4. Главная схема электрических соединений Днестровской ГЭС: 1 – генератор; 2 – трансформатор; 3 – выключатель; 4 – разъединитель; 5 – автотрансформатор; 6 – шины высокого напряжения; 7 – высоковольтные линии электропередач
/15,75-15,75 с двумя расщепленными обмотками генераторного напряжения. 
