Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Виды энергетических ресурсов.
Единая Энергетическая система Казахстана.
Классификация электрических станций.
Тепловые электростанции.
Конденсационные электростанции (КЭС).
Теплофикационные электроцентрали (ТЭЦ). Особенности.
Типы РУ и требования к ним.
Газотурбинные электростанции. Общие сведения.
Атомные электростанции. Общие сведения.
Нетрадиционные источники энергии.
Гидроэлектростанции (ГЭС), общие сведения.
Принципы построения ОРУ.
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), общие сведения.
Использование солнечной энергии.
Графики нагрузки. Общие сведения.
Классификация графиков нагрузки.
Графики нагрузки потребителей.
Графики нагрузки подстанций.
Комплектные распределительные устройства (КРУ)
Графики нагрузки электростанций.
Графики нагрузки энергосистемы.
Главные схемы электростанций и подстанций.
График продолжительности нагрузок.
Структурные схемы электростанций.
Оперативные схемы электростанций.
Структурные схемы ТЭС и ГЭС.
Структурные схемы ГЭС.
Структурные схемы ТЭС и ТЭЦ, различия.
Измерительные трансформаторы напряжения.
Технико-экономическое сравнение структурных схем.
Синхронные генераторы, общие сведения.
Системы охлаждения синхронных генераторов.
Параметры синхронных генераторов.
Силовые трансформаторы. Общие сведения.
Элементы конструкции трансформаторов.
Охлаждение трансформаторов.
Измерительные трансформаторы тока.
Автотрансформаторы. Общие сведения.
Параметры силовых трансформаторов.
Основное оборудование электростанций.
Коммутационные аппараты. Общие сведения
Коммутационные аппараты напряжением до 1000 В.
Коммутационные аппараты напряжением выше 1000 В.
Высоковольтные выключатели. Общие сведения.
Разъединители.
Разрядники и ОПН. Общие сведения.
Виды высоковольтных выключателей.
Токоведущие части.
Измерительные трансформаторы. Общие сведения.
Классификация распределительных устройств (РУ).
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Алматинский институт энергетики и связи
С.Е.Соколов, Р.М. Кузембаева, Г.Х. Хожин
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА
(Электрические станции и подстанции)
Учебное пособие
Рассмотрены основные вопросы производства электроэнергии на электрических станциях различного типа и перспективы их развития. Даны основные понятия электроэнергетики как системы. Рассмотрены режимы работы электроустановок и графики нагрузок электрических станций и подстанций. Приведены краткие сведения по основному, вспомогательному и коммутационному оборудованию электрических станций, показаны принципы построения главных схем и рассмотрена методика выбора схемы на основе технико-экономического сравнения. Рассмотрены принципы построения схем распределительных устройств.
Учебное пособие является частью дисциплины «Электроэнергетика» по разделу электрические станции и подстанции и может быть полезно как при изучении дисциплины, так и при выполнении расчетно-графической работы, а также для магистрантов по специальности «Электроэнергетика» и инженерно-техническому персоналу, занимающемуся проектированием и эксплуатацией электрооборудования.
Введение
Дисциплина «Электроэнергетика» знакомит студентов с их будущей специальностью, ее значением в современном обществе.
Эта единственная за все время обучения общеэнергетическая дисциплина, которая дает представление обо всех разделах энергетики и их взаимосвязях, и основных, происходящих в них процессах преобразования, передачи и потребления энергии, принципах работы и конструктивном выполнении энергетических установок. Она является основой для выбора студентом дальнейшей траектории обучения.
Согласно учебному плану дисциплина «Электроэнергетика» представляет собой пять разделов, а именно: «Электрические станции и подстанции»; «Электрические сети и системы»; «Электроснабжение промышленных предприятий»; «Релейная защита и автоматика»; «Нетрадиционные источники электроэнергии».
В настоящем учебном пособии, выполненном по разделу «Электрические станции и подстанции» рассмотрены основные вопросы получения электроэнергии на электрических станциях различного типа с учетом их особенностей и технологического процесса.
В первой главе кратко рассмотрены основные понятия энергетики, виды энергетических ресурсов и их запасы, экологические проблемы энергетики и состояние и перспективы развития мировой энергетики, стран СНГ и Казахстана.
Во второй главе приводятся сведения о электроэнергетической системе и рассматриваются технологические процессы получения электроэнергии на электростанциях различного типа.
В третьей главе рассматриваются режимы работы электроустановок, графики нагрузок и основные технико-экономические показатели, характеризующие работу электрических станций и подстанций.
В четвертой главе показаны особенности структурных схем станций различных типов и методика их выбора.
Пятая глава посвящена основному оборудованию электрических станций – генераторам и трансформаторам и особенностям их систем охлаждения и конструкции. Здесь же приводятся основные сведения о коммутационном и вспомогательном оборудовании на электрических станциях и подстанциях.
В шестой главе рассмотрены принципы построения распределительных устройств, их классификация и области использования. Учебное пособие может быть использовано при подготовке к экзамену и при выполнении расчетно-графических работ.
Авторы выражают благодарность д-р.техн.наук, профессору кафедры ЭПП АИЭС Болотову А.В. и заведующему кафедрой ЭПП АИЭС доценту Башкирову М.В за ценные замечания и предложения, которые были учтены при подготовке учебного пособия.
1 Состояние и основные проблемы процессов производства,
передачи и распределения электроэнергии
1.1 Понятие энергетики
В современном понимании энергетика (или энергетическое хозяйство) - это производство, переработка, преобразование, хранение, транспортировка, распределение и использование всех видов энергетических ресурсов и энергии. Основными формами, в которых применяется в настоящее время энергия, являются тепло и электричество. Отрасли энергетики, связанные с тепловой и электрической энергией называются, соответственно, теплоэнергетикой и электроэнергетикой, Отрасль энергетики, изучающая процессы преобра зования водной энергии в электрическую, называется гидроэнергетикой. В настоящее время интенсивно развивается отрасль электроэнергетики на основе нетрадиционных и возобновляемых источников. Открытие путей к использованию энергии атомного ядра создало новую отрасль энергетики - атомную или ядерную энергетику.
В энергетике используются в основном пять видов установок:
а) генерирующие, которые преобразуют потенциальную энергию природных энергетических ресурсов в электрическую, тепловую, механическую виды энергии;
б) преобразующие, т.е. изменяющие параметры данного вида энергии (трансформаторные подстанции, выпрямительные и инверторные электроустановки и др.);
в) установки для передачи и распределения энергии (электрические, тепловые, газовые сети, нефтепроводы, сети сжатого воздуха);
г) аккумулирующие, предназначенные для частичного регулирования режима производства энергии (электрические и тепловые аккумуляторы, насосно-аккумулирующие гидростанции и др.).
д) потребляющие, служащие для преобразования энергии, к тому виду, в кото ром она непосредственно используется.
Электроэнергетика обладает характерными особенностями, среди которых наиболее важны следующие:
- универсальность;
- глубокое проникновение во все сферы деятельности общества и жизни человека;
- преобразующее и революционизирующее влияние энергии на процессы производства и жизни людей.
- совмещение во времени процессов производства, распределения и потребления электроэнергии при ограниченных возможностях её аккумулирования;
- неравномерность производства и потребления электрической и тепловой энергии в течение часа, суток, недели, месяца, года;
- необходимость обеспечения надёжного и бесперебойного электроснабжения потребителей;
- территориальное несовпадение основных центров производства и районов потребления энергии, а также источников энергетических ресурсов;
- высокая степень концентрации производства и передачи энергии с применением сложных и дорогих видов энергооборудования и сооружений.
1.2 Три аспекта энергетики
Энергетика как сфера деятельности человеческого общества является большой глобальной системой, включающей как подсистемы окружающую среду и различные отрасли народного хозяйства.
Энергетика в ее современном состоянии и, тем более, в ее развитии должна рассматриваться в трех аспектах - техническом, социально-политическом и биосферическом, или экологическом.
Технический аспект энергетики характеризуется, прежде всего, огромными мощностями, которые по лучает человек, используя энергетический потенциал планеты. Так, мощность электростанций, существующих в настоящее время в мире, составляет около 2 млрд кВт. Общая же мощность всех энергетических установок до стигает 10 млрд кВт. Для обеспечения этих мощностей человек ежегодно берет у природы разные топлива, приведенные к условному, массой не менее 40-50 млрд. т. (под условным понимают такое топливо, которое при сгорании 1 кг выделяет 29,3 МДж теплоты).
Созданные человеком энергетические установки, имеющие огромные суммарные мощности, оказывают заметное влияние на естественные процессы, происходящие в биосфере. Это влияние во многих случаях носит негативный характер, который необходимо учитывать при рассмотрении биосферического аспекта энергетики.
Расходование топлива относится не только к техническому и биосферическому аспектам, но и в значительной мере к социально – политическому аспекту. Так, 30% населения земного шара потребляет более 90% всей вырабатываемой на планете энергии, на долю же остальных 70% населения, преимущественно в развивающихся странах, приходится менее 10% всей энергии. Между тем, уровень промышленности, состояние быта и развитие культуры теснейшим образом связаны с количеством используемой энергии.
Возникает общий технико-экологический вопрос: при столь высоких темпах развития энергетики, не наступит ли полное истощение всех запасов топлива и не произойдет ли это раньше, чем человечество получит в свое распоряжение новые ресурсы энергии?
1.3 Виды энергетических ресурсов и их запасы
Энергия – всеобщая основа природных явлений, базис культуры и всей деятельности человека. В то же время энергия понимается как количественная оценка различных форм движения материи, которые могут превращаться одна в другую. По видам энергия подразделяется на химическую, механическую, электрическую, ядерную и т.д. Возможная, для практического использования человеком, энергия сосредоточена в материальных объектах, называемых энергетическими ресурсами.
Из многообразия энергоресурсов, встречающихся в природе, выделяют основные, используемые в больших количествах для практических нужд. К ним относят огранические топлива, такие, как уголь, нефть, газ, а так же энергию рек, морей и океанов, солнца, ветра, тепловую энергию земных недр (геотермальную) и т.д.
Энергоресурсы разделяют на возобновляемые и невозобновляемые. К первым относят энергоресурсы, непрерывно восстанавливаемые природой (вода, ветер и т.д.), а ко вторым – энергоресурсы, ранее накопленные в природе, но в новых геологических условиях практически не образующиеся (например, каменный уголь).
Энергия, непосредственно извлекаемая в природе (энергия топлива, воды, ветра, тепловая энергия Земли, ядерная), называется первичной. Энергия, получаемая человеком после преобразования первичной энергии на специальных установках – станциях, называется вторичной (энергия электрическая, пара, горячей воды и т.д.).
В своем названии станции содержат указание на то, какой вид первичной энергии на них преобразуется. Например, тепловая электрическая станция (сокращенно ТЭС) преобразует тепловую энергию (первичную) в электрическую энергию (вторичную), гидроэлектростанция (ГЭС) – энергию воды в электрическую, атомные электрические станции (АЭС) – атомную энергию в электрическую и т.д.
Получение энергии необходимого вида и снабжение ею потребителей происходит в процессе энергетического производства, в котором можно выделить пять стадий:
а) получение и концентрация энергетических ресурсов: добыча и обогащение топлива, концентрация напора с помощью гидротехнических сооружений и т.д.;
б) передача энергетических ресурсов к установкам, преобразующим энергию; она осуществляется перевозками по суше и воде или перекачкой по трубопроводам воды, газа и т.д.;
в) преобразование первичной энергии во вторичную, имеющую наиболее удобную для распределения и потребления в данных условиях форму (обычно в электрическую энергию и тепловую);
г) передача и распределение преобразованной энергии;
д) потребление энергии, осуществляемое как в той форме, в которой она
доставлена потребителю, так и в преобразованной.
Если общую энергию применяемых первичных энергоресурсов принять за 100%, то полезно используемая энергия составит только 35 – 40%; остальная часть теряется, причем большая часть – в виде теплоты и определяется существующими, в настоящее время, техническими характеристиками энергетических машин.
Различные виды энергоресурсов неравномерно распределены по районам Земли, по странам, а также внутри стран. Места их наибольшего сосредоточения обычно не совпадают с местами потребления, что наиболее заметно для нефти. Больше половины всех мировых запасов нефти сосредоточено в районах Среднего и Ближнего Востока, а потребление энергоресурсов в этих районах в 4 – 5 раз ниже среднемирового. При этом примерно 3/4 установленной мощности электростанций и мирового производства электроэнергии приходится всего на 10 наиболее промышленно развитых стран. Наблюдается тенденция увеличения неравномерности потребления энергетических ресурсов. Так, свыше половины населения земного шара, проживающего в развивающихся странах, потребляют менее 100 кВтч электроэнергии, приходящейся на одного человека при среднемировом показателе, близком к 1500 кВтч. Эти цифры характеризуют социальное неравенство, отраженное в неравномерности потребления энергоресурсов.
Среди доступных энергоресурсов наибольшая доля приходится на уголь (75 – 85%), нефть(10 – 15%) и газ (5 – 10%).
Мировые геологические запасы угля, выраженные в условном топливе, оцениваются в 12000 млрд т. Наибольшими запасами располагают страны СНГ и США. Казахстан, из-за природного потенциала, входит в число тех немногих стран мира, которые способны полностью обеспечить не только себя первичными энергетическими ресурсами, как в настоящее время, так и на перспективу, но и экспортировать их в значительных объемах.
Следует отметить, что топливно-энергетические ресурсы размещены по территории Казахстана крайне неравномерно: основные запасы угля сосредоточены в Северной и Центральной части Казахстана. В Казахстане из балансовых запасов органического топлива на долю угля приходится 80%, нефти и газового конденсата – 13%, природного и попутного газа 7%, что отражено на рисунке 1.1
Рисунок 1.1 - Балансовые запасы минерального топлива Казахстана
Всего в Казахстане выявлено более 100 угольных месторождений с геологическими запасами 176,7 млрд.т, однако наиболее изученными являются около 40 месторождений, с оценкой промышленных запасов на них 34,1 млрд.т.
Реальные запасы сырой нефти приведены на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2 – Запасы сырой нефти
Мировые геологические запасы нефти оцениваются в 200 млрд. т. По общим разведанным запасам углеводородного сырья Казахстан выходит в первую десятку мира с разведанными извлекаемыми запасами нефти – 0,7 млрд. т, конденсата – 0,7 млрд. т и газа 2,5 – трлн. м3.
Запасы нефти промышленных категорий, в основном, сосредоточены на Западе Республики в Атырауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской областях.
Мировые геологические запасы газа оцениваются в 140-170 трлн. м3. Эти цифры следует рассматривать как весьма приближенные, изменяющиеся по мере проведения разведок.
Нефть и газ нужны не столько как энергетическое сырье, сколько как сырье для химической промышленности. В настоящее время известно более 5000 полезных синтетических продуктов, получаемых из нефти и газа, и число их ежегодно увеличивается. Однако, пока только 3-5% от добытых запасов перерабатывается как химическое сырье. Крупнейшими запасами располагают США – 27,5%, страны Среднего и Ближнего Востока – 20,6%, Африка – 15%, Россия и СНГ – 14,4%.
Гидроэнергия на Земле оценивается величиной 32 900 ТВтч в год. Около 25% этой энергии по техническим и экономическим условиям может использоваться для практических нужд. Эта величина примерно в 2 раза превышает современный уровень ежегодной выработки электроэнергии всеми электростанциями мира.
Наибольшими гидроресурсами располагают Россия, США, Канада. Среди возобновляемых энергоносителей только гидроэнергия может успешно конкурировать на современном рынке энергоносителей. Большая часть новых крупных ГЭС будет построена в развивающихся странах, в основном, в Азии: КНР и Индии. Гидроэнергетический потенциал Казахстана оценивается в 170 млрд. кВтч, а экономически целесообразный к освоению – 27 млрд. кВтч. Основные ГЭС Казахстана построены в восточном Казахстане на реке Иртыш. Наиболее перспективными для гидроэнергетического строительства являются реки Или, Чарын, Чилик, Большая и Малая Алматинки.
В настоящее время сооружено несколько мощных электростанций, использующих энергию приливов. Однако большая стоимость таких станций и трудности, связанные с неравномерностью их работы (пульсирующий характер выдачи мощности), не позволяют пока считать приливные станции достаточно эффективными, в связи с чем развитие их идет медленно.
Научная и инженерная мысль усиленно работает над созданием нового источника энергии – термоядерного контролируемого синтеза, при котором используются изотопы водорода, содержащиеся в морской воде. Энергия, выделяющаяся при термоядерной реакции на единицу топлива, превосходит энергию, получаемую при расщеплении (делении) тяжелых ядер урана или плутония. Количество энергии, выделяемой газообразным дейтерием массой 1 кг. в результате реакции синтеза, соответствует энергии, выделяемой при сжигании 10 тыс. т. угля. Важно и то, что термоядерный синтез не дает радиоактивных отходов.
Запасы энергии ветра, Солнца, геотермальной энергии, энергии, обусловленная разностью температур в глубинах океанов и на поверхности, и т.д., используются еще не в полной мере. Энергия ветра на земном шаре оценивается в 175-219 тыс. ТВт. ч в год, при этом развиваемая им мощность достигает (20-25) 109 кВт. Это примерно в 2,7 раза больше суммарного расхода энергии на планете. Ветро - и комбинированные установки используются для электроснабжения удаленных потребителей. В Германии суммарная мощность ветроэнергетических станций достигла 12 ГВт. Наиболее перспективным районом Казахстана по использованию энергии ветра является район Джунгарских ворот, где могут быть размещено до 1000 ветроустановок мощностью 100-250 кВт.
Лучистая энергия Солнца, поступающая на Землю, представляет собой самый значительный источник энергии, которым располагает человечество. Поток солнечной энергии на земную поверхность эквивалентен условному топливу массой 1,2-1014 т. Одна из проблем использования солнечной энергии заключается в том, что наибольшее количество ее поступает летом, а наибольшее потребление энергии происходит зимой.
На планете имеются значительные запасы геотермальной энергии. Эта энергия практически неисчерпаема и ее использование весьма перспективно. Термальные воды широко применяются для отопления и горячего водоснабжения в ряде стран. Так, столица Исландии Рейкьявик почти полностью обогревается теплотой подземных источников.
В последнее время рассматриваются проекты создания искусственных энергетических плантаций, на которых предполагается выращивание биомассы и последующее использование биологической энергии растений. Мировая продукция фотосинтеза лесов оценивается в 50 ТВт, что примерно в 10 раз больше современного объема добычи нефти и природного газа.
Современное развитие техники и технологии открывает заманчивые перспективы использования в практических целях возобновляемых источников энергии.
1.4 Энергетика и экология
При сжигании топлива и в результате иных производственных процессов выделяются газообразные соединения углерода и азота, (в первую очередь, речь идет о СО2, но также СО, СН4, NOX), которые, находясь в атмосфере, способствуют повышению температуры ее приземных слоев и нарушают сложившийся характер циркуляции, что, в первую очередь, отражается на погоде заметно увеличивая природную контрастность погодных условий.
Причин таких перемен несколько. Кроме выбросов в атмосферу газообразных продуктов горения и пыли можно назвать как минимум еще две: воздействие ракетно-космической деятельности на состояние окружающей среды и погодные условия (а также на состояние защитного озонового слоя) и стремительное опустынивание земель, происходящее в результате неправильного природопользования.
Согласно пессимистическим прогнозам, в том случае, если не принять мер по уменьшению влияния человека на погоду и климат (в первую очередь за счет снижения выбросов), к 2100 г. средняя температура атмосферы может увеличиться еще примерно на 2-2.5°. А это уже будет вполне реально воздействовать на состояние не только погоды, но и климата в наиболее заселенных регионах, и, скорее всего, эти изменения будут носить неблагоприятный характер.
Экологические проблемы развития энергетики, а в более широком смысле, сжигание органического топлива, можно с известной условностью разделить на глобальные и локальные. Глобальные проблемы связаны с возможным негативным воздействием на биосферу планеты в течение длительных интервалов времени, порядка нескольких десятилетий или даже столетий. Локальные проблемы непосредственно затрагивают жизненные интересы всех групп населения, проживающего в районе энергетических предприятий.
Для тепловых электростанций характерен огромный вещественный и энергетический обмен с окружающей средой. С экологической точки зрения они представляют собой длительно (десятки лет) и непрерывно действующие источники выбросов в атмосферу продуктов сгорания топлива и сбросов в водоемы большого количества низкопотенциального тепла с охлаждающей водой конденсаторов турбин, а также значительного объема золошлаковых отходов. Поэтому успешное развитие теплоэнергетики будет существенно зависеть от обеспечения допустимого уровня воздействия тепловых электростанций на окружающую среду, их экологической безопасности.
Воздействие ТЭС на окружающую среду может регулироваться использованием комплекса мероприятий: выбором соответствующего места расположения электростанций, мощности ТЭС и вида сжигаемого топлива, использованием экологически приемлемого технологического оборудования и современных методов сжигания топлива, применением эффективных способов очистки дымовых газов от золы, оксидов серы и азота, рассеиванием остаточных выбросов в атмосфере.
На атомной электростанции ядерный реактор представляет собой мощный источник радиоактивности. С одной стороны, возникает интенсивное ионизирующее излучение, с другой стороны, в реакторе образуются искусственные радиоактивные вещества, которые могут попадать в окружающую среду.
Для ГЭС необходимо создание водохранилищ, т.е. затопление земли, что на равнинных реках приводит к заболачиванию. Наносится ущерб рыбному хозяйству. Из-за повышения уровня грунтовых вод и засоления почвы наносится ущерб сельскому хозяйству. Происходит загрязнение водохранилища вследствие медленного течения воды, развития бактерий и т.д.
Вредные воздействия ветроустановок на окружающую среду выражаются в том, что они портят пейзаж, создают шум и электромагнитные помехи. Первые два фактора, по-видимому, не столь серьезны. В конце концов, они не представляют ничего необычного, мы свыклись с видом нефтехранилищ, фабрик, электростанций и т.п. Последний фактор более серьезен, но мало изучен.
Вклад угля в мировое производство электроэнергии останется, по прогнозам, наибольшим. Страны, имеющие большие запасы этого энергоносителя, более половины электроэнергии будут производить на угольных ТЭС (например, США, Германия, ЮАР, Канада, Польша и Австралия). В Индии и КНР доля угля превысит 75%. Россия – вторая по запасам угля страна мира – производит на угольных ТЭС только треть электроэнергии.
Природный газ становится одним из наиболее популярных энергоносителей для производства электроэнергии во многих промышленно-развитых странах.
Использование нефти для производства электроэнергии будет сокращаться во многих странах, кроме стран Среднего Востока. Прогнозы развития ядерной энергетики резко различаются для промышленно-развитых и развивающихся стран.
Ожидается, что производство электроэнергии на ГЭС и электростанциях на других возобновляемых энергоносителях к 2025 г. возрастет почти на 57%, однако их вклад в общее производство электроэнергии практически не изменится (около 20%). Большая часть новых крупных ГЭС мо жет быть построена в развивающихся странах, в основном в Азии.
В последние годы большими темпами развивается ветроэнергетика. В ряде стран ветро и комбинированные установки используются для электроснабжения удаленных и трудно доступных потребителей.
1.5 Рыночные отношения в электроэнергетике
В первые годы появления новой отрасли энергетики – производство и продажа электроэнергии, а также рынок услуг в области электроснабжения в мире были открытыми. Любая компания могла действовать по своим правилам. К середине ХХ века в мире четко прослеживается тенденция по централизации и сосредоточению управления энергетической отраслью в руках государства, созданию вертикально – интегрированных компаний по производству, передаче, распределению и реализации электроэнергии. Проведение такой политики было обусловлено уровнем развития топливно-энергетического комплекса, строительством электростанций и электрических сетей, объединением их в энергосистемы.
В 80 – е годы государства мира начали перестройку форм управления экономикой, делая упор на рыночные силы в ее развитии.
Существует довольно большое число моделей рынков электроэнергии. Из их числа, с точки зрения конкуренции, можно выделить 4 базовых модели организации рынка электроэнергии:
1. Монопольная модель – конкуренция и выбор отсутствует на всех уровнях. Единая монопольная компания осуществляет весь процесс.
2. Модель единого покупателя – конкуренция среди производителей за право продажи электроэнергии единому покупателю, который является монополистом по покупке, транспортировке и поставке электроэнергии всем потребителям.
3. Модель двухуровневого рынка – конкуренция среди производителей за право продажи электроэнергии оптовым покупателям и свобода выбора оптовыми покупателями производителей (уровень оптового рынка). Оптовые покупатели являются монополистами по поставке электроэнергии потребителям (уровень розничного рынка).Эта модель предполагает конкуренцию на оптовом рынке и отсутствие ее на розничном.
4. Модель либерализованного рынка – конкуренция среди производителей и свобода выбора всеми потребителями своих поставщиков.
Эти модели имеют свои достоинства и недостатки. В Казахстане создана и функционирует модель двухуровневого рынка. Это было достигнуто путем отделения деятельности по производству и поставке электроэнергии от деятельности по ее передаче и распределению и предоставления на оптовом рынке права свободного заключения договоров купли – продажи при свободном доступе к передающим сетям.
2 Технологический процесс производства электроэнергии на
электрических станциях
2.1 Общие сведения о производстве и распределении электроэнергии и классификация электрических станций
Электрические станции представляют собой предприятия, на которых происходит преобразование энергии природных источников в электрическую энергию или одновременно в тепловую и электрическую энергию.
На тепловых станциях в качестве природных источников используются уголь, газ, мазут, торф, горючие сланцы, уран, плутоний.
На гидроэлектростанциях энергия падающей воды преобразуется в механическую энергию водяной турбины и далее в электрическую энергию генератора.
Для получения электроэнергии может быть использована энергия солнца, ветра, морских волн и приливов, которые относятся к возобновляемым или нетрадиционным источникам энергии.
Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях выдается потребителям с помощью линий электропередачи и электрических подстанций, предназначенных для преобразования, передачи ее на дальние расстояния и распределения между потребителями.
Подстанции и линии электропередачи образуют электрические сети, связывающие генераторы станций и потребителей в единое целое – электрическую систему, представляющую собой совокупность электрических машин, электрических сетей и приемников электроэнергии.
Электрическая система вместе с теплосиловыми установками, тепловыми сетями и источниками энергоресурсов входит в состав энергетической системы (рисунок 2.1.1.), которая в настоящее время является основной формой энергетического производства. Существует и понятие топливно-энергетического комплекса (ТЭК), объединяющего в себе сложные взаимосвязи добычи топлива его транспорта и преобразования в электрическую и тепловую энергию.
В зависимости от вида используемых природных источников энергии в общей выработке электроэнергии участвуют следующие типы электростанций:
1.Тепловые станции (ТЭС), которые подразделяются на паротурбинные конденсационные – КЭС, паротурбинные теплофикационные – ТЭЦ, газотурбинные или парогазовые установки (ПГУ); дизельные; атомные – АЭС, геотермальные, солнечные.
2. Гидравлические электростанции (ГЭС), которые подразделяются на русловые, приплотинные, деривационные, приливные, гидроаккумулирующие
3. Электроустановки с использованием способов прямого получения электроэнергии и нетрадиционные источники электроэнергии, в частности, магнитогидродинамические генераторы, ветроагрегаты, биоустановки топливные элементы и др.
В последнее время существенно возрос интерес к нетрадиционным способам получения электроэнергии, в частности, к ветровым и солнечным электростанциям, однако на сегодня в мировой практике основную долю выработанной электроэнергии дают тепловые и гидравлические станции типа ТЭЦ, КЭС, АЭС, ГЭС, причем большая часть электроэнергии вырабатывается на станциях типа КЭС, ТЭЦ и ГЭС.
Перспективы развития большой энергетики по-прежнему связаны со строительством паротурбинных, атомных и газотурбинных станций, с увеличением доли выработки двумя последними, так что основу всех энергосистем составляют крупные ТЭЦ, КЭС, ГЭС. Примерная электрическая схема части мощной энергосистемы изображена на рисунке 2.1.1.
Объединение электростанций в энергосистемы дает существенные преимущества, такие как увеличение темпов развития энергетики, повышение надежности электроснабжения, повышение экономичности производства и распределения электроэнергии, улучшение качества электроэнергии, снижение суммарного резерва мощности в системе и др.
Для оперативного руководства работой энергосистем создаются системы диспетчерского управления, которые оборудуются средствами управления.
Совокупность процессов, существующих в электрической системе и определяющих ее состояние в любой момент времени, называется режимом системы, характеризующийся количественными показателями – параметрами режима, к которым относятся полная, активная и реактивная мощности, напряжение, токи, частота, углы сдвига фаз и другие. В свою очередь параметры режима связаны между собой соотношениями, в которые входят параметры системы в виде количественных показателей, определяющихся физическими свойствами системы и ее элементов, схемой соединения и т.д. К ним относятся сопротивления, проводимости, постоянные времени элементов и ряд других.
Режим системы должен удовлетворять требованиям надежности, бесперебойности электроснабжения потребителей, обеспечения надлежащего качества и наибольшей экономичности, безопасности работы персонала, полного использования располагаемой мощности и др.
Одним из основных параметров электроустановок является номинальное напряжение, при котором они должны нормально работать в течение всего срока службы. Номинальные напряжения регламентируются (таблица 2.1).
Как следует из таблицы, номинальные напряжения у генераторов напряжением до 10 кВ и мощностью до 100 МВт включительно принимаются выше номинальных напряжений соответствующих сетей, чем учитываются потери напряжения в электрических сетях.
Рисунок 2.1.1 - Принципиальная схема части мощной электрической системы
с различными типами электростанций
Т а б л и ц а 2.1- Номинальные напряжения электроприемников, сетей,
генераторов, и трансформаторов
|
Номинальное напряжение, кВ |
Наибольшее |
||||
|
Сети и приемники |
Генераторы |
Трансформаторы |
рабочее напряжение, |
||
|
|
|
Первичные обмотки |
Вторичные обмотки |
кВ |
|
|
0,22 |
0,23 |
0,22 |
0,23 |
- |
|
|
0,38 |
0,4 |
0,38 |
0,4 |
- |
|
|
0,66 |
0,69 |
0,66 |
0,69 |
- |
|
|
3 |
3,15 |
3 и 3,15 |
3,15 и 3,3 |
3,5 |
|
|
6 |
6,3 |
6 и 6,3 |
6,3 и 6,6 |
6,9 |
|
|
10 |
10,5 |
10 и 10,5 |
10,5 и 11 |
11,5 |
|
|
20 |
- |
20 и 21 |
21 и 22 |
23 |
|
|
35 |
- |
35 |
38,5 |
40,5 |
|
|
110 |
- |
110 |
121 |
126 |
|
|
150 |
- |
158 |
158 |
172 |
|
|
220 |
- |
220 |
242 |
252 |
|
|
330 |
|
330 |
347 |
363 |
|
|
500 |
- |
500 |
525 |
525 |
|
|
750 |
- |
750 |
787 |
798 |
|
|
1150 |
- |
|
1150 |
1200 |
|
Номинальные напряжения генераторов мощностью более 100 МВА, предназначенных для непосредственного соединения с силовыми трансформаторами по схеме блоков в таблице отсутствуют и равны: 13,8 кВ, 15,75 кВ, 18 кВ, 20 кВ, 24 кВ.
На современных электростанциях большинства стран мира, в том числе и странах СНГ, используются синхронные генераторы трехфазного тока с частотой 50 Гц. В США, странах Латинской Америки, Японии и некоторых странах Западной Европы используются генераторы с частотой 60 Гц.
Номинальные напряжения первичных обмоток понижающих трансформаторов равны номинальным напряжениям соответствующих сетей, за исключением напряжений 6,3 кВ, 10,5кВ, 21 кВ, относящихся к понижающим и повышающим трансформаторам, присоединяемым непосредственно к сборным шинам или выводам генераторов.
2.2 Тепловые паротурбинные конденсационные электростанции
Принципиальная технологическая схема паротурбинной конденсационной электростанции КЭС, работающей на угольной пыли, приведена на рисунке 2.2.1.
Со склада топлива 1 при помощи ленточного транспортера кусковой уголь У поступает в угледробильное устройство 2, где проходит через дробилки, разбивающие его на мелкие куски. Дробленый уголь УД транспортером подается в угольный бункер 3 пылеприготовительного устройства. Из бункера 3 уголь попадает в угольную мельницу 4, размалывающую его до пылевидного состояния. Из мельницы угольная пыль П поступает в бункер угольной пыли 5. Из последнего угольная пыль подается питателями пыли 6 и по пылепроводу направляется к горелкам 7 и вдувается в топку котла горячим воздухом ВГ, который подается дутьевым вентилятором 12.
Питатели пыли, имеющие электрический привод, позволяют изменять количество угольной пыли, поступающей в топку котла при работе его с разной паропроизводительностью
Горячий воздух ВГ, необходимый для горения угольной пыли, предварительно проходит через воздухоподогреватель 10, где он подогревается отходящими газами Г, которые отсасываются из газоходов котла дымососом 11 и через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Холодный воздух В забирается снаружи. Вход в топку котла горячего воздуха улучшает сгорание топлива и повышает температуру в топке. Сгорая, угольная пыль образует пламя в виде факела с очень высокой температурой.
Отходящие газы используются и для подогрева в экономайзере 9 питательной воды ПВ, поступающей в котел. Использование тепла отходящих газов для подогрева питательной воды и воздуха уменьшает потери тепла с уходящими газами и повышает к.п.д. котлоагрегата.
Рисунок 2.2.1 - Технологическая схема конденсационной, паротурбинной
электрической станции
Из котла 8 по паропроводу перегретый пар ПП поступает в паровую турбину 13, в которой он проходит ряд ступеней, coвершая механическую работу. При этом давление и теплосодержание его уменьшаются. Некоторое количество отработавшего в турбине пара ПО (пар отбора) отводится от промежуточных ступеней турбины для подогрева питательной воды. Остальной пар проходит через последующие ступени турбины. Полностью отработавший пар ОП поступает в конденсатор 15, где он конденсируется.
Конечное давление отработавшего пара в паровых турбинах обычно составляет 0,03—0,04 ат. Столь глубокий вакуум создается в конденсаторе за счет интенсивного охлаждения и быстрой конденсации отработавшего пара путем пропуска через трубы конденсатора холодной циркуляционной воды ЦВ, которую подает циркуляционный насос 17 из какого- либо водоема – реки, пруда, озера. Если вблизи станции водоема нет, то используют один и тот же объем циркуляционной воды, искусственно охлаждая ее в каком-либо специальном сооружении, например, башне-охладителе (градирне).
Воздух, проникающий в конденсатор вместе с отработавшим паром через неплотности, удаляется паровым эжектором 16. Поступающий в конденсатор отработавший пар даже при конечном давлении 0,04 - 0,03 ат содержит еще значительное количество неиспользованного тепла, большая часть которого поглощается циркуляционной водой и уносится в водоем, т. е. теряется непроизводительно.
Из конденсатора турбины конденсат К перекачивается конденсатным насосом 18 в деаэратор 19. Деаэратор служит для удаления из питательной поды растворенных в ней газов (особенно кислорода воздуха), так как последний вызывает интенсивную коррозию труб котла, труб водоподогревателей и питательных трубопроводов.
В деаэраторе питательная вода подогревается паром ПО из промежуточного отбора турбины до температуры, при которой происходит интенсивное выделение растворенных в ней газов.
Из деаэратора питательная вода ПВ откачивался питательным насосом 20. На пути в котел питательная кода проходит несколько водоподогревателей (на схеме показан один 21), в которых вода подогревается паром из промежуточных отборов турбины. Поступающий в водоподогреватели пар конденсируется. Конденсат КП отводится в деаэратор.
Конденсационные паровые турбины имеют несколько отборов для подогрева питательной воды. Регенеративный подогрев питательной воды паром из промежуточных отборов турбины существенно повышает КПД электростанции. Объясняется это тем, что отбор из промежуточных ступеней турбины частично отработанного пара уменьшает количество пара, поступающего в конденсатор турбины, а, следовательно, и потери тепла с циркуляционной водой. Тепло, содержащееся в паре, возвращается (отсюда и название регенеративный подогрев) с питательной водой в котельный агрегат.
Дополнительно питательная вода подогревается в водяном экономайзере дымовыми газами. В зависимости от давления пара в котле температура питательной воды при входе в котел 160-240 оС.
Небольшое количество пара теряется на утечки и собственные нужды. Для восполнения потерь пара в систему питания котла через деаэратор 19 поступает добавочная вода ДВ, химически очищенная на специальной установке 22, питающейся сырой водой СВ.
Кроме потерь тепловой энергии с охлаждающей циркуляционной водой имеют место некоторые потери энергии в котлоагрегатах, паропроводах, турбинах и генераторах. С учетом всех этих потерь КПД паротурбинных конденсационных станций обычно не превышает 40 %
На станциях типа КЭС применяется блочная схема соединения генератора 14 с трансформатором 23. Вырабатываемая электроэнергия ЭЭ поступает в повышающий трансформатор и затем на сборные шины напряжением 35 кВ и выше, от которых отходят линии электропередач.
При блочной схеме на каждый турбоагрегат устанавливают один котел, причем как по питательной воде, так и по пару котлы разных турбоагрегатов не связывают (отсутствуют поперечные связи между блоками). В этом случае значительно сокращается расход вспомогательного оборудования, упрощается и удешевляется тепловая часть станции, повышается надежность ее работы, облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров.
Такой энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
– облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров;
– упрощается технологическая схема электростанции;
– уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;
– сокращается объем строительных и монтажных работ;
– уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
– обеспечивается удобное расширение электростанции.
Недостатком блочного соединения является остановка турбоагрегата при повреждении котлоагрегата. Однако современные коглоагрегаты достаточно надежны, а на случай отключения одного блока энергосистема всегда располагает необходимой резервной мощностью.
По рассмотренной схеме работают и сооружаются, главным образом, крупные районные электростанции на местном топливе. Такие станции обычно значительно удалены от потребителей электроэнергии, поэтому вырабатываемая ими электроэнергия распределяется посредством линий электропередачи напряжением 35-110 кВ и выше.
На рисунке 2.2.2 приведен схематический поперечный разрез главного корпуса крупной КЭС, на котором показано дополнительно оборудование, не отмеченное в технологической схеме: 1 - угольный транспортер; 2- бункер сырого угля; 3- питатель сырого угля; 4 - угольная мельница; 5 - сепаратор; 6 - циклон; 7 - бункер угольной пыли; 8- паровой котел; 9 - две ступени водяного экономайзера; 10 - две ступени воздухоподогревателя; 11 - мокрый золоуловитель (скруббер); 12 - дымосос; 13 - дымовая труба; 14 - дутьевой вентилятор; 15-деаэратор; 16 - мостовой кран котельной; 17-паровая турбина; 18 - турбогенератор; 19 - конденсатор турбины; 20 - трубопроводы циркуляционной воды; 21 - мостовой кран машинного зала; 22 - щит управления блока котел -турбина; 23 - трансформатор для питания собственных нужд.
Питатель 3 служат для регулирования поступления угля из бункера 2 в мельницу 4. Смесь угольной пыли и воздуха из мельницы поступает в сепаратор 5, а затем в циклон 6. В сепараторе от углевоздушной смеси отделяются крупные не размолотые частицы угля, увлеченные потоком воздуха 14, которые направляются обратно в мельницу. В циклоне угольная пыль отделяется от воздуха и по трубе направляется в пылеугольный бункер 7.
.
Рисунок 2.2.2 - Схематический поперечный разрез главного корпуса районной тепловой
электрической станции
После водяного экономайзера 9 и воздухоподогретеля 10 дымовые газы попадают в мокрый золоуловитель (скруббер) 11, в котором газ, очищается от взвешенной золы. Очищенный газ отсасывается дымососом 12 и по коробу направляется в дымовую трубу 13. При пылевидном сжигании топлива большая часть золы выносится дымовыми газами из котельного агрегата. Для очистки газов применяют золоуловители.
Общее расположение основных сооружений конденсационной электростанции показано на рисунке 2.2.3, где обозначено: 1- штабель угля; 2-мостовой грейферный угольный кран; 3-закрытая эстакада ленточных транспортеров со склада в угледробилки; 4 - угледробильное помещение; 5 - закрытая эстакада ленточных транспортеров из угледробилок в бункерное помещение котельной: 6 -котельная; 7 - дымовые трубы; 8 - машинный зал; 9 - водохранилище; 10 - береговая насосная;11 - здание щита управления; 12 - переходный мостик; 13 - открытое распределительное устройство 110кВ; 14 - то же 220 кВ; 15 - отходящие линии электропередачи 110кВ; 16 -трансформаторная мастерская; 17 - служебный корпус
В зависимости от наличия водоема или реки, а также от рельефа местности, розы ветров и других факторов, компоновка и расположение основных сооружений могут существенно отличаться. Некоторые возможные варианты приведены на рисунке 2.2.4,где обозначено: 1-главный корпус; 2-склад топлива; 3-дымовые трубы; 4-трансформаторы блоков; 5,6-распределительные устройства; 7-насосные станции; 8-прмежуточные опоры линий электропередач.
Таким образом, технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения, водоподготовки, золоулавливания и золоудаления и электрической части станции.
Рисунок 2.2.3 - Основные сооружения мощной тепловой районной
электростанции
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).
Рисунок 2.2.4 - Варианты расположения основных сооружений КЭС
Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4000 МВт и более, с энергоблоками 500 и 800 МВт.
Электрические станции типа КЭС, работающие на угле, оказывают существенное влияние на окружающую среду. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбных хозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т.д.
2.3 Паротурбинные теплофикационные электрические станции
(теплоэлектроцентрали, ТЭЦ)
Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией. На ТЭЦ устанавливают теплофикационные турбоагрегаты мощностью до 100 – 120 МВт.
На рисунке 2.3.1 приведена принципиальная тепловая схема ТЭЦ в той ее части, в которой она отличается от схемы КЭС (нумерация элементов та же).
Рисунок 2.3.1 - Технологическая схема теплоэлектроцентрали
Теплофикационные турбины имеют несколько отборов пара от промежуточных ступеней, используемых для теплофикации и регенеративного подогрева питательной воды. Пар из теплофикационных отборов поступает непосредственно на производство или в водоподогреватель (бойлер) 24, через который сетевым насосом 25 прогоняется вода, используемая для отопления зданий и для нужд городского хозяйства и промышленных предприятий. Конденсат КП из водоподогревателя перекачивается насосом 26 в деаэратор. Использование для теплофикации частично отработавшего пара из промежуточных ступеней турбины уменьшает количество пара, поступающего в конденсатор, а, следовательно, и потери тепла с циркуляционной водой.
Полный К.П.Д. ТЭЦ, учитывающий отпуск потребителям электрической и тепловой энергии, достигает 60 - 70%. Наиболее экономичным режимом ТЭЦ является ее работа по графику теплового потребления, т. е. при регулировании поступления пара в турбины соответственно отбору его на теплофикацию.
Так как режимы работы тепловых и электрических потребителей различны, то работа ТЭЦ по графику теплового потребления возможна только при ее параллельной работе с другими станциями энергосистемы - тепловыми и гидравлическими. Действительно, если теплоэлектроцентраль работает параллельно с энергосистемой, то, регулируя поступление пара в ее турбины в соответствии с потребностью тепла для нужд теплофикации, получаем определенную выработку электроэнергии. Если количество вырабатываемой электроэнергии превышает потребность местных потребителей, то часть электроэнергии передается в сеть энергосистемы. Если ее количество недостаточно для покрытия потребности местных потребителей, то дополнительная электроэнергия забирается из сети энергосистемы.
Комбинированная выработка на теплоэлектроцентралях тепловой и электрической энергии дает значительную экономию топлива, достигающую 15 - 25% по сравнению с расходом топлива при раздельном энергоснабжении, т. е. со снабжением электроэнергией от КЭС и теплоснабжением от специальных котельных установок.
Передача тепловой энергии на большие расстояния связана со значительными потерями тепла, поэтому ТЭЦ обычно сооружаются в непосредственной близости к потребителям городов и промышленных районов, а электроэнергия распределяется в основном на генераторном напряжении 6 или 10 кВ.
В последние годы наметилась тенденция сооружения ТЭЦ по блочному принципу с вынесением площадки строительства за пределы городов и передачей тепла по трубопроводам на расстояние до 5- 10 км. Такое решение требует дополнительного подогрева и строительства дополнительных котельных.
Для питания удаленных потребителей, а также для связи станции с электросетью системы на ТЭЦ сооружают повышающую подстанцию с вторичным напряжением 35—220 кв.
2.4 Газотурбинные электростанции
По конструкции и принципу действия газовые турбины ГТ аналогичны авиационным турбовинтовым и турбореактивным двигателям.
Жидкое или газообразное топливо подается с помощью топливного насоса ТН или газового компрессора ГК в камеру сгорания КС, как это показано на рисунке 2.4.1. Туда же подается воздух, предварительно подогретый в регенеративном водонагревателе Р за счет тепла отработавших продуктов сгорания.
Образовавшиеся при горении топлива газы (продукты сгорания) поступают из камеры сгорания КС в ГТ.
|
|
|
|
Р - регенератор; ВК - воз душный компрессор; КС - ка мера сгорания; ГТ - газовая турбина; ПД - пусковой дви гатель; ТН - топливный насос; ГК - газовый компрессор Рисунок 2.4.1 - Принципиальная схема газотурбинной установки с регенерцией тепла
|
1 – воздух из атмосферы; 2-топливо; 3-отработанные в турбине газы; 4-уходящие газы; 5-свежий пар; 6-питательная вода Рисунок 2.4.2 - Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа |
Продукты сгорания, имеющие температуру свыше 1000° С, поступают в сопла турбины, выполненные из металла каналы, установленные в неподвижном статоре турбины. В соплах тепловая энергия продуктов сгорания преобразуется в кинетическую энергию потока газа, при этом температура и давление продуктов сгорания уменьшаются, а скорость струи газа растет.
Струя газа поступает на рабочие лопатки турбины, укрепленные на ее диске, жестко связанном с валом.
Благодаря центробежной силе поток газа оказывает давление на вогнутые поверхности рабочих лопаток, за счет чего и обеспечивается вращение ротора турбины генератора.
Современные ГТ выпускаются на мощности 25 - 200 МВт. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2 мин.
Основная часть теплоты ГТ выбрасывается в атмосферу, поэтому их общий КПД составляет 25-30%. На выходе ГТ температура газов достаточно высока, что позволяет использовать отработанные газы в парогазовых установках ПГУ, как это показано на рисунке 2.4.2.
Топливо 2 поступает в камеру сгорания КС, куда с помощью компрессора К подается воздух, который размещен на одном валу с газовой турбиной Т и электрическим генератором. Горячие газы 3, поступают из газовой турбины Т в котел-утилизатор КУ. В котле-утилизаторе КУ за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину ПТ, на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу.
Отработавший в паровой турбине ПТ пар поступает, как обычно, в конденсатор, и затем с помощью питательного насоса 6 снова в котел-утилизатор
В силу очевидных достоинств парогазовых установок, мобильности, малых сроков строительства, простоты обслуживания и других интерес к ним постоянно возрастает.
2.5 Атомные электростанции
Работа атомных электрических станций основана на делении тяжелых ядер в результате попадания в ядро нейтрона, благодаря чему развивается цепная реакция с выделением огромного количества энергии (тепла). В качестве ядерного топлива используются обогащенный природный уран и искусственно полученный плутоний 239Рu.
В атомной энергетике используются два типа нейтронов: быстрые, возникающие в результате ядерной реакции, и обладающие большей энергией и замедленные (тепловые), энергия которых приблизительно в 100 раз меньше энергии быстрых нейтронов. Использование быстрых нейтронов до сих пор связано со значительными трудностями. Одна из них заключается в том, что необходимо устранить соприкосновения быстрых нейтронов с веществами, активно их поглощающими или замедляющими.
Тепловые (замедленные) нейтроны получаются с помощью замедлителей, которыми служат обычная или тяжелая вода (D2O, где D - дейтерий, изотоп водорода) и графит.
Объем, в котором находятся ядерное топливо и замедлитель, именуется активной зоной реактора. Здесь происходит замедление образовавшихся в ядерных реакциях быстрых нейтронов и «превращение» их в тепловые нейтроны, а также передача тепла теплоносителю.
Находящееся в активной зоне реактора ядерное топливо размещается в тепловыделяющих элементах (ТВЭЛах), каждый из которых состоит из сердечника и оболочки, и которые собирают в специальные пакеты, кассеты и блоки.
Для уменьшения утечки нейтронов из активной зоны, последнюю окружают отражателем нейтронов, обычно представляющим собой то же вещество, что и замедлитель. Вслед за отражателем нейтронов размещается биологическая защита от радиоактивных излучений.
Биологическая защита делается из бетона высокого качества и обычно содержит около 10% воды, являющейся хорошим поглотителем нейтронов. Защита, хотя и резко ослабляет радиоактивное излучение реактора, но уничтожить его совсем не может. Поэтому безопасность - один из важнейших вопросов атомной энергетики.
Наибольшее распространение в настоящее время имеют водо-водяные реакторы (ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор), в которых обычная вода служит и замедлителем нейтронов, и теплоносителем и уран-графитовые реакторы (РБМК - реактор большой мощности, канальный), где в качестве замедлителя используется графит, а теплоносителем служит обычная вода.
Активная зона водо-водяного реактора представляет собой толстостенный сосуд, выдерживающий давление 150 – 200 атмосфер, в котором находятся вода и погруженные в нее сборки тепловыделяющих элементов (ТВЭЛов), как это показано на рисунке 2.5.1.
Тепло, выделяемое ТВЭЛами, забирается водой, температура которой значительно повышается. Это, так называемая одноконтурная АЭС, технологическая схема которой приведена на рисунке 2.5.2, а.
Вода, соприкасающаяся в активной зоне с ТВЭЛами, радиоактивна и представляет опасность для персонала, что требует защиты всей активной зоны.
|
Рисунок 2.5.1 - Схема водо-водяного реактора
|
В двухконтурной схеме, в соответствии с рисунком 2.5.2, б, вода первого контура передает тепло воде второго контура, которая не протекает через активную зону и не представляет опасности с точки зрения радиоактивности. Кроме ядерного реактора 1, парогенератора 5 и циркуляционного насоса 6, остальное оборудование - турбина 2, конденсатор 3, и питательный насос 4 аналогичны обычным тепловым станциям. Парообразование происходит за счет разности давлений в контурах. Чем выше давление, тем выше температура парообразования.
а) одноконтурная на базе реакторов ВВЭР; б) двухконтурная на базе реакторов ВВЭР; в) трехконтурная на базе реакторов на быстрых нейтронах
Рисунок 2.5.2 - Технологические схемы АЭС
Давление в контурах реактора достаточно высокое и активная зона размещается в толстостенном корпусе, выполненном из высококачественного металла.
На рисунке 2.5.2, в представлена схема трехконтурной АЭС с реактором на быстрых нейтронах типа БН. В первом и втором контурах теплоносителем служит слабо поглощающий нейтроны радиоактивный жидкий натрий, а в третьем контуре - уже нерадиоактивная вода (водяной пар).
После аварии на Чернобыльской АЭС перспективы развития атомной энергетики были подвержены большим сомнениям, однако сегодня доказано, что причиной аварии послужило необычайное совпадение самых неблагоприятных факторов и грубые ошибки эксплуатационного персонала. Несмотря на это, разрабатываются меры по повышению безопасности реакторов.
АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако, удельные тепловыделения в окружающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования, а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.
Обладая значительными запасами уранового сырья, развитой инфраструктурой по его разведке, добыче и переработке, а также возможности организации производства ТВЭЛов Казахстан имеет все объективные условия для развития атомной энергетики.
Если рассмотренные ранее ядерные реакции представляют собой деление ядер тяжелых элементов, где инициатором деления является нейтрон, то термоядерная реакция является реакцией синтеза ядер легких элементов, основанной на сближении ядер атомов на расстояние до одной миллиардной доли микрометра, то есть преодоления электростатических сил отталкивания. Для этого, необходима очень высокая температура (порядка десятков миллионов градусов). Поэтому реакция синтеза легких элементов называется термоядерной.
Подсчитано, что энерговыделение при термоядерной реакции, отнесенное к единице массы исходного вещества, примерно в 4 раза больше по сравнению с ядерной реакцией деления 235U. По современным научным представлениям, источником энергии звезд и нашего Солнца является термоядерная реакция, при которой водород превращается в гелий с выделением огромного количества тепла.
Водород имеет три изотопа: протий (Н) - «обычный» водород, ядром которого является протон; дейтерий (D) - более тяжелый водород с ядром состоящим из протона и нейтрона; тритий (Т) - еще более тяжелый водород с атомным ядром состоящим из одного протона и двух нейтронов. Возможность осуществления термоядерной реакции в земных условиях на основе дейтерия и трития доказана.
Именно такая реакция происходит в термоядерной (водородной) бомбе, где она носит характер неуправляемого кратковременного и мощного взрыва. Для использования этой энергии для производства электроэнергии термоядерную реакцию нужно сделать управляемой.
Это в особенности важно с той точки зрения, что ресурсов для дейтерий -тритиевой реакции (D - T реакция) вполне достаточно. Запасы дейтерия в воде морей и океанов по энергетическому эквиваленту во много миллионов раз превышают запасы всех видов органического топлива. Тритий получают из изотопов лития, запасы которого по энергетическому эквиваленту равны запасам урана. При использовании D - D реакции энергетические ресурсы можно было бы считать неисчерпаемыми.
Для решения поставленной задачи необходимо создать высокую температуру исходных веществ и, что значительно сложнее, удержать ее достаточно длительное время. Эти исследования проводятся на установках типа «Токамак» (тороидальная камера в магнитном поле), однако перспективы использования термоядерной реакции в энергетике пока достаточно условны.
2.6 Дизельные и геотермальные электростанции
Дизельные электростанции представляют собой двигатель внутреннего сгорания ДВС, с валом которого соединен синхронный генератор. Дизельные электростанции мобильны, автономны, выпускаются на мощности до сотен кВт и могут использоваться как резервные источники питания для электроснабжения труднодоступных районов и потребителей сельского хозяйства. Широко используются в качестве резервных, аварийных источников питания систем собственных нужд атомных электростанций.
Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников. Принцип действия аналогичен тепловым электростанциям. Отличительной особенностью является конструкция испарителя-парогенератора. Геотермальные электростанции работают в Новой Зеландии, Новой Гвинее, США и Италии, причем в Италии дают около 6% всей вырабатываемой электроэнергии. В России на Камчатке сооружена и работает Паужетская геотермальная станция.
2.7 Гидроэлектрические станции
На гидроэлектростанциях (ГЭС) кинетическая энергия воды преобразуется в механическую энергию гидротурбины и далее в электрическую энергию гидрогенератора. Полезная мощность на валу гидротурбины определяется количеством проходящей через нее воды Q и величиной напора H, а электрическая мощность на зажимах генератора
где Q – количество воды, проходящей через турбину, м2/сек;
Н - величина напора (высота падения) воды, м;
- к. п. д. водоподводящих сооружений, учитывающий потерю напора в них (например, в трубах, по которым вода подводится к турбине и отводится от нее);
- к. п. д. гидротурбины (для гидротурбин средней и большой мощности 0,88 - 0,94);
- к. п. д. генератора (для гидрогенераторов средней и большой мощности 0,95 - 0,98);
- к. п. д. ГЭС (достигает значения 0,88).
На ГЭС, сооружаемых на равнинных реках, напор Н создается плотиной 3 и определяется разностью уровней воды верхнего 1 и нижнего 2 бьефов, как это показано на рисунке 2.7.1, а. Со стороны верхнего бьефа образуется водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере надобности.
Равнинные реки имеют пологие и невысокие берега, поэтому создание на них высоких напоров Н затруднительно вследствие значительного затопления берегов, необходимостью вырубки лесов, а также перенесением ряда населенных пунктов и предприятий, и частичным переустройством железных дорог и мостов, а иногда и с созданием водозащитных сооружений (дамб), для предупреждения затопления тех или иных земельных участков.
Плотины на гидроэлектростанциях бывают водосливные и глухие. Водосливные плотины служат не только для создания необходимого напора, но и для сброса в нижний бьеф лишней воды при переполнении водохранилища. Водосливные плотины сооружаемые из бетона, имеют водопропускные отверстия, перекрываемые металлическими щитами или затворами, при помощи которых регулируют сброс воды из верхнего бьефа в нижний. Глухие плотины не имеют водосбросных отверстий и служат только для создания необходимого напора. Глухие плотины бывают бетонные и земляные.
|
|
|
|
Рисунок 2.7.1 - Схема создания напора плотиной (а) и схематический план гидроузла (б)- русловой гидроэлектростанции
|
Рисунок 2.7.2 - Схема гидроузла приплотинной гидроэлектростанции
|
При небольших напорах наиболее распространенным типом ГЭС являются русловые, как это показано на рисунке 2.7.1, б, на которых здание станции 5 входит в общий фронт водонапорных сооружений, т. е. является продолжением плотины (3- бетонная водосливная плотина; 4 - бетонная или земляная глухая плотина). Вода к гидротурбинам 6 подводится через входные отверстия 7 и отводится от гидротурбин через отсасывающие трубы 8. Для пропуска судов служат шлюз 9 и подходные каналы 10 и 11.
При напорах более 30 - 35 м сооружают ГЭС приплотинного типа, у которых здание станции непосредственно напор не воспринимает и расположено за глухой бетонной плотиной со стороны нижнего бьефа, как это показано на рисунке 2.7.2. В теле бетонной плотины 3 проходят напорные трубопроводы 9, по которым вода поступает к гидротурбинам 8.
На горных реках напор может быть создан путем использования значительных естественных уклонов (падений) этих рек, как это показано на рисунке 2.5.4. Пусть в створе А отметка уровня реки равна НА, м, а в створе Б -соответственно НБ , м. На участке А - Б разность горизонтов воды в начале и конце участка А - Б составляет . Она и определяет напор и используется на, так называемых, деривационных ГЭС, у которых деривационными называются сооружения, идущие в обход основного русла реки (деривационные каналы, туннели, трубы).
В начале используемого участка реки расположен водоприемник 1, через который вода поступает в деривационный канал 2, а из него в напорный бассейн 3. Плотина 7 обеспечивает заход воды в деривационный канал. Последний проложен с небольшим уклоном, в несколько раз меньшим естественного укло на реки. Поэтому напор Н на турбинах гидростанции ненамного меньше уклона реки. Из напорного бассейна 3 вода по напорным трубам 4 поступает в гидротурбины, находящиеся в машинном зале 5, а из них по отводному каналу 6 возвращается в реку, но уже в створе Б.
|
|
в)
|
а- план гидроузла; б - схема создания напора; в - общий вид
Рисунок 2.5.4 - Схема деривационной гидроэлектростанции
При помощи плотины 7 можно дополнительно поднять уровень воды, увеличив напор на турбинах гидростанции. Такие ГЭС, в которых напор частично создается плотиной и частично деривацией, называют плотинно-деривационными или смешанными.
При сооружении гидроэлектростанций решается и комплекс важных народнохозяйственных задач: улучшение судоходства, орошение и обводнение засушливых земель, улучшение водоснабжения городов и промышленных предприятий. Через гидротехнические сооружения станции прокладывают шоссейные дороги и желез нодорожные пути.
К достоинствам ГЭС относятся значительная экономия топлива и освобождение транспорта от его перевозок, простота автоматизации, меньший объем эксплуатационных и ремонтных работ, меньшая численность персонала. Себестоимость электроэнергии на ГЭС в 3 - 5 раза меньше, чем на ТЭС.
Недостатками ГЭС являются значительные капитальные затраты и большие сроки сооружения, а также проблемы, связанные с затоплением земель.
Если гидростанция не имеет водохранилища, то режим ее работы определяется стоком реки: при больших стоках гидростанция может выдавать в сеть энергосистемы полную свою мощность при соответствующем уменьшении нагрузки тепловых электростанций; при малых стоках мощность гидростанции уменьшается, поэтому большую нагрузку должны нести тепловые станции системы. Регулирование стока обеспечивает более полное использование энергии водотока, а, следовательно, и большую выработку электроэнергии, в результате чего достигается снижение себестоимости электроэнергии в системе.
Место сооружения гидроэлектростанций выбирают с учетом наиболее целесообразного использования энергии водотока при минимальных затратах материалов и средств на сооружение с учетом условий судоходства, орошения, обводнения, водоснабжения и т. д.
Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Как показано на рисунке 2.7.5, эти электростанции имеют два бассейна – верхний и нижний с перепадом высот между ними. В здании ГАЭС устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.
Применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций. Воздействие ГЭС и ГАЭС на окружающую среду связано с сооружением плотин и водохранилищ. Кроме отчуждения больших площадей земли с их природными богатствами, это сказывается на изменении ландшафта, уровня грунтовых вод, на переформировании берегов, увеличении испарения воды и т.д.
|
|
|
|
Рисунок 2.7.5 - Технологическая схема ГАЭС
|
Рисунок 2.7.6 - Принципиальная схема приливной электростанции |
Говоря о гидроэнергетике, нельзя не назвать возможность использования энергии морских приливов и отливов. Максимальная величина разности уровней моря во время прилива и отлива в некоторых местах Атлантического побережья Канады достигает 18 м. Отмечены высокие уровни прилива в некоторых места Ла-Манша (до 15 м), Охотского моря (до 13 м), Белого моря (до 10 м), Баренцева моря (до 10 м). Считается, что для создания приливной электростанции разность уровней во время прилива и отлива должна быть не менее 10 м. Таких мест на земном шаре очень мало.
Схема устройства приливной электростанции показа на рисунке 2.7.6. Для строительства станции должно быть выбрано место с возможно большей разностью уровней воды во время прилива и отлива. Сооружается плотина, образующая необходимый бассейн. В теле плотины устанавливается обратимый гидроагрегат капсульного типа с горизонтальным валом, который вырабатывает электроэнергию при протекании через него воды в обе стороны, как справа налево, так и слева направо.
Технико-экономические показатели приливных электростанций невысокие. Тем не менее, в 1966 г. во Франции на реке Роне, на берегу Ла-Манша, построена приливная электростанция мощностью 240 тыс. кВт, на которой установлено 24 генератора по 10 МВт каждый. Стоимость ее строительства значительно выше, чем обычной ГЭС такой же мощности, а число часов работы в год на номинальной мощности гораздо ниже. В России, на Кольском полуострове, близ г. Мурманска, где во время прилива уровень воды поднимается на 10 - 13 метров, в 1968 году построена первая очередь опытной Кислогубской ПЭС с двумя генераторами по 0,4 МВт. Имеются разработки приливных станций мощностью 1000 МВт с установкой 100 генераторов по 10 МВт (США) и мощностью 7260 МВт с установкой 220 генераторов мощностью по 33 МВт (Великобритания).
Можно сказать и о возможности использования энергии морских волн, как это показано на рисунке 2.7.7. Установка представляет собой плавающий на воде ящик (платформу), обращенный открытой стороной вниз
|
Рисунок 2.7.7 - Схема воздушного двигателя, использующего энергию мор ских волн |
Платформа разделена на открытые снизу секции, заполненные воздухом, играющие роль цилиндров поршневой воздушной машины. Волны, проходя под платформой, сжимают поочередно находящийся в секциях воздух. Когда секция находится над гребнем волны, объем находящегося в ней воздуха уменьшается, воздух сжимается, давление его растет. Когда же секция находится над межволновой впадиной, давление воздуха снижается. Если дать возможность воздуху из секции с большим давлением перетекать в секцию с меньшим давлением, а на пути потока воздуха установить воздушную турбинку, соединенную с электрическим генератором, то устройство будет преобразовывать энергию волн в электрическую энергию. Мощность такой установки невелика. В Японии подобные устройства в сочетании с аккумуляторами используются для питания электроэнергией плавающих буев.
2.8 Использование солнечной энергии
Солнце - самый мощный источник энергии по сравнению со всеми другими, доступными человеку. Даже вблизи Земли, на расстоянии около 150 млн. км от Солнца, на каждый квадратный метр поверхности, расположенной перпендикулярно солнечным лучам, приходится 1,4 кВт лучистой энергии, а на 1 м2 поверхности Земли (сферы Земли) приходится в среднем 0,35 кВт.
Солнечная энергия относится к, так называемым, восполняемым источникам энергии, ресурсы которых не зависят от деятельности человека. Внутри Солнца происходят термоядерные реакции превращения водорода в гелий и ежесекундно 4 млрд. кг материи преобразуется в энергию, излучаемую Солнцем в космическое пространство в виде электромагнитных волн различной длины.
Среднегодовое количество солнечной энергии, поступающей за 1 день на 1м2 поверхности Земли, колеблется от 7,2МДж/м2 на севере до 21,4МДж/м2 в пустынях и тропиках. В течение года на Землю в виде лучистой энергии передается 1,56∙1018 кВтч. Для всей поверхности Земли солнечная радиация составляет величину, близкую к 1014 кВт, или 105 млрд кВт. Эта цифра во многие тысячи раз превышает не только сегодняшнюю, но и перспективную потребность человечества в энергии.
Солнечная энергия может быть преобразована в тепловую, механическую и электрическую энергию, использована в химических и биологических процессах. Солнечные установки находят применение в системах отопления и охлаждения жилых и общественных зданий, в технологических процессах, протекающих при низких, средних и высоких температурах. Они используются для получения горячей воды, опреснения морской или минерализованной воды, для сушки материалов и сельскохозяйственных продуктов и т.п.
В настоящее время применяются два способа преобразования энер гии солнечного излучения в электрическую энергию:
а) создание паросиловых установок, в которых обычный паровой котел, заменяется «солнечным» паровым котлом;
б) использование полупроводниковых фотоэлектропреобразователей (ФЭП), способных превращать лучистую энергию непосредственно в электрическую.
В первом случае, нагревание солнечного парового котла происходит с помощью гелиоконцентраторов (зеркал или линз), задачей которых является фокусировка солнечных лучей и повышение температуры нагреваемого объекта. Зеркала гелиоконцентратора должны быть подвижными и, в зависимости от географического расположения солнечного котла, времени года и времени суток, занимать соответствующие позиции.
В 1985г в Крымской области была введена в эксплуатацию первая в СССР солнечная электростанция электрической мощностью 5 МВт: 1600 гелиостатов (плоских зеркал) площадью 25,5 м2 каждый, имеющих коэффициент отражения 0,71, концентрируют солнечную энергию на центральный приемник в виде открытого цилиндра, установленного на башне высотой 89 м, как это показано на рисунке 2.8.1.
Второй способ, основанный на использовании ФЭП, можно считать более перспективным. ФЭП представляет собой устройство, действие которого основано на фотоэффекте - возникновении под воздействием солнечного излучения электродвижущей силы в полупроводниковом материале. На рисунке 2.8.2, представлены ФЭП-элементы солнечной батареи, совокупность которых служит источником электрической энергии. Мощность солнечной батареи может составлять несколько десятков и даже сотен киловатт. Главными полупроводниковыми материалами для создания ФЭП являются кремний и германий. Но при добавке небольших количеств других веществ их можно превратить в полупроводники n - или р-вида. Коэффициент полезного действия ФЭП - в пределах 25%. Переход на другие материалы позволяет повысить КПД до 35%.
|
|
|
|
1 – солнечные лучи; 2 – парогенератор-гелиоприемник; 3 – пароводяной аккумулятор энергии ; 4 – гелиостаты Рисунок 2.8.1 - Схема Крымской солнечной электростанции
|
Рисунок 2.8.2 - Схема элемента солнечной батареи |
Стоимость солнечных элементов достаточно высока. Если удастся достигнуть большого снижения стоимости солнечных батарей, то их путь в большую энергетику открыт. В настоящее время солнечные батареи широко используются в космической технике, для питания удаленных и автономных потребителей, для питания радионавигационной и маломощной радиоэлектронной аппаратуры, привода экспериментальных электромобилей и самолетов. Солнечные батареи могут использоваться только в сочетании с другими источниками электроэнергии, например, с ветроустановками, аккумуляторными батареями, дизель-агрегатами.
2.9 Методы прямого преобразования энергии
Под прямым преобразованием понимается получение электрической энергии из тепловой, химической и других видов энергии, когда число промежуточных ступеней преобразования сокращается или процесс получения электроэнергии из тепловой упрощается.
К устройствам, обеспечивающим прямое преобразование энергии, относятся рассмотренные выше солнечные батареи, магнитогидродинамические генераторы, термогенераторы и топливные элементы
Принципиальная схема ТЭС с МГД генератором показана на рисунке 2.9.1
|
|
1 – камера сгорания; 2 – МГД-канал; 3 - магнитная система; 4 – воздухоподогреватель; 5 -парогенератор (котел); 6- паровые турбины; 7 - компрессор; 8 - .конденсатный (питательный) насос. Рисунок 2.9.1 - Принципиальная схема КЭС с МГД – генератором
|
В результате сжигания органического топлива образуются газообразные продукты с температурой не менее 2500 - 2600° С, при которой происходит ионизация газа и он становится электропроводным. Газообразные продукты сгорания топлива, в которые для повышения электропроводности, вводится легкоионизируемая присадка (например, К2СО3), направляются в МГД - канал, пронизанный магнитным полем большой напряженности. Под действием магнитного поля заряженные частицы приобретают направленное движение к специальным электродам, на которых образуется разность потенциалов, под действием которой в замкнутой цепи будет протекать постоянный ток. Постоянный ток, с помощью инвертора, преобразуется в трехфазный переменный ток. На выходе из канала МГД-генератора продукты сгорания все еще имеют более высокую температуру (обычно около 2000° С), чем в топке обычного котла, и их тепловую энергию можно использовать в парогенераторе по обычной схеме с применением энергии пара в паровой турбине ТЭС. Паросиловая часть схемы, в принципе, не отличается от схем ТЭС и АЭС. Отличие заключается в том, что из парогенератора отводится (и затем используется вновь) легкоионизирующаяся присадка.
Главное преимущество МГД-электростанции в том, что она позволяет получать высокий КПД- 50-60% против 40% для лучших ТЭС. Другим преимуществом является высокая маневренность, создаваемая возможностью полного выключения МГД-ступени.
В канале МГД-генератора нет движущихся частей, и материал, из которого сделаны наиболее ответственные элементы конструкции, не испытывает значительных механических усилий.
Однако, материала, способного выдержать температуру 2600° С, не существует и высокотемпературные элементы конструкции приходится охлаждать (обычно водой). Снизить температуру стенок и электродов можно было бы с помощью интенсивного охлаждения, но это приведет к большой потере тепла и к снижению КПД, а также к снижению температуры пристенных и приэлектродных слоев плазмы, а, следовательно, к уменьшению их электропроводности и, в итоге, к ухудшению работы самого генератора. Задача заключается в том, чтобы создать такие материалы для горячих стенок и электродов, которые могли бы работать длительно и надежно при возможно более высокой температуре.
Непросто создать и магнитную систему, которая должна обеспечивать значение индукции не менее 5- 6 тесла при длине канала не менее 20 м.
К недостаткам МГД-генератора можно отнести и необходимость применения инвертора для преобразования постоянного тока в переменной.
В настоящее время построены и успешно эксплуатируются несколько МГД электростанций, на которых накапливается опыт эксплуатации и проводятся различные экспериментальные исследования. Однако говорить о возможности получения больших количеств электроэнергии пока не приходится.
Термоэлектрические генераторы (ТЭГ). Известно, что в электрической цепи, состоящей из различных элементов, при условии, что контакты (спаи) между ними имеют различную температуру, возникает электродвижущая сила, как это показано на рисунке 2.9.2.
Если составить электрическую цепь из последовательно соединенных различных материалов (обычно полупроводников), то получится термоэлектрический генератор. Создаваемая им электродвижущая сила будет пропорциональна числу термоэлементов. Термоэлектрические генераторы дороги, а их КПД невелик и они находят применение только в качестве небольших автономных источников энергии.
Кроме этого, к устройствам, осуществляющим прямое преобразование можно отнести термоэмиссионные преобразователи (ТЭП) и топливные элементы
3 Режимы работы электроустановок
3.1 Графики нагрузок, их классификация, построение
и использование
В каждый момент времени мощность, вырабатываемая электростан-
цией, должна точно соответствовать нагрузке потребителей, которая постоянно изменяется. Эти изменения определяются режимом работы электроприёмников и групп электроприемников, к которым относятся лампы электрического освещения, бытовые и промышленные нагревательные приборы, электродвигатели, промышленные электропечи, электролизные установки, электротермические и сварочные установки, кондиционеры и холодильные установки, радио- и телеустановки, медицинские и другие установки специального назначения. К группам потребителей электроэнергии относятся промышленные предприятия, электрифицированный транспорт, сельское хозяй ство, коммунально-бытовые потребители городов и рабочих поселков, собственные нужды электростанций. Кроме того, имеется технологический расход электроэнергии, связанный с ее передачей и распределением в электрических сетях.
Потребление электрической энергии в течение суток и года неравномерно. Это объясняется работой предприятий в одну, две и три смены с неодинаковой нагрузкой, перерывами между сменами, изменением режима работы в летнее время, в праздничные и выходные дни, продолжительностью светлой части суток, температурой воздуха и др. Значительную неравномерность вносит нагрузка светильников, возрастающая зимой в утренние и вечерние часы и спадающая днём и ночью, а также летом. Таким образом, режим работы электроприемников и групп электроприемников зависит от их типа и назначения. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность (электрическая нагрузка). Соответственно меняются и нагрузки в различных точках системы вплоть до электрических станций.
Чтобы вести правильную эксплуатацию электростанции, т. е. своевременно подготавливать к пуску дополнительные агрегаты по мере увеличения нагрузки и останавливать их при длительном снижении нагрузок, необходимо знать закономерность изменения суточных нагрузок электростанции, которая определяется по суточным графикам нагрузки потребителей.
Режим потребления электроэнергии представляется графиком нагрузки, то есть диаграммой изменения мощности электроустановки во времени. Графики строят в прямоугольных осях координат, откладывая по оси абсцисс часы суток от 0 до 24 ч, а по оси ординат нагрузку в киловаттах или мегаваттах. Различают графики активной Р, реактивной Q, полной S мощностей, суточные графики для разных дней недели и разных периодов года (зимний, летний, весенний, осенний), а также годовые графики. По месту использования графики нагрузки подразделяются на потребительские, подстанционные и станционные.
3.2 Суточные графики нагрузки потребителей
Графики нагрузки могут быть эксплуатационными и типовыми.
Эксплуатационные графики получают с помощью самописцев или снятием показаний через определенные промежутки времени (как правило, через час) с регистрирующих приборов, фиксирующих изменения соответствующего параметра. В первом случае, график представляет собой непрерывную сложную кривую. Во втором случае, график представляет собой ломаную линию, соединяющую точки замеров, как на рисунке 3.2.1. Чем меньше будут интервалы между двумя смежными измерениями, тем точнее график будет отражать колебания нагрузки. Очевидно, что площадь, ограниченная осями координат и ломаной линией графика нагрузок, представляет количество электроэнергии (кВт · ч) за сутки.
Пользоваться такими графиками неудобно и им придают ступенчатую форму, считая, что нагрузка в интервале между двумя измерениями остается неизменной, как это показано на рисунке 3.2.2. Для представления суточных колебаний нагрузок в течение года нет необходимости строить все 365 суточных графиков, а достаточно иметь по два суточных графика для характерных периодов года (сезонов), из которых один график изображает режим рабочего, а другой - нерабочего дня. Эксплуатационные графики потребителей имеют большое значение для составления обобщенных типовых графиков для разных видов промышленности и групп потребителей.
Типовые графики используются при проектировании и получены в результате систематического сбора и обработки статистических данных о суточных изменениях мощности отдельных потребителей, узлов нагрузки и потребителей энергосистем в целом, соответственно с рисунком 3.2.3.
|
|
|
|
Рисунок 3.2.1 -Суточный график нагрузки, построенный по точкам |
Рисунок 3.2.2 - Ступенчатый график нагрузки |
Типовые графики приводится в справочной литературе в относительных единицах и представляют собой ступенчатую диаграмму с наибольшей суточной нагрузкой, равной 100 %, как это показано на рисунке 3.2.4, а.
а - освещение жилых помещений; б - уличное освещение; в - общее потребление города с населением до 250 тыс. чел; г - односменное промышленное предприятие;
д - двухсменное промышленное предприятие; е - трехсменное промышленное предприятие; --------- зимние сутки; - - - - - - -летние сутки
Рисунок 3.2.3 - Примеры суточных графиков потребления активной мощности различными потребителями
Всем графикам, приведенным на рис.3.2.3, свойственно неравномерное потребление мощности в течение суток. Графики потребления активной мощности промышленными предприятиями сильно отличаются друг от друга в зависимости от сменности работы (одно, двух и трехсменная) и разного характера технологического процесса. Резко переменным является потребление активной мощности электрифицированным транспортом. Стабильным потреблением в течение суток отличаются химические предприятия.
Для построения графика в именованных единицах при известном Рmax используются относительные значения соотношения нагрузки для каждой ступени графика согласно выражению
(3.2.1)
где n% - ордината соответствующей ступени типового графика, %.
Такой график нагрузки при Рmax = 20 МВт, показан на рисунке 3.2.4, б.
а) типовой график б) график в именованных единицах
Рисунок 3.2.4 - Построение суточного графика нагрузки по типовому
При построении графика в именованных единицах и для перспективного графика при проектировании необходимо определить Рmax , для чего нужно располагать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки
Руст = SРном. (3.2.2)
Тогда присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей будет равна
(3.2.3)
где hср,п и hср,с – соответственно средние КПД электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.
На практике действительная нагрузка потребителей обычно меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности kО и нагрузки kЗ. Тогда выражение для макси- мальной нагрузки потребителя будет иметь вид
(3.2.4)
где kспр – коэффициент спроса рассматриваемой группы потребителей.
Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Средние значения коэффициентов спроса для промышленных потребителей могут колебаться от значений 0,3 до 09. Кроме графиков активной нагрузки используют графики реактивной нагрузки.
Типовые графики реактивной мощности также имеют ординаты ступеней в % от абсолютного максимума
где tgjmax определяется по значению cosjmax, которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя.
Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок. При этом значения полной мощности по ступеням графика определяются по известному выражению
где - активная и реактивная нагрузки i -той ступени в именованных единицах.
3.3 Суточные графики станции и подстанции и энергосистемы
Суточные графики нагрузок подстанции и станции отличаются от совмещенных потребительских графиков дополнительным учетом потерь мощности в различных звеньях сети - линиях электропередачи и трансформаторах. Кроме того, нужно учесть мощность на собственные нужды станции.
Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов принято подразделять на постоянные и переменные. Переменные потери - это потери от протекания тока в линиях электропередачи и потери в обмотках трансформаторов , а постоянные - это потери в стали трансформаторов на перемагничивание, или потери холостого хода .
Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены по выражениям
, (3.3.1)
(3.3.2)
где Si – нагрузка i-го элемента сети, соответствующая рассматриваемой ступени суммарного графика нагрузки;
Si,max – нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены максимальные значения переменных потерь.
Постоянные потери, которые обуславливаются потерями в стали трансформаторов, не зависят от нагрузки и могут быть приняты на каждую ступень трансформации в размере 1-1,5% мощности включенных в сеть трансформаторов.
Определить переменные потери при любой полной мощности нагрузки, можно через максимальные потери, выраженные в процентах от максимальной полной мощности.
. (3.3.3)
При построении графиков нагрузки обычно пренебрегают изменением коэффициента мощности в течение суток. При этих условиях вместо полных нагрузок , выраженных в кВА, пользуются значениями активной мощности , выраженными в кВт. Значения в сетях с учетом потерь в обмотках трансформаторов могут быть приняты по данным таблицы 3.3.1. Пример построения суточного графика нагрузки районной подстанции приведен на рисунке 3.3.1. Суммируя графики нагрузки потребителей и потери в электрических сетях, получают результирующий график нагрузки генераторов электростанции. Однако, при этом необходимо учесть дополнительный расход электроэнергии на собственные нужды.
Величина расхода электроэнергии на собственные нужды зависит от вида сжигаемого топлива и принимается в процентах от установленной мощности генераторов станции в соответствии с таблицей 3.3.2. Соотношение между мощностью, расходуемой на собственные нужды электрической станции, и максимальной мощностью станции определяется выражением
. (3.3.4)
Т а б л и ц а 3.3.1 - Значения в зависимости от характеристики сетей
|
Характеристики сетей
|
|
|
Коммунальные и сельскохозяйственные сети до 1000 в |
5 - 7 |
|
Промышленные сети напряжением выше 1000 в |
6 - 8 |
|
Коммунальные и сельскохозяйственные сети напряжением выше 1000 в |
8 - 10 |
|
Районные сети энергосистем |
15-19 |
Рисунок 3.3.1 - Построение суточного графика нагрузки районной подстанции
При значительных колебаниях нагрузки электростанций, необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд в соответствии с выражением
(3.3.5)
где Рi – мощность, отдаваемая с шин станции;
Руст – установленная мощность генераторов;
Рс,н,max – максимальный расход на собственные нужды.
Коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Рс,н,max .
При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой. Способ построения такого графика для трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рисунке 3.3.3.
Т а б л и ц а 3.3.2 - Потребление мощности на собственные нужды электростанций различных типов
|
Тип электростанции |
Расход мощности на с. н, % |
|
Теплоэлектроцентрали, работающие на пылеугольном топливе |
8-12 |
|
Конденсационные паротурбинные электростанции, работающие на пылеугольном топливе |
6 – 8 |
|
Электростанции, работающие на жидком топливе и газе |
3 – 5 |
|
Гидроэлектростанции средней мощности |
1 – 2 |
|
Электростанции небольшой мощности, работающие на кусковом угле (с механическими решётками) |
5 – 7 |
|
Крупные гидроэлектростанции |
0,4 – 1 |
Тогда график нагрузки генераторов электростанции можно представить в виде рисунка 3.3.2.
|
Рисунок 3.3.2 - Построение графика нагрузки станции |
Рисунок 3.3.3 - Построение суточного графика нагрузки
трансформаторов
Требуемый график получают, вычитая из графика нагрузки генераторов график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды .
3.4 Распределение нагрузки между станциями энергетической
системы
Режим работы изолированно работающей станции полностью определяется режимом работы потребителей энергии. При работе в энергосистеме станция принимает участие в обеспечении общей нагрузки в соответствии с заданием центральной диспетчерской службы.
Группа режимов энергосистемы, руководствуясь общим планом выработки электроэнергии и необходимостью обеспечения максимума нагрузки, составляет на каждый месяц график суточной нагрузки энергосистемы, который накануне каждого рабочего дня уточняется с учетом следующих факторов:
- графика нагрузки того же дня предшествующей недели, так как каждый день недели имеет характерные отличия;
- роста нагрузки за неделю;
- прогноза погоды, так как температура и облачность влияют на величину нагрузки;
- числа месяца, так как к концу месяца нагрузка может повышаться.
После того, как окончательно уточнён график суточных нагрузок на следующий рабочий день, группа режимов распределяет выявленную нагрузку между станциями системы, руководствуясь следующими соображениями.
В системе такое распределение осуществляется так, чтобы, обеспечив мощностью всех потребителей, получить наименьший расход топлива на выработку электроэнергии. Возможность такого распределения нагрузок между станциями обеспечивается их совместной, параллельной работой на общую сеть и составляет одно из самых важных достоинств объединения электрических станций в систему. На рисунке 3.4.1. приведен условный пример распределения суточного графика мощности между станциями.
В базовой части графика 1, не изменяя своей мощности, должны работать станции имеющие вы нужденные графики нагрузок. К числу таких станций относятся гидро станции в паводковый период, работающие с избытком воды (чтобы исклю чить холостой сброс воды), атомные станции и гидро станции, не имеющие бассейнов для регулирования стока воды, а также теплоэлектроцентрали, оборудованные турбинами с противодавлением (график электрической нагрузки которых определяется их графиком тепловой нагрузки). В базовой части графика работают и крупные электрические станции с мощными агрегатами, на которые возлагается ведение частоты в системе. Эти станции должны обладать возможностью быстро реагировать на колебания нагрузки и располагать необходимым запасом мсощности. Наиболее полно этим требованиям удовлетворяют гидроэлектрические станции и мощные конденсационные станции, работающие на жидком топливе, газе, пылеугольном топливе.
Рисунок 3.4.1 – Суточный график(а) и распределение нагрузки между станциями различных типов в энергосистеме (б)
После определения части общей нагрузки, которая обеспечивается станциями, работающими по вынужденному графику, вся остальная часть графика суточной нагрузки станции распределяется между прочими из условия минимального расхода условного топлива на производство электроэнергии по энергосистеме в целом, т. е. по критерию равенства удельных приростов параллельно работающих станций.
Часть графика, отмеченная цифрой 2, может передаваться ТЭЦ, работающей по вынужденному графику, обусловленному графиком теплового потребления.
Поскольку гидрогенераторы имеют минимальное время пуска и набора мощности, то выработка мощности в период пиков 4 и 5 поручается гидроэлектростанциям, обладающим водохранилищами суточного регулирования. Участок 3 графика распределяется между агрегатами конденсационных станций небольшой и средней мощности и теплофикационными агрегатами, работающими в конденсационном режиме. Здесь распределение нагрузки производится не только между станциями, но и между отдельными агрегатами по условию наименьшего расхода топлива в системе, если топливо одинаково, а в общем случае по условию минимума приведенных затрат.
Гидростанции, работающие в пиковой части графика, в период боль ших притоков воды при ограниченных емкостях водохранилищ могут пе реходить на круглосуточную работу с полной нагрузкой в базисной части графика.
3.5 Годовые графики нагрузок
Годовые графики нагрузки строятся в виде графиков суточных максимальных нагрузок и графиков по продолжительности. Годовые графики суточных максимальных нагрузок показывают изменение суточных максимумов в течение всего года. Для их построения необходимо располагать суточными графиками всех 365 дней года, из которых выбираются соответствующие значения максимумов. Однако, практически годовые графики суточных максимумов строят по 12 точкам, соответствующим наибольшим нагрузкам каждого месяца, как это показано на рисунке 3.5.1.
|
Рисунок. 3.5.1 - Годовой график суточных максимальных активных нагрузок при неизменном потреблении
|
Годовой график по продолжительности представляет диаграмму нагрузок за весь год, расположенных в порядке постепенного убывания. Эти графики строят следующим образом. Имеющиеся суточные графики сезонов (зимний, летний) располагают на чертеже так, чтобы их абсциссы лежали на одной горизонтальной линии, как это показано на рисунке 3.5.2.
На продолжении оси абсцисс откладывают отрезок, равный числу часов в году, т.е. 24×365 =8760 ч, и на этом отрезке строят годовой график по продолжительности. При этом, в зависимости от климатических условий, следует определить продолжительность действия зимнего и летнего суточных графиков. Например, принимаем, что зимний график действует в течение 215 дней, а летний - 150. Наибольшую ординату суточных графиков делят на несколько равных частей (чем меньше части, тем точнее получается годовой график) и через точки деления проводят линии, параллельные оси абсцисс.
Допустим, что линия, проведенная параллельно оси абсцисс через точку, соответствующую максимальной нагрузке в году (1200 кВт), пересекает только зимний график на участке а - б, соответствующем трем часам. С этой нагрузкой установки работают по 3 ч в сутки в течение всей зимы, продолжительность которой в данном случае принята равной 215 дням. Следовательно, общее число часов в году, в течение которых установки работают с общей нагрузкой не ниже 1200 кВт, будет 645.
Полученное число откладывают на годовом графике в виде отрезка АВ, чем определяют первую ступень годового графика по продолжительности. Пусть зимний график действует в течение 215 дней, а летний - 150.
Линия, проведенная параллельно оси абсцисс через точку при нагрузке 1000 кВт, пересекает зимний график на участках в – г и д - е, соответствую-щим в сумме 4 часам, а летний график на участке ж - з, соответствующим 2 часам.
Общее число часов в году, в течение которых установки работают с нагрузкой не меньше 1000 кВт, будет .
Рисунок 3.5.2 - Построение годового графика активной нагрузки
по продолжительности
Откладывая найденное число часов на годовом графике от начала координат, получают вторую ступень СД годового графика по продолжительности. Продолжая построение по тому же методу, получают и остальные ступени годового графика.
Площадь годового графика по продолжительности представляет собой в определенном масштабе энергию в кВтч, потребляемую или вырабатываемую в течение года, точно так же, как площадь суточного графика представляет энергию в течение суток. Средняя годовая нагрузка уста новки
(3.5.1)
где 8760 – число часов в году.
Годовые графики по продолжительности используются при определении наивыгоднейшего числа и мощности агрегатов, при определении потерь в сетях, трансформаторах и т. д.
3.6 Технико-экономические показатели, определяемые
из графиков нагрузки
Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период
(3.6.1)
где Рi - мощность i-й ступени графика;
Тi – продолжительность ступени.
Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год)
(3.6.2)
где Т – длительность рассматриваемого периода;
- электроэнергия за рассматриваемый период.
Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения
. (3.6.3)
Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, чем равномернее график, тем ближе значение kэп к единице.
Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки
. (3.6.4)
Эта величина показывает сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии Wп за этот период времени.
В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности
(3.6.5)
или продолжительность использования установленной мощности
. (3.6.6)
В приведенных формулах под Руст следует понимать суммарную установленную мощность всех агрегатов, включая резервные.
Коэффициент использования kи характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что kи < 1, а Туст < Т. С учетом соотношения Руст > Рmax имеем kи ≤ kзп.
В среднем для энергосистем продолжительность использования установленной мощности электростанций составляет около 5000 ч в год.
4 Схемы электрических станций и подстанций
4.1 Общие сведения о схемах, виды схем и требования к ним
Порядок соединений основного оборудования станций (генераторов и трансформаторов) между собой и с отходящими линиями, который представляет собой совокупность основного электрооборудования, линий электропередачи, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми соединениями между ними, называют главной схемой электроустановки. Главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д.
Главные схемы принято разделять на структурные, трехлинейные, однолинейные и оперативные.
Структурные схемы составляются при проектировании, когда необходимо проведение технико-экономических расчетов по выбору наиболее оптимального варианта по количеству и мощности трансформаторов связи. На структурной схеме показывают только распределительные устройства, трансформаторы, генераторы и связи между ними. Такие схемы позволяют наметить несколько технически возможных вариантов, которые подвергаются технико-экономическому сравнению. Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т. д.) на схеме не показывают.
Наиболее распространенными являются однолинейные схемы, в которых все соединения показаны только для одной фазы. В случае необходимости некоторые узлы однолинейной схемы показывают в трехлинейном исполнении, например, при установке трансформаторов тока в двух фазах.
Однолинейная схема может быть упрощенной без трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и разрядников, и полной, на которой указываются все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей, измерительные трансформаторы и измерительные приборы. Указывают также типы применяемых аппаратов.
В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в части положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.
На чертежах главные схемы изображаются при отключенном положении всех элементов установки. Допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении. Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации.
Буквенно-цифровое обозначение в электрических схемах состоит из трех частей: 1-я указывает вид элемента, 2-я — его порядковый номер, 3-я — его функцию. Вид и номер являются обязательной частью условного буквенно-цифрового обозначения и должны присваиваться всем элементам и устройствам объекта. Указание функции элемента (3-я часть обозначения) необязательно.
В 1-й части записывают одну или несколько букв латинского алфавита в соответствии с ГОСТ, во 2-й части - одну или несколько арабских цифр, характеризующих порядковый номер элемента. Например, QS1 — разъединитель № 1; Q2 — выключатель № 2; QB — секционный выключатель.
В проектных организациях используются более сложные обозначения проектных функциональных групп.
При выборе схем электрических станций и подстанций должны учитываться значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы, их положение в энергосистеме, категория потребителей по степени надежности электроснабжения и возможности расширения и развития.
Так потребители первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а при наличии особой группы потребителей, перерыв, в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, предусматривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания.
Для электроприемников второй категории допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. В этом случае, схема должна обеспечивать питание от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга.
Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не будут превышать одних суток.
Схема и компоновка электрических станций и подстанций должны предусматривать возможность увеличения количества присоединений, очередность ввода в эксплуатацию и дальнейшее расширение.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электростанции, другими словами, быть надежной. При этом под надежностью понимается свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей.
Надежность относится к категории фундаментальных понятий. К сожалению, пока не существует универсального критерия или метода, позволяющего оценить надежность энергетических устройств с учетом всего разнообразия влияющих факторов (технологических, конструктивных, схемных, оперативных). Вследствие этого, количественная оценка надежности главных схем, которая может быть получена в настоящее время, является неполной. Поэтому при выборе главной схемы необходим предварительный отбор вариантов на основе качественного анализа надежности и пригодности схемы в заданных условиях. Отобранные варианты сравниваются затем по количественным показателям, определенным через вероятностные характеристики и параметры, частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы.
Приспособленность к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок.
Оперативная гибкость схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.
Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки – капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. За критерий выбора варианта главной схемы принимают простое условие наименьшего значения ежегодных расчетных затрат.
Приближенно экономичность схемы может быть оценена также по количеству содержащихся в ней выключателей, так как в укрупненных показателях стоимости ячейки РУ учитывается не только стоимость оборудования (выключатель, трансформаторы тока и напряжения), но и затраты на ее строительную часть и монтажные работы.
Весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под которой понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы как в эксплуатации, так и при расширении станции, а также возможность ремонтов оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность). Маневренность схемы не может быть просто определена количественными показателями и оценивается обычно на основании общего анализа схемы, формализация которого встречает большие затруднения.
Особо следует отметить требование безопасности обслуживания РУ. В числе прочих факторов, от которых она зависит - простота и наглядность главной схемы.
4.2 Структурные схемы электрических станций и подстанций
Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.
На рисунке 4.2.1 показаны некоторые варианты структурных схем ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ) на напряжение 6-10 кВ . Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6 – 10 кВ. На рисунке 4.2.1 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.
Рисунок 4.2.1 - Варианты структурных схем ТЭЦ
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 СН), как это показано на рисунке 4.2.1 б. Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.
При незначительной нагрузке на сборных шинах 6 – 10 кВ, или, когда эта нагрузка существенно меньше суммарной мощности генераторов, целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6 – 10 кВ, как это показано на рисунке 4.2.1, в. Мощные энергоблоки 100 – 250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.
На рисунке 4.2.2 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении. Это мощные станции типа КЭС, ГЭС и 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 в соответствии с рисунком 4.2.2, а.
Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (рисунок 4.3,б) или автотрансформатором, установленным в блоке с генератором , как это показано на рисунке 4.2.2,б и 4.2.2, в.
Рисунок 4.2.2 - Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС
На рисунке 4.2.3 показаны структурные схемы подстанций. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами 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 потребителями. Возможно сооружение подстанций с двумя РУ среднего напряжения, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора, как это показано на рисунке 4.2.3, в.
Рисунок 4.2.3 - Структурные схемы подстанций
Выбор схемы электростанции или подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, которые отличаются друг от друга только количеством и мощностью трансформаторов связи и, соответственно, количеством выключателей в цепях этих трансформаторов. После определения структурной схемы производится выбор схем распределительных устройств, обеспечивающих прием и распределение мощности на всех напряжениях станции или подстанции, что и определяет окончательно главную однолинейную схему электрических соединений.
4.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ
Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрических станциях определяется на основании сравнения вариантов возможных структурных схем.
На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения, предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с шинами повышенного напряжения. Такая связь необходима для выдачи избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы, и для резервирования питания нагрузок на напряжении 6 – 10 кВ при плановом или аварийном отключении одного генератора. Число трансформаторов связи обычно не более трех, чаще всего два и выбирается из следующих соображений.
При трех или более секциях сборных шин ГРУ, величине нагрузки, соизмеримой с суммарной мощностью генераторов, и наличии только одного повышенного напряжения, на котором осуществляется связь с системой, устанавливаются два двухобмоточных трансформатора связи. Это позволяет создать симметричную схему и уменьшить перетоки мощности между секциями при отключении одного генератора. Если станция обеспечивает питание нагрузки на напряжении 10 и 35-110 кВ и связана с системой на напряжении 110-220 кВ, то необходимо использование трехобмоточных трансформаторов, а общее число трансформаторов может быть два (трехобмоточных) или три (два двухобмоточных и один трехобмоточный).
При выдаче в энергосистему от ТЭЦ значительной мощности, соизмеримой с мощностью вращающегося резерва энергосистемы (10 – 12% общей установленной мощности энергосистемы), также необходима установка двух или трех трансформаторов. В этом случае обеспечивается надежная выдача избыточной мощности в энергосистему.
Если мощность нагрузки на шинах генераторного напряжения и на шинах среднего напряжения существенно меньше суммарной мощности генераторов, то возможно для одного или большего количества генераторов применение блочной схемы для связи с системой.
В некоторых случаях, когда ГРУ состоит из одной-двух секций и выдаваемая в энергосистему мощность невелика, допустима установка одного трансформатора связи.
Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни. Определение этой максимально возможной мощности производится на основании баланса нагрузок с учетом нормального и аварийного режимов, а также возможных отклонений от нормального режима по графику диспетчера. Необходимо предусмотреть и обеспечение питания потребителей ГРУ 6-10 кВ в период максимума при выходе из строя одного самого мощного генератора. В этом случае, трансформаторы будут работать в реверсивном режиме, передавая мощность из системы.
Наконец мощность трансформаторов связи должна выбираться и с учетом возможности питания потребителей в летний период, когда при снижении тепловых нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Поэтому, при определении максимальной мощности, необходимо произвести баланс нагрузок для всех возможных случаев, как минимум для нормального максимального и минимального и аварийного режимов.
Так, для схемы рисунка 4.3.1, мощность, передаваемая через трансформаторы, определяется с учетом различных значений cos j генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд
где SРг, SQг - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, присоединенных к сборным шинам;
Рн, Qн - активная и реактивная нагрузка на генераторном напряжении;
Рс,н, Qс,н - активная и реактивная нагрузка собственных нужд.
|
|
Рисунок 4.3.1 - К выбору трансформатора связи
|
Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зави симости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и соб ственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощ ность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах: в режиме минимальных нагрузок находят S1 расч,; в режиме максимальных нагрузок (Рн,max, Qн,max) находят
S2 расч,в аварийном ре жиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величина SРг, SQг) находят S3 расч.
При известной максимальной нагрузке определяется мощность трансфор маторов связи. При установке двух трансформаторов
где КП - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.
Как было отмечено выше, трансформаторы связи могут работать в режиме выдачи мощности в энергосистему и при передаче мощности из энергосистемы. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой.
Трансформаторы могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ кроме нагрузок 6 –10 кВ имеются нагрузки на 35 кВ (см. рисунок 4.2.1,б), составляющие не менее 15% общей нагрузки трансформатора, а связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 110 кВ. При нагрузке на 35 кВ менее 15% устанавливаются двухобмоточные трансформаторы 35/6 –10 кВ.
Выбор мощности трехобмоточных трансформаторов производится по загрузке обмоток низшего напряжения, которая определяется в трех указанных выше режимах. На ТЭЦ с блочным соединением генераторов (см. рисунок 4.2.1, в) мощность блочного трансформатора выбирается по расчетной мощности
где Рн – нагрузка, присоединенная к ответвлению от энергоблока.
Если нагрузка присоединена к двум энергоблокам, как показано на рисунке 4.2.1, в, то при определении Ррасч следует принять Рн/2.
Если от энергоблока получают питание только собственные нужды, то:
.
Возможны различные формы баланса нагрузок: с учетом конкретных суточных графиков; по летнему и зимнему графикам; только по активной мощности генераторов и нагрузки и использовании средневзвешенного значения коэффициента мощности и др.
4.4 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на
КЭС, ГЭС, АЭС
На мощных тепловых конденсационных (КЭС), атомных (АЭС) и гидроэлектростанциях (ГЭС) практически вся электроэнергия передается в электрическую систему и к удаленным потребителям на нескольких напряжениях, а связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется с помощью автотрансформаторов. В этом случае, мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения. Расчетным режимом может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высшего напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом необходимо учитывать в расчете минимальную нагрузку на шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высшего напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из энергоблоков, присоединенных к этим шинам.
Число автотрансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. При наличии дополнительных связей между линиями высшего и среднего напряжения в энергосистеме, на электростанции может быть установлен один автотрансформатор, а в некоторых случаях, возможен отказ от установки автотрансформатора связи. Если связей между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы нет, то устанавливаются два автотрансформатора.
Переток мощности через автотрансформаторы связи определяется выражением
где SРг, SQг – активная и реактивная мощности генераторов, присоеди ненных к шинам среднего напряжения;
Рс,н, Qс,н – активная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков, присоединенных к шинам СН;
Рс, Qс – активная и реактивная нагрузки на шинах СН.
Расчетная мощность определяется для трех режимов: максимальная, минимальная нагрузка СН и отключение энергоблока, присоединенного к шинам СН при максимальной нагрузке потребителей. По наибольшей расчетной мощности выбирается номинальная мощность автотрансформа тора с учетом допустимой перегрузки.
Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генератором, как это показано на рисунке 4.2.3, в. В этом случае мощность автотрансформатора выбирается с учетом коэффициента выгодности.
Известно, что обмотка низшего на пряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора
Sнн = Sтип = kвыг Sном
где Sном — номинальная мощность автотрансформатора по каталогу;
kвыг- коэффициент выгодности.
Так как обмотка низшего напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, то
Sг < Sнн = kвыг Sном.
Коэффициент kвыг зависит от коэффициента трансформации автотранс форматора nВС и находится в пределах 0,33 – 0,667.
Соответственно мощность автотрансформатора в блоке с генератором составляет
Sном = 3¸1,5S г.
Увеличение мощности автотрансформатора при установке его в блоке с генератором снижает эффективность связи между РУ среднего и высокого напряжения, поскольку автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает электроэнергию от генератора на сторону высшего или среднего напряжения и осуществляет переток между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы требуют строгого контроля загрузки обмоток.
Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.
4.5 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
По условию надежности электроснабжения потребителей с учетом их категорийности на подстанциях чаще всего устанавливают два трансформатора или автотрансформатора.
На двухтрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации, когда нагрузка не достигла расчетной, возможна установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего или низшего напряжения. В дальнейшем, при увеличении нагрузки до расчетного устанавливается второй трансформатор. Если при установке одного трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН нельзя, то подстанция сооружается по конечной схеме, т. е. с двумя трансформаторами.
Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей III категории, если замена поврежденного трансформатора или ремонт его производится в течение не более одних суток. Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей II категории допускается при наличии централизованного передвижного трансформаторного резерва или при наличии другого резервного источника питания
Централизованный трансформаторный резерв широко используется в схемах электроснабжения промышленных предприятий.
В этом случае, в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции и предусматривается один резервный трансформатор, который при необходимости может быть установлен на любой цеховой подстанции.
Сооружение однотрансформаторных подстанций обеспечивает значительную экономию капитальных затрат, но не исключает возможности перерыва электроснабжения, поэтому рекомендуемая предельная мощность таких подстанций при наличии передвижного трансформаторного резерва 16-25 MB·А при 110 кВ, до 6,3 MB·А при 35 кВ; 2,5 – 6,3 MB·A при 110 кВ, до 2,5 – 4,0 MB·А при 35 кВ – при отсутствии передвижного резерва.
Установка четырех трансформаторов возможна на подстанциях с двумя средними напряжениями (220/110/35/10 кВ, 500/220/35/10 кВ и др.).
Мощность трансформаторов выбирается по условиям:
- при установке одного трансформатора Sном ³ Smax;
- при установке двух трансформаторов Sном ³ 0,7Smax;
- при установке n трансформаторов
где Smax - наибольшая нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет.
Трансформаторы обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов 0,6 – 0,7 Sном, а в аварийном режиме оставшийся в работe один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов.
Трансформаторы и автотрансформаторы по возможности выбираются трехфазными. Группы из однофазных трансформаторов устанавливаются при отсутствии трехфазных трансформаторов соответствующей мощности.
В ряде случаев может оказаться экономичнее применить спаренные трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы).
4.6 Технико-экономическое сравнение структурных схем
электростанций и подстанций
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:
З = рнК + И + У
где К – капиталовложения на сооружение электроустановки;
рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности;
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии.
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.
Вторая составляющая расчетных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяется по формуле
где Ра, Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, %;
W– потери электроэнергии, кВт×ч;
b – стоимость 1 кВт×ч потерь электроэнергии.
В двухобмоточном трансформаторе потери определяются по формуле
где РХ – потери мощности холостого хода, кВт;
РК – потери мощности ко роткого замыкания, кВт;
Smax – расчетная (максимальная) нагрузка транс форматора, МВ·А;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;
Т – продолжительность работы трансформатора (обычно принимают
Т = 8760 ч);
t – продолжительность максимальных потерь, определяется в зависи- мости от продолжительности использования мак симальной нагрузки Тmax.
Величина Tmax определяется по графикам нагрузки на шинах НН под станции или по графику выдачи мощности в энергосистему через транс форматор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Tmax принимается равной Tmax потребителей на шинах НН.
Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) определяются по формуле
где индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН). Величины tВ, tС, tН определяют по соответствующим Тmax аналогично вышеописанному. Иногда для упрощения принимают
tВ = tС =tН.
Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН Рк, В-С, тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% Sном, потери отдельных обмоток равны
Рк,В = Рк,С = Рк,Н = 0,5Рк,В-С .
Для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ в каталогах приведены потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери отдельных обмоток
,
,
Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет Sном,Н =kвыг Sном определяют по формулам, приведенным ниже, где потери в обмотках ВН, СН, НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора
,
,
.
Если номинальная мощность НН Sном,Н ¹ kвыгSном, то вместо kвыг следует подставить Sном,Н /Sном.
Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах
DW = nDW.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты имеют существенные различие по надежности питания. В учебном проектировании сравнение вариантов производится без ущерба от недоотпуска электроэнергии.
5 Оборудование электрических станций и подстанций
5.1 Синхронные генераторы
5.1.1 Особенности конструкции и основные параметры
Для синхронных электрических машин в установившемся режиме работы имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата n, об/мин, и частотой сети f, Гц
n = 60f/p
где p – число пар полюсов обмотки статора генератора.
Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты (ТГ) имеют наилучшие технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов составляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин. Быстроходные турбогенераторы представляют собой цилиндрический статор, в пазах которого расположены секции обмотки переменного тока. Внутри статора вращается цилиндрический ротор с горизонтальным валом как показано на рисунке 5.1.1. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготавливается из цельной поковки специальной стали с высокими магнитными и механическими свойствами.
Ротор выполняется неявнополюсным, как это показано на рисунке 5.1.2. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по механической прочности 1,1-1,2 м при скорости 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6-6,5 м. Определяется она из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.
В активной части ротора имеются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими, но прочными клиньями из дюралюминия.
|
|
|
а – паз статора при косвенном охлаждении; б – паз статора при непосредственном охлаждении; в – паз ротора при косвенном охлаждении; г - паз ротора при непосредственном охлаждении Рисунок 5.1.1 - Схематический разрез пазов турбогенератора
|
Лобовая часть обмотки, не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из немагнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы, обеспечивающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.
1- канавка обмотки; 2- канавка полюса; 3- поперечный шлиц
Рисунок 5.1.2 - Обработанное тело ротора
Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитом с уплотнениями в местах стыка с другими частями. Сердечник набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы, как показано на рисунке 5.1.3.
В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная двухслойная обмотка. Общий вид турбогенератора типа ТВВ-500 показан на рисунке 5.1.4.
|
|
1 – сегмент; 2 – зубец сегмента; 3 – спинка сегмента; 4 – аксиальный вентиляционный канал; 5 – радиальный вентиляционный канал; 6 – распорка; 7 – паз статора.
Рисунок 5.1.3 - Сегментный пакет статора турбогенератора
|
Рисунок 5.1.4 - Турбогенератор типа ТВВ-500-2 мощностью 500 МВт с непосредственным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора водой
Гидравлические турбины имеют частоту вращения 60-600 об/мин, которая зависит от напора воды. Поэтому гидрогенераторы являются тихоходными машинами и имеют большие размеры, массы и большое число полюсов.
Гидрогенераторы (ГГ) выполняют явнополюсными и преимущественно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14-16 м, а диаметры статоров – 20-22 м. сердечником ротора служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке. Полюсы, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора, как это показано на рисунке 5.1.5. На полюсах размещается и демпферная обмотка, предназначенная для успокоения колебаний, возникающих при резких изменениях нагрузки.
|
1-.вал; 2 – втулка; 3 - спицы; 4 - соединительные балки спиц; 5- обод; 6 - полюсы
Рисунок 5.1.5 - Конструкция ротора гидрогенератора |
Элементы конструкции и типы существующих гидрогенераторов приведены на рисунках 5.1.6, 5.1.7 , 5.1.8.
|
1 – сегмент; 2 – зубец сегмента; 3 – спинка сегмента; 4 – радиальный канал; 5 – паз статора; 6 – распорка Рисунок 5.1.6 - Сегментный пакет сердечника статора гидрогенератора
|
||
|
|
а – подвесной тип; б – зонтичный тип; 1 – возбудитель; 2 – верхний направляющий подшипник; 3 – подпятник; 4 – верхняя крестовина; 5 – ротор; 6 – нижний направляющий подшипник; 7 – нижняя крестовина
Рисунок 5.1.7 - Принципиальные схемы конструкции гидрогенераторов
|
|
|
|
1 – статор; 2 – ротор; 3 – вспомогательный генератор; 4 – подпятник; 5 – крестовина; 6 – направляющий подшипник
Рисунок 5.1.8 - Гидрогенератор подвесного типа мощностью 225 Мвт с частотой 125 об/мин
|
|
Статор гидрогенератора имеет такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на несколько равных частей, что облегчает его транспортировку и монтаж.
Находят применение и, так называемые, капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генераторы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Это сравнительно тихоходные генераторы (n = 60 ¸150 об/мин) с явнополюсным ротором.
Среди других типов синхронных генераторов (СГ) надо отметить дизель - генераторы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные машины с горизонтальным валом. Дизель, как поршневая машина, имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель – генератор снабжается маховиком
Завод – изготовитель предназначает генераторы для длительно допустимого режима работы, который называют номинальным. Этот режим характеризуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.
Номинальное напряжение генератора – это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме.
Номинальным током статора генератора называется то значение тока, при котором допускается длительная номинальная работа генератора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.
Номинальная полная мощность генератора определяется
.
Номинальная активная мощность генератора – эта наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен.
.
Номинальные мощности турбогенераторов должны соответствовать ряду мощностей. Шкала номинальных мощностей крупных гидрогенераторов не стандартизирована.
Номинальный ток ротора – эта наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ± 5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.
Номинальный коэффициент мощности – принимается равным 0,8 для генераторов мощностью до 125 МВ×А, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 МВ×А и гидрогенераторов 360 МВ×А, 0,9 - для более мощных машин.
5.1.2 Охлаждение синхронных генераторов
Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются, а допустимые температуры нагрева обмоток статора и ротора зависят от применяемых изоляционных материалов.
Для изоляции класса В (на асфальтобитумных лаках) допустимая температура нагрева обмотки статора находиться в пределах 105оС, а ротора 130оС. При более теплостойкой изоляции обмоток статора и ротора, например, классов F и Н, пределы допустимой температуры нагрева увеличиваются.
В процессе эксплуатации изоляция обмоток стареет. Главной причиной старения изоляции является ее нагрев. Чем выше температура нагрева изоляции, тем меньше срок ее службы.
Из курса электрических машин известно, что мощность генератора определяется в соответствии с выражением
(кВА)
где коэффициент пропорциональности;
- линейная нагрузка;
- индукция в зазоре;
- диаметр ротора;
- длина ротора;
- число оборотов.
Из этого следует, что мощность генератора, прежде всего, ограничена предельными размерами ротора и величиной индукции и ее дальнейшее увеличение возможно только за счет увеличения линейной нагрузки, а следовательно, только за счет интенсификации охлаждения.
Отвод тепла от сердечников статора и ротора осуществляется непосредственным контактом охлаждающей среды с активной сталью в зазоре и радиальных и аксиальных охлаждающих каналах, как это показано на рисунке 5.1.9.
|
|
Рисунок 5.1.9 - Осевая (аксиальная ) и радиальная система вентиляции
По способу отвода тепла от обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение.
При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подается внутрь генератора и прогоняется через немагнитный зазор и вентиляционные каналы.
При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через значительный тепловой барьер – изоляцию обмоток.
При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубцов, т.е. непосредственно.
При воздушном охлаждении имеют место две системы – проточная и замкнутая.
Проточную систему охлаждения применяют редко. При этом через генератор прогоняется воздух из машинного зала, который быстро загрязняет изоляцию обмоток статора и ротора, что сокращает срок службы генератора.
При замкнутой системе охлаждения в соответствии с рисунком 5.1.10 один и тот же объем очищенного воздуха циркулирует по замкнутому контуру. Для охлаждения воздуха служит воздухоохладитель. Холодный воздух нагнетается встроенными вентиляторами.
При этом охлаждение гладкого ротора турбогенератора не эффективно, так как он охлаждается только со стороны воздушного зазора. Это определяет ограниченные возможности воздушного охлаждения для турбогенератора. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения выпускаются мощностью до 12 МВт включительно. Для гидрогенераторов замкнутая система косвенного охлаждения воздухом применяется значительно шире
|
Рисунок 5.1.10 - Замкнутая система воздушного охлаждения турбогенератора
|
Применение в качестве охлаждающей среды водорода намного эффективнее, так как водород по сравнению с воздухом имеет в 1,51 раза больший коэффициент теплопередачи, в 7 раз более высокую теплопроводность. Меньшая плотность водорода позволяет уменьшить вентиляционные потери в 8-10 раз, в результате чего КПД генератора увеличивается на 0,8-1%.
Отсутствие окисления изоляции в среде водорода повышает надежность работы генератора и увеличивает срок службы изоляции обмоток.
Водородное охлаждение создает ряд трудностей, обусловленных возможностью образования взрывоопасной смеси при определенном содержании водорода и кислорода и наличии высокой температуры.
Для устранения опасности взрыва содержание водорода должно быть более 70 % и обычно составляет 97-99%. Во избежание проникновения воздуха внутрь генератора давление водорода должно быть выше атмосферного – не менее 0,103 -0,107 МПа.
Источником водорода на современных ТЭС являются электролизные установки, в которых водород получают путем электролиза воды.
При заполнении корпуса генератора водородом во избежание образования гремучей смеси, воздух сначала вытесняется инертным газом (обычно углекислотой). Вытеснение водорода производят в обратном порядке.
Генераторы серии ТВ (ТВ2) мощностью до 150 МВт с использованием косвенного водородного охлаждения эксплуатируются на многих ТЭС.
В современных турбогенераторах мощностью 100 МВт и более применяется непосредственное водородное охлаждение, которое осуществляется путем подачи водорода внутрь полых проводников обмотки. При этом конструкция выполняется с многоструйной системой вентиляции, как это показано на рисунке 5.1.11.
|
1 - камеры холодного газа; 2 - камеры горячего газа; 3 - газоохладители Рисунок 5.1.11 - Схема многоструйной радиальной вентиляции в турбогенераторах
|
В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсирование) охлаждение ротора, как это показано на рисунке 5.1.12.Охлаждающий газ забирается из зазора с последующим выбросом нагретого газа обратно в зазор. Проводники 1 обмотки ротора выполняются сплошными прямоугольного сечения, а на боковых поверхностях их фрезеруются косые вентиляционные каналы 2. При работе генератора (вращении ротора) водород поступает в заборное отверстие 3 и, проходя по косому вентиляционному каналу до дна 4, выходит с другой стороны паза в другой канал и через выпускное отверстие 5 падает снова в зазор.
|
а-схема охлаждения; б - разрез паза Рисунок 5.1.12 - Устройство многоструйного непосредственного охлаждения ротора турбогенератора
|
В генераторах серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт водород циркулирует в осевых (аксиальных) прямоугольных каналах, которые образуются корытообразными проводниками обмоток статора, или в тонкостенных трубках из немагнитной стали, заложенных внутри стрежней, как это показано на рисунке 2.1.13.
При непосредственном жидкостном охлаждении генераторов в качестве охлаждающей жидкости применяют дистиллированную воду или масло, которые обладает более высокой теплоотводящей способностью по сравнению с водородом. В большинстве случаев мощные генераторы выполняют с водяным охлаждением обмоток. Питание обмотки водой осуществляется путем подвода воды с помощью шлангов из пластмассы, обладающей высокой электрической прочностью и необходимой эластичностью (фторопласт-4). Охлаждение обмотки статора водой в сочетании с непосредственным охлаждением обмотки ротора и активной стали водородом применяется в турбогенераторах типа ТВВ мощностью 160-800 МВт.
|
1- пазовый клин; 2 - корпусная изоляция; 3- массивный элементарный проводник; 4- газовые трубки; 5- бочка ротора; 6 - дюралюминиевый клин; 7 - подклиновая изоляция; 8 - полувитки обмотки; 9- горизонтальный вентиляционный канал
Рисунок 5.1.13 - Разрез паза статора (а) и ротора (б) генератора типа ТГВ
|
Выполнение непосредственного охлаждения ротора генератора связано с большими трудностями, особенно в отношениях подвода воды к вращающемуся ротору.
Серия турбогенераторов ТВМ имеет комбинированную систему охлаждения: ротор охлаждается водой, а статор (обмотка, активная сталь и конструктивные элементы) – кабельным маслом. В ТВМ применена дешевая и надежная бумажно-масляная изоляция кабельного типа. Это позволило сократить расходы на изоляцию обмоток генератора.
Бумажно-масляная изоляция позволяет применять более высокие номинальные напряжения для генераторов без значительного увеличения затрат. Так генератор ТВМ-500 спроектирован на напряжение 36,75 кВ. Увеличение номинального напряжения позволило уменьшить ток статора почти в 2 раза, облегчить токоведущие части и включать генератор в сеть без промежуточной трансформации.
Основная особенность масляного охлаждения заключается в том, что пространство, в котором вращается ротор генератора, отделяется от статора, заполненного маслом, изоляционным цилиндром.
В полной мере преимущества непосредственного охлаждения реализованы в генераторах Т3В-800-2. В них водой охлаждаются не только обмотки, но и сталь статора, и его конструкционные элементы.
Дальнейшим шагом в направлении развития систем охлаждения является разработка криогенных генераторов с охлаждением жидким гелием.
5.2 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
5.2.1 Основные параметры
Трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Единичная мощность трансформаторов ограничивается массой, размерами, условиями транспортировки. Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощности или затруднена их транспортировка.
Трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные.
Обмотки одного и того же напряжения могут состоять из двух и более параллельных ветвей. Такие трансформаторы называются с расщепленными обмотками. Обмотки обозначаются ВН, СН, НН. Основные схемы соединения обмоток трехфазных трансформаторов приведены на рисунке 5.2.1.
а)двухобмоточный; б) трехобмоточный; в) с расщепленной обмоткой
Рисунок 5.2.1 - Основные схемы соединения силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы характеризуются номинальными параметрами.
Номинальная мощность - значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях.
Номинальное напряжение обмоток – напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора.
Коэффициент трансформации n - отношение номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений
.
В трехобмоточных трансформаторах коэффициент трансформации определяется для каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН.
Номинальные токи – это значения токов в обмотках, при которых допускается длительная номинальная работа трансформатора.
Напряжение короткого замыкания uк – напряжение, при котором в одной из обмоток трансформатора, при замкнутой накоротко другой, в последней проходит ток, равный номинальному. Величина uк характеризует полное сопротивление обмоток. В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах uк определяется для каждой пары обмоток, при разомкнутой третьей. В каталогах приводятся три значения uкВ-Н , uкВ-С , uкС-Н %;
Ток холостого хода IХ характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции.
Потери холостого хода РХ состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Применяется сталь с малым содержанием углерода и специальными присадками, толщиной 0,3 мм с жаростойким покрытием.
Потери короткого замыкания РК состоят из потерь в обмотках при протекании токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и конструкции.
5.2.2 Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов
Обмотки ТР имеют соединения: звезда U, звезда с выведенной нейтралью U и треугольник D. Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е1 и Е2) принято выражать условно группой соединений.
В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем, при схемах соединения обмоток звезда – звезда можно получить любую четную группу (2,4,6,8,10,12), а при схеме звезда – треугольник или треугольник – звезда любую нечетную группу (1,3,5,7,9,11). Группы указываются справа от знаков схем соединения обмоток. Трансформаторы по рисунку 5.2.1 имеют схемы и группы соединения обмоток: U¤D -11; U¤U¤D -0-11; U¤D¤D -11-11.
Обмотки НН преимущественно соединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток I/Ö3. При таком соединении создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем. Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена.
5.2.3 Элементы конструкции трансформаторов
Магнитопровод трансформаторов выполняется из отдельных листов электротехнической стали с определенной ориентировкой зерен, допускающей индукцию до 1,7 Тл, с удельными потерями 0,9-1,1 Вт/кг, изолированных друг от друга жаростойким покрытием толщиной 0,01 мм. Он состоит из стержней и ярем. Стрежни стягиваются стеклобандажами, ярма – стальными полубандажами или бандажами.
Обмотки трансформаторов выполняются концентрическими и чередующимися, как показано на рисунке 5.2.2. В первом случае обмотки НН и ВН выполняют в виде цилиндров и располагают на стрежне концентрически одна относительно другой. Такие обмотки приняты в большинстве силовых трансформаторов. Материал обмоток медь и алюминий. Трансформаторы с алюминиевыми обмотками изготовляются на мощность до 6300 кВ×А.
|
|
а) концентрическая; б) чередующаяся Рисунок 5.2.2 - Обмотки трансформатора
|
В качестве изоляции в трансформаторах применяется масло в сочетании с твердыми диэлектриками: бумагой, электрокартоном, гетинаксом, деревом (маслобарьерная изоляция).
Активная часть – магнитопровод с обмотками помещается в бак. На крышке устанавливаются вводы, выхлопная труба, крепления расширителя, термометры и другие детали. На стенке бака укрепляют охладительные устройства – радиаторы.
Для уменьшения потерь от потоков рассеяния стальные баки экранируются с внутренней стороны пакетами из электротехнической стали и пластинами из немагнитных материалов (медь, алюминий).
Расширитель - это цилиндрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом и компенсации колебаний уровня масла в расширителе. Для предотвращения контакта масла с воздухом расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Так же применяются герметичные баки с газовой подушкой из инертного газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным газом (азотом).
Термосифонный фильтр крепится к баку и заполняется силикагелем, поглощающим продукты окисления масла. При циркуляции масла через фильтр происходит непрерывная регенерация.
Маслоуказатель устанавливается на расширителе, термометр – на крышке бака. К защитным устройствам относятся реле понижения уровня масла и газовое реле.
5.2.4 Охлаждение трансформаторов
Предельный нагрев ограничивается сроком службы изоляции.
Естественное воздушное охлаждение трансформаторов предусматривает естественную конвекцию воздуха и частично лучеиспускание в воздухе. Такие трансформаторы называются «сухими». Обозначение при открытом исполнении С, при защищенном исполнении СЗ, при герметизированном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха СД. Такие трансформаторы изготавливаются мощностью до 1600 кВ×А.
Естественное масляное охлаждение (система «М») применяется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ×А. Тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передает его окружающему воздуху. Температура масла в верхних нагретых слоях не должна превышать +95оС. Для лучшей отдачи тепла бак ТР снабжается ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами.
Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла
(система «Д») предусматривается для трансформаторов мощностью до 80000 кВ×А. В навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы, обдувающие нагретую верхнюю часть труб.
Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные выносные охладители (система «ДЦ») предусматривается в трансформаторах мощностью 63000 кВА и более. Охладители из системы тонких ребристых трубок, обдуваются вентилятором, в соответствии с рисунком 5.2.4. Электронасосы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители. Такая система позволяет уменьшить габариты трансформатора.
1- бак трансформатора, 2 – электронасос; 3- адсорбный фильтр; 4 - охладитель;
5- вентиляторы обдува
Рисунок5.2.4 - Принципиальная схема охладителя ДЦ
Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла через воздушные выносные охладители (система «Ц») предусматривается в трансформаторах мощностью 160000 кВА и более. Такая же, как ДЦ, но охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Система эффективна, но дорога.
Тип трансформатора обозначается заглавными буквами.
Первая буква определяет число фаз (для однофазных – О; для трехфазных – Т). Если это автотрансформатор, то ставится буква А.
Вторая буква обозначает вид охлаждения в соответствии с пояснениями, приведенными выше.
Третья буква определяет число обмоток, работающих на различные сети, для трехобмоточного трансформатора - Т; для трансформатора расщепленными обмотками - Р.
Буква Н в обозначении указывается при выполнении одной из обмоток с устройством (РПН).
За буквенным обозначением указывается номинальная мощность кВ×А; класс напряжения обмотки (ВН): климатическое исполнение и категория размещения. Основные конструктивные узлы трансформаторов показаны на рисунке 5.2.5
1 – бак; 2 – шкаф автоматического управления дутьём; 3 – термосифонный фильтр; 4 – ввод ВН; 5 – ввод НН; 6 – ввод СН; 7 – установка трансформаторов тока 110 кВ; 8 – установка трансформаторов тока 35 кВ; 9 – ввод 0 ВН; 10 – ввод 0 СН; 11 – расширитель; 12 – маслоуказатель стрелочный; 13 – клапан предохранительный; 14 – привод регулятора напряжения; 15 – электродвигатель системы охлаждения; 16 – радиатор; 17 – каретка с катками
Рисунок 5.2.5 - Трансформатор трёхфазный трёхобмоточный
ТДТН – 16000/110 – 80У1
5.2.5 Особенности конструкции и работы автотрансформаторов
Однофазный автотрансформатор имеет электрически связанные обмотки высокого ОВ и среднего ОС напряжений. Часть обмотки, между выводами В и С, называется последовательной, а между С и О – общей, как это показано на рисунке 5.2.5.
|
|
Рисунок 5.2.5 - Схема однофазного автотрансформатора |
Ток нагрузки вторичной обмотки Iс складывается из тока Iв, проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока Iо, созданного магнитной связью этих обмоток: Ic = Iв + Iо, откуда Iо = Iс + Iв
Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной сети во вторичную, называется проходной. Если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток автотрансформатора, можно записать
где (UВ – UС)∙IВ = SТ – трансформаторная мощность, передаваемая магнитным путем;
UС ∙IВ = SЭ – электрическая мощность, передаваемая за счет гальванической связи, без трансформации.
Электрическая мощность не нагружает общей обмотки, потому что ток Iв из последовательной обмотки проходит на вывод С, минуя обмотку ОС.
Размеры магнитопровода, а, следовательно, его масса определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности
где nBC = UB/UC – коэффициент трансформации;
kвыг - коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности.
Применение автотрансформаторов целесообразно при сочетании напряжений 220/110; 330/150; 500/220; 750/330.
Обмотки и магнитопровод автотрансформатора рассчитываются на типовую мощность. Какая бы мощность ни подводилась к зажимам В или С, последовательную и общую обмотки загружать больше, чем на Sтип нельзя.
Третья обмотка автотрансформатора (обмотка НН) используется для питания нагрузки, для присоединения источников активной или реактивной мощности (генераторов и синхронных компенсаторов), а в некоторых случаях служит лишь для компенсации токов третьих гармоник. Мощность обмотки НН, SН не может быть больше Sтип, так как иначе размеры автотрансформатора будут определяться мощностью этой обмотки.
Преимуществами автотрансформаторов по сравнению с трансформаторами той же мощности являются: меньший расход меди, стали, изоляционных
материалов; меньшая масса, а, следовательно, меньшие габариты, что позволяет создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы; меньшие потери и больший КПД; более легкие условия охлаждения. К недостаткам автотрансформаторов относятся: необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного КЗ; сложность регулирования напряжения; опасность перехода атмосферных перенапряжений вследствие электрической связи обмоток ВН и СН.
5.3 Электрические аппараты
5.3.1 Гашение электрической дуги
При отключении электрических цепей под нагрузкой между контактами электрических аппаратов возникает электрическая дуга, которая должна быть погашена, поскольку процесс отключения заканчивается только после гашения дуги.
Задача гашения дуги сводится к созданию таких условий, чтобы электрическая прочность промежутка между контактами выключателя Uпр была больше напряжения между ними Uв.
В коммутационных аппаратах применяются следующие способы гашения дуги:
1.Удлинение дуги при быстром расхождении контактов: чем длиннее дуга, тем большее напряжение необходимо для ее существования.
2.Деление длинной дуги на ряд коротких дуг, как это показано на рисунке 5.3.1, а.
3.Гашение дуги в узких щелях. Благодаря соприкосновению с холодными поверхностями происходит интенсивное охлаждение и диффузия заряженных частиц в окружающую среду. Это приводит к быстрой деионизации.
4.Движение дуги в магнитном поле. Если создать магнитное поле, направленное перпендикулярно оси дуги, то она получит поступательное движение и будет затянута внутрь дугогасительной камеры, соответственно с рисунком 5.3.1, б. В радиальном магнитном поле дуга получит вращательное движение, как показано на рисунке 5.3.1, в.
5.Гашение дуги в масле. Если контакты отключающего аппарата поместить в масло, то возникающая дуга приводит к интенсивному газообразованию и испарению масла в соответствии с рисунком 5.3.1, г.
Вокруг дуги образуется газовый пузырь, состоящий, в основном, из водорода. Внутри газового пузыря происходит непрерывное движение газа и паров масла. Быстрое разложение масла приводит к повышению давления в пузыре, что способствует лучшему охлаждению и деионизации дуги.
6. Газовоздушное дутье. Дутье вдоль или поперек дуги в соответствии с рисунком 5.3.2 способствует более эффективному охлаждению дуги.
а) деление длинной дуги на ряд коротких дуг; б) затягивание дуги в узкую щель дугогасительной камеры; в) вращение дуги в магнитном поле; г) гашение дуги в масле;
1- неподвижный контакт; 2- ствол дуги; 3- водородная оболочка; 4- зона газа; 5- зона паров масла; 6- подвижный контакт
Рисунок 5.3.1 - Способы гашения дуги
Газ создается при разложении масла (масляные выключатели) или твердых газогенерирующих материалов (автогазовые выключатели). Более эффективно дутье холодным воздухом (воздушные выключатели).
|
а) продольное; б) поперечное
Рисунок 5.3.2 - Газовоздушное дутье
|
7. Многократный разрыв цепи тока. Такие выключатели имеют несколько гасительных устройств, рассчитанных на часть номинального напряжения. Число разрывов на фазу зависит от типа выключателя и его напряжения. В выключателях 500—750 кВ может быть 12 разрывов и более.
8. Гашение дуги в вакууме. Если контакты размыкаются в вакууме, то сразу же после первого прохождения тока в дуге через нуль прочность промежутка восстанавливается и дуга не загорается вновь.
9. Гашение дуги в газах высокого давления. Воздух при давлении 2 МПа и более также обладает высокой электрической прочностью. Это позволяет создавать устройства для гашения дуги в атмосфере сжатого воздуха.
10. Применение электроотрицательных газов, например, шестифтористой серы SF6 (элегаза). Элегаз обладает не только большей электрической прочностью, чем воздух и водород, но и лучшими дугогасящими свойствами даже при атмосферном давлении.
5.3.2 Коммутационные аппараты напряжением до 1000 В
Коммутационные аппараты напряжением до 1000 В подразделяются на пакетные переключатели и рубильники, плавкие предохранители, автоматические выключатели (автоматы), контакторы и магнитные пускатели.
Переключатель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для переключения электрических цепей.
Рубильник – предназначен для ручного включения и отключения цепей постоянного и переменного тока. Рубильники выполняются с рычажным приводом. Кроме этого, рубильник служит для создания видимого разрыва цепи после ее отключения другим аппаратом.
Предохранитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных плавких вставок. Материалом плавких вставок являются медь, цинк, алюминий, свинец, серебро. Предохранители в электрических сетях напряжением до 1000 являются основным средством защиты от перегрузок и токов короткого замыкания.
Автоматический выключатель – предназначен для коммутации цепей при аварийных режимах, а также нечастых оперативных включений и отключений электрических цепей. Они имеют расцепители, которые обеспечивают отключение при перегрузках, коротких замыканиях и снижениях напряжения.
Контактор – этот двухпозиционный коммутационный аппарат с самовозвратом, предназначенный для частых включений и отключений токов, не превышающих токов перегрузки и приводимый в действие приводом. Они не имеют устройств, реагирующих на перегрузки и короткие замыкания.
Магнитный пускатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для пуска, останова и защиты электродвигателей и других электроприемников. Они имеют встроенные тепловые реле и выполняются реверсивными и нереверсивными.
5.3.3 Коммутационные аппараты напряжение выше 1000 В
Коммутационные аппараты напряжением выше 1000 В подразделяются на выключатели, разъединители и плавкие предохранители.
Основным коммутационным аппаратом в электрических установках высокого напряжения является выключатель, который служит для отключения и включения цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой операцией является отключение токов КЗ и включение на короткое замыкание.
Выключатели должны быть надежны, иметь высокую скорость работы и пригодны для повторного включения сразу же после отключения. Они должны обеспечивать возможность пофазного управления, легкость ревизии и осмотра контактов, взрыво и пожаробезопасность и удобство транспортировки и эксплуатации.
Основными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная конструкция и приводной механизм.
По роду установки различают выключатели для внутренней и наружной установки и выполняются для различных климатических условий.
По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые многообъемные, маломасляные малообъемные, воздушные, электромагнитные, элегазовые и вакуумные. Эти выключатели обеспечивают многократное включение и отключение присоединений, как в нормальных режимах, так и при коротких замыканиях. К особой группе относятся автогазовые выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение только токов нормального режима.
В масляных многообъемных (баковых) выключателях масло служит как для гашения дуги так и для изоляции токоведущих частей.
Основные преимущества баковых выключателей: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность для наружной установки.
Недостатки баковых выключателей: взрыво - и пожароопасность; необ ходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в ба ке и вводах; большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену, необходимость больших запасов масла; непригодность для установки внутри помещений, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.
Такие выключатели широко использовались в установках до 500 кВ включительно и в некоторых местах еще находятся в эксплуатации, но в настоящее время вытесняются более современными элегазовыми и вакуумными выключателями.
Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих выключателях служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.
Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; необходимость периодического контроля, доливки, частой замены масла в дугогасительных бачках; малая отключающая способность. В настоящее время маломасляные выключатели также заменяются на вакуумные и элегазовые.
В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.
Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво - и пожаробезопасность, быстродействие, высокую отключаю щую способность, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, пригодность для наружной и внутренней установки.
Недостатками воздушных выключателей являются необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость. В настоящее время воздушные выключатели, так же как и масляные, вытесняются более совершенными и быстродействующими выключателями.
Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими типами выключателей.
В этих выключателях возникшая дуга под действием электродинамических сил и магнитного поля втягивается внутрь гасительной камеры, растягивается, попадает в узкую щель и гаснет при очередном переходе тока через нуль.
К достоинствам электромагнитных выключателей относятся полная взрыво- и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для работы в условиях частых включений и отключений, относительно высокая отключающая способность, а к недостаткам - сложность конструкции дугогасительной камеры с системой магнитного дутья, ограниченный верхний предел номинального напряжения (15-20 кВ), ограниченная пригодность для наружной установки.
Вакуумные выключатели. Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах и позволяет создать выключатели напряжением 10 кВ и более.
Достоинства вакуумных выключателей: простота конструкции; большой ресурс; высокая надежность, высокая коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.
В автогазовых выключателях для гашения дуги используется газ, выделяющийся из твердого газогенерирующего материала дугогасительной камеры. Распространены выключатели нагрузки с простейшей дугогасительной камерой, имеющей вкладыши из органического стекла.
Достоинства автогазовых выключателей: отсутствие масла; небольшая масса. Недостатки: быстрый износ твердого дугогасителя, относительно большой износ контактов или их разрушение.
Элегазовые выключатели. Элегаз - SF6 обладает высокими дугогасящими свойствами. В настоящее время разработаны конструкции выключателей с элегазом на 35, 110, 220 и 500 кВ. Достоинства элегазовых выключателей: пожаро- и взрывобезопасность, быстродействие, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов и др.
Все выключатели приводятся в действие специальными приводами, предназначенными для выполнения операций включения и отключения. Основными частями привода являются включающий механизм, запирающий механизм, который удерживает выключатель во включенном положении, и расцепляющий механизм, освобождающий защелку при отключении. Имеются ручные, пружинные, грузовые, электромагнитные, пневматические приводы.
Ручные приводы применяются для маломощных выключателей, когда мускульной силы достаточно для совершения работы включения. Отключение может быть автоматическим с помощью реле, встроенных в привод.
Пружинный привод является приводом косвенного действия. Энергия, необходимая для включения, запасается в мощной пружине, которая заводится от руки или электродвигателем небольшой мощности.
Электромагнитные приводы типа относятся к приводам прямого действия: энергия, необходимая для включения, сообщается приводу в процессе самого включения от источника большой мощности. Усилие, необходимое для включения выключателя, создается стальным сердечником, который втягивается в катушку электромагнита. Достоинствами электромагнитных приводов являются простота конструкции и надежность работы в условиях сурового климата. Недостатки - большой потребляемый ток и, вследствие, этого необходимость мощной аккумуляторной батареи.
Пневматический привод обеспечивает быстрое включение выключателя за счет энергии сжатого воздуха.
Плавкие предохранители напряжением выше 1000 В относятся к коммутационным аппаратам защитного одноразового действия.
На большие номинальные токи для установок 6 - 30 кВ применяются сверхбыстродействующие коммутационные аппараты взрывного действия- ограничители ударного тока (ОУТ), которые представляют собой токоведущий проводник с встроеным пиропатроном с капсюлем-детонатором. При возникновении КЗ происходит взрыв пиропатрона и основная цепь оказывается разомкнутой за 0,1 мс. Полное время работы ограничителя ударного тока не превышает 5 мс (1/4 периода), поэтому ток КЗ в цепи не достигает значения ударного тока.
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Разъединители могут быть одно- и трехполюсными, для внутренних и наружных установок, по конструкции - рубящего, поворотного, катящегося, пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей. Чаще всего разъединители выполняются с заземляющими ножами.
5.4 Токоведущие части
5.4.1 Типы проводников, применяемых в электрических цепях
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками, которые образуют токоведущие части электрической установки.
К ним относятся: шинные мосты из жестких голых алюминиевых шин; комплектные пофазно-экранированные токопроводы; гибкие подвесные токопроводы; жесткие голые алюминиевые шины прямоугольного или коробчатого сечения; сталеалюминевые провода АС или АСО; алюминиевые трубы; кабели.
Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.
Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускают продольное смещение шин при их удлинении вследствие нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, как это показано на рисунке 5.4.1.
Соединение шин по длине обычно осуществляется сваркой.
|
1- шина; 2- компенсатор; 3- опорный изолятор; 4- пружинящая шайба; 6- болт Рисунок 5.4.1 - Компенсатор для однополосных шин
|
Возможные конструкции сборных шин 6-10, используемые в закрытых (ЗРУ) и комплектных (КРУ) распределительных устройствах (РУ), приведены на рисунке 5.4.2.
|
1-опорный изолятор; 2-стальная планка; 3- шина; 4- стальная распорная труба; 5-алюминиевая планки; 6- шпилька Рисунок 5.4.2 - Эскизы возможного расположения жестких шин различной формы а) горизонтальное; б) вертикальное; в) по вершинам треугольника; г) крепление шин в узлах
|
Для лучшей теплоотдачи и удобства эксплуатации выполняется окраска шин: при переменном токе фаза А - желтый, фаза В - зеленый и фаза С - красный цвет; при постоянном токе положительная шина - красный, отрицательная - синий цвет.
Выбор сечения шин производится по допустимому току нормального режима (без перегрузок) с учетом поправки на расположение шин ( плашмя или на ребро).
Найденное значение округляется и принимается ближайшее меньшее стандартное сечение. Далее производится проверка шин на термическую и электродинамическую стойкость.
Проверка на термическую стойкость при к. з. заключается в выборе допустимого сечения, а на электродинамическую стойкость в механическом расчете, при котором определяются расстояния между изоляторами для однополосных шин и расстояние между прокладками для многополосных шин как это показано на рисунке 5.4.3.
Механический расчет имеет особенности для различного расположения и формы сечения шин.
|
Рисунок 5.4.3 - Эскиз расположения двухполосных шин |
В РУ 35 кВ и выше и для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6-10 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется по длительно допустимому току и по термическому действию тока к.з.
Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше необходима проверка по условиям коронирования. Разряд в виде "короны" возникает около провода при высоких напряженностях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг провода приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи, и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений.
В распределительных устройствах 330 кВ и выше каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется двумя, тремя или четырьмя проводами, т. е. применяются расщепленные провода, как это показано на рисунке5.4.4.
Рисунок 5.4.4 - Эскиз расположения расщепленных проводов
Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, в земле. Для присоединения потребителей собственных нужд электростанций и подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства. Чтобы обеспечить пожарную безопасность в производственных помещениях ТЭС и АЭС, рекомендуется применять кабели, у которых изоляция, оболочка и покровы выполнены из невоспламеняющихся материалов, напримеры, из полиэтилена или поливинилхлоридного пластиката.
5.5 Измерительные трансформаторы
5.5.1 Трансформаторы тока
Трансформатоы тока предназначены для уменьшения первичного тока до стандартных значений, принятых для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 и две обмотки - первичную 1 и вторичную 3, как это показано на рисунке 5.5.1. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I1, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I2.
Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации
где I1ном и I2ном — номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.
|
|
Рисунок 5.5.1 - Схема включения трансформатора тока |
Значения номинального вторичного тока приняты равными 5 и 1 А.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности, обусловленной наличием тока намагничивания.
Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной проницаемости материала магнитопровода, средней длины магнитного пути, значения I1w1. В зависимости от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с классами точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50—120% для двух последних.
Погрешность трансформатора тока зависит и от вторичной нагрузки (сопротивление приборов, проводов, контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличение нагрузки и кратности тока приводит к увеличению погрешности.
Трансформаторы тока класса 0,2 применяются для присоединения точных лабораторных приборов, класса 0,5 — для присоединения счетчиков денежного расчета, класса 1 — для всех технических измерительных прибо ров, классов 3 и 10 — для релейной защиты. В настоящее время в связи с внедрением автоматических систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) для коммерческого учета выпускаются трансформаторы тока класса 0,2 и даже 0,1.
Кроме рассмотренных классов, выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты), 3 (для земляной защиты), Р (для прочих релейных защит).
Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.
Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно вторичная обмотка трансформатора тока замыкается накоротко.
Чем выше напряжение, тем труднее изолировать первичную обмотку ВН от вторичной, измерительной обмотки трансформаторов. Поэтому разработаны принципиально новые оптико-электронные трансформаторы (ОЭТ). В них измеряемый сигнал (ток, напряжение) преобразуется в световой поток, который изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами.
5.5.2 Трансформаторы напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/√3В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Схема включения однофазного трансформатора напряжения показана на рисунке 5.5.6. Первичная обмотка включена на напряжение сети U1, а к вторичной обмотке (напряжение U2) присоединены параллельно катушки из мерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, невелик.
|
|
1 – первичная обмотка; 2 - магнитопровод; 3 – вторичная обмотка Рисунок 5.5.6 - Схема включения трансформатора напряжения
|
Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением
где U1ном, U2ном — номинальные первичное и вторичное напряжение.
Так же как и трансформаторы тока, трансформаторы напряжения имеют погрешности. В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.
Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как, в противном случае, это приведет к увеличению погрешностей.
В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток.
Для измерения трех междуфазных напряжений можно использовать два однофазных двухобмоточных трансформатора, соединенных по схеме открытого треугольника, или трехфазный двухобмоточный трансформатор обмотки которого соединены в звезду. Как это показано на рисунке 5.5.7, а,б.
Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y0/Y0 или трехфазный трехобмоточный трансформатор НАМИ, как это показано на рисунке 5.5.7, в.
Рисунок 5.5.7 - Схемы соединения трансформаторов напряжения
В последнем случае обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник, присоединяется реле защиты от замыканий на землю. Трехфазные масляные трансформаторы типа НАМИ имеют пятистержневой магнитопровод и три обмотки, соединенные по схеме, показанной на расунке 5.5.7,в. Такие трансформаторы предназначены для присоединения приборов контроля изоляции. В установках 500 кВ и выше применяются трансформаторные устройства с емкостным отбором мощности, присоединенные к конденсаторам высокочастотной связи С1 с помощью конденсатора отбора мощности С2, как это показано на рисунке 5.5.10.
Напряжение, снимаемое с С2 (10—15 кВ), подается на трансформатор TV, имеющий две вторичные обмотки, ко торые соединяются по такой же схеме, как и у трансформаторов НКФ или ЗНОМ. Для увеличения точности работы, в цепь его первичной обмотки включен дроссель L, с помощью которого контур отбора напряжения на страивается в резонанс с конденсатором С2. Дроссель LH, трансформатор TV встраиваются в общий бак и заливаются маслом. Заградитель 3В не пропускает токи высокой частоты в трансформатор напряжения. Фильтр присоединения Z предназначен для подключения высокочастотных постов защиты. Такое устройство получило название емкостного трансформатора напряжения НДЕ.
|
|
Рисунок 5.5.10 - Схема присоединения трансформатора напряжения НДЕ
|
При надлежащем выборе всех элементов и настройке схемы устройство НДЕ может быть выполнено на класс точности 0,5 и выше.
5.6 Разрядники и ограничители перенапряжений
Разрядники служат для защиты электрооборудования станций и подстанций от набегающих волн перенапряжений. В общем случае разрядник представляет собой искровой промежуток, который пробивается при напряжении меньшем, чем электрическая прочность защищаемого оборудования. Разрядники устанавливаются на подходах линий электропередач к подстанциям и непосредственно у защищаемого оборудования. Основное применение получили вентильные разрядники, которые представляет собой последовательное соединение искровых промежутков специальной конструкции и дисков из материала с нелинейной характеристикой.
Вентильные разрядники сложны по конструкции, имеют большой разброс по напряжению срабатывания и ряд других недостатков.
В настоящее время вентильные разрядники заменяются более совершенными аппаратами - ограничителями перенапряжений, которые представляют собой набор дисков из материала с нелинейной характеристикой и не имеют искрового промежутка.
6 Схемы присоединения и распределительные устройства
6.1 Схемы присоединения и классификация распределительных устройств
Основным элементом распределительных устройств является система сборных шин, на которую физически подключаются все элементы электроустановки данного напряжения (присоединения), с помощью которых производится приём и распределение электроэнергии. Эти присоединения представляют собой набор коммутационного оборудования и определяют последовательность его соединения между собой для каждого элемента.
Таким образом, распределительное устройство (РУ) представляет собой совокупность присоединений и сборных шин, соединяющих проводами и шинами основное оборудование в соответствии со структурной схемой.
Схемы присоединений различны в зависимости от напряжения и типа оборудования и его мощности и некоторые из них приведены на рисунках 6.1 и 6.2, где показаны рубильники - 1, предохранители - 2, отходящие линии – 3, автоматы- 4, выключатели – В, разъединители - Р, трансформаторов тока - ТТ и сборные шины. На напряжение 6 кВ и выше присоединения осуществляются только с помощью выключателей с разъединителями.
Распределительные устройства, как и электрические схемы должны отвечать общим требованиям – надежности и экономичности. Кроме этого, распределительные устройства должны удовлетворять и некоторым специфическим требованиям таким как: удобство проведения оперативных переключений; простота вывода в ремонт любого элемента РУ; возможность дальнейшего расширения; безопасность работы обслуживающего и ремонтного персонала и др.
|
|
|
|
а) с предохранителем; б,в,г) с автоматами Рисунок 6.1 - Схемы присоединения напряжением до 10 кВ |
Рисунок 6.2- Схемы присоединений с выключателями на напряжение 6 кВ и более |
Основными признаками классификации РУ являются методы использования выключателей, их резервирование и использование разъединителей.
К первой группе распределительных устройств относятся такие, в которых каждая цепь защищена одним выключателем, где вывод выключателя в ремонт равносилен отключению линий. Ко второй группе относятся РУ, в которых каждая цепь защищена двумя выключателями.
Дальнейшая классификация осуществляется по признаку устройства сборных шин: с одной системой сборных шин; с одной рабочей и обходной системами сборных шин; с двумя системами сборных шин; с двумя рабочими и обходной. Кроме этого сборные шины могут быть секционированы. Существуют и упрощенные схемы. Это схемы блоков, треугольника, мостика, квадрата, и, так называемые, дробные схемы. В качестве примера на рисунке 6.3 показаны наиболее простые схемы распределительных устройств.
а) одинарная секционированная система сборных шин;
б) одинарная с обходной; в) двойная система сборных шин;
г) двойная с обходной.
Рисунок 6.3 - Варианты схем РУ сборных шин
В схеме с одинарной системой сборных шин каждому выключателю соответствует два разъединителя: шинный и линейный. Операции с разъединителями возможны только при отключенном выключателе.
В схеме с двумя системами сборных шин каждое присоединение содержит два шинных разъединителя, назначение которых как изоляционное, так оперативное.
Схема предусматривает шиносоединительный выключатель. Здесь могут быть два режима: а) одна система шин рабочая, другая – резервная; б) обе системы шин рабочие с равномерно распределенной нагрузкой (фиксированное присоединение).
6.2 Типы распределительных устройства и требования к ним
По методу сооружения и монтажа все современные конструкции РУ можно разделить на сборные и комплектные и (КРУ), а по виду установки оборудования — на закрытые с оборудованием для внутренней установки (ЗРУ) и на открытые с оборудованием для наружной установки (ОРУ).
Распределительные устройства должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основные из них — надежность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.
Надежность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования и коротких замыканий в РУ и локализацию повреждения, если оно все-таки возникнет.
Явления, сопутствующие нормальной работе РУ, — электродинамические силы, нагрев, выброс газов при отключении к. з. и т. п — не должны приводить к повреждению оборудования и возникновению к. з. в РУ.
Требование экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объем здания), капитальные затраты и сроки сооружения.
На территории РУ может находиться только обслуживающий персонал — оперативный и ремонтный. Должны быть исключены возможность случайного проникновения посторонних лиц на территорию РУ.
Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, производства переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала — безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование.
Для замены оборудования должна быть обеспечена возможность удобной его транспортировки по территории (помещению) РУ.
Пожаробезопасность выражается в малой вероятности возникновения пожара в РУ и предотвращении его распространения в случае возникновения.
Возможность расширения означает возможность подключения к РУ новых присоеди нений.
6.3 Общие принципы выполнения закрытых распределительных устройств (ЗРУ)
Закрытые распределительные устройства выполняются в специальных зданиях, где расположено все необходимое оборудование.
Надежность ЗРУ обеспечивается, прежде всего, соблюдением достаточных изоляционных расстояний в возду хе между неизолированными токоведущими частями разных фаз Аф,ф, между токоведущими и заземленными частями Аф,з, а также между не огражденными токоведущими частями разных присоединений.
Локализация повреждений достигается с помощью системы изолирующих продольных и поперечных перегородок. Продольные перегородки отделяют друг от друга оборудование соседних присоединений, а поперечные — разделяют оборудование в пределах одного при соединения. Предусматривают также изоляционные перегородки с двухстворчатыми дверьми между соседними секциями сборных шин.
Для удобства и безопасности обслуживания оборудование располагают рядами в камерах — закрытых или огражденных.
Приводы выключателей, рукоятки ручных приводов разъединителей, панели аппаратов управления и защиты размещают вне камер на их наружных стенках и на полу коридора, у стенок соответствующей камеры.
Безопасность и удобство ремонта оборудования в ЗРУ обеспечиваются:
1. Отключением разъединителей с обеих сторон ремонтируемого оборудования, т. е. созданием необходимых изоляционных расстояний, и наложением защит ных заземлений.
2. Продольными и поперечными изоляционными перегородками, отделяющими ремонтируемое оборудование от работающего оборудования соседних присоединений, а также от токоведущих частей данного присоединения, которые остались под напряжением (например, со стороны сборных шин).
3. Созданием удобного и безопасного участка в коридоре обслуживания перед камерой ремонтируемого оборудования.
Для того, чтобы снизить опасность возникновения взрыва и пожара, рекомендуется применять аппаратуру либо совсем без масла (воздушные, электромагнитные выключатели), либо содержащую ограниченное количество масла (малообъемные масляные выключатели, масляные трансформаторы небольшой мощности).
Здание, строительные конструкции и изоляционные перегородки выполняют из огнестойких материалов — металла, железобетона, шлакоблоков, асбоцемента и т. п. Здание сооружают обычно без оконных проемов, а двери выполняют металлическими. Для того, чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в здание РУ, все двери должны быть снабжены самозапирающимися замками, которые извне открывают ключом, а изнутри—без ключа. Наружные электрические вводы в здание РУ должны быть безопасны для лиц, которые могут оказаться вблизи РУ.
На рисунке 6.4 показано генераторное ЗРУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин. Здание одноэтажное. Сборные шины и оборудование присоединений с большими номинальными токами расположены в центральной части здания в два ряда, а шкафы КРУ линейных присоединений — вдоль правой стены в один ряд.
Рисунок 6.4 - Закрытое РУ 6-10 кВ с одной системой сборных шин
Обслуживание оборудования осуществляют из трех коридоров: центрального коридора управления и двух боковых. Шаг ячеек равен 3 м, т. е. половине расстояния между колоннами. Для прокладки силовых и контрольных кабелей предусмотрены два кабельных туннеля. Под камерами выключателей и реакторов проложены два вентиляционных канала. Из них подается воздух для охлаждения реакторов. Нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту.
Для ЗРУ 35—220 кВ используют как одно, так и двухэтажные здания. При сооружении здания в два этажа сокращаются его ширина и опорная площадь, но зато, естественно, увеличивается его высота.
Для РУ выполняются поэтажные планы, определяющие габариты здания, размещение выходов, лестничных площадок, коридоров и проходов. На плане показывают: стены и колонны здания; ка меры электрических аппаратов, а в них - габаритные контуры основных, наиболее крупных аппаратов; двери между помещениями смежных секций, двери камер, а также двери выходов наружу.
6.4 Комплектные распределительные устройства (КРУ)
Комплектные распределительные устройства предназначены для работы в РУ сетей трехфазного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроено электротехническое оборудование, устройства релейной защиты, измерительные приборы и т.д. В зависимости от конструктивного исполнения все КРУ можно разбить на три группы:
- стационарного исполнения, где коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд небольшой мощности устанавливаются в камерах неподвижно;
- выкатного исполнения, где вышеперечисленное оборудование устанавливается на выкатных тележках;
- моноблоки, заполненные элегазом, представляющие собой компактное РУ на три-пять присоединений, предназначенное для небольших распределительных пунктов и трансформаторных подстанций напряжением 6-20 кВ.
КРУ выпускаются многими заводами изготовителями как ближнего так и дальнего зарубежья. Для каждой серии КРУ заводом изготовителем предлагается сетка схем первичных соединений камер, которые подразделяются на схемы с высоковольтными выключателями, с выключателями нагрузки и предохранителями, с измерительными трансформаторами напряжения и др. КРУ выпускаются как для внутренней, так и для наружной установки.
КРУ стационарного типа применяются на подстанциях с простыми схемами первичных соединений, и при небольшом числе присоединений. Они отличаются простотой конструкции, имеют меньшую глубину шкафа, низкую стоимость и металлоемкость. Вместе с тем имеется и ряд технических недостатков, к основным из которых относятся, открытая прокладка сборных шин, неудобство технического обслуживания стационарно установленных выключателей, и необходимость отключения присоединения на время ремонта коммутационного аппарата. Стационарные КРУ комплектуются выключателями нагрузки, малообъемными масляными и вакуумными выключателями.
Комплектные распределительные устройства выкатного исполнения предназначены для установки в распределительных устройствах 6-10 кВ, включая комплектные трансформаторные подстанции с первичным напряжениям 35-110 кВ. Основным достоинством КРУ выкатного исполнения является быстрая возможность замены аппаратов, установленных на выкатной тележке, а также отсутствие разъединителей, что повышает надежность работы и упрощает техническое обслуживание.
В типовых схемах всех серий предусматривается тележка с разъединителями, роль которых выполняет разъединяющие контакты. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены разъединяющие контакты, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании предварительно отключенного выключателя, разъемные контакты выполняют роль разъединителя и выключатель оказывается отключен от сборных шин и кабельных вводов.
КРУ выпускаются с односторонним и двухсторонним обслуживанием. Камеры КРУ имеют жесткую конструкцию, в которую встроены токоведущие части, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, ограничители перенапряжений и другое оборудование в соответствии со схемой камеры. Корпус разделен на отсеки: отсек сборных шин; отсек выкатного элемента; линейный отсек; отсек релейной защиты и автоматики.
В камерах выкатного исполнеиия применяются вакуумные, элегазовые и маломасляные выключатели.
Применением комплектных РУ достигаются: максимальная индустриализация монтажных работ, что позволяет резко сократить объем монтажных работ на месте установки и сроки сооружения РУ; повышение надежности работы РУ; повышение безопасности обслуживания; сокращение строительной площадки под РУ; возможность быстрой замены неисправного выключателя
6.5 Принципы построения открытых распределительных устройств (ОРУ)
Открытые распределительные устройства выполняются на напряжение 35 кВ и выше. Сборные и соединительные шины (ошиновку) ОРУ выполняют неизолированными гибкими сталеалюминевыми проводами на натяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жесткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах. В ряде компоновок удобно применять сочетание гибких и жестких шин.
Для крепления гибких проводов предусматривают порталы, для жестких шин и аппаратов опоры в виде стоек и стульев или порталы. В настоящее время все несущие конструкции - порталы, опоры, фундаменты изготовляют из сборных железобетонных элементов. В ряде случаев прибегают к стальным конструкциям.
Оборудование и электрические аппараты ОРУ располагают на фундаментах или фундаментных стойках из бетона. Оборудование одного присоединения занимает полосу, которую называют ячейкой. Никаких разделительных перегородок между оборудованием разных присоединений или в пределах одного присоединения не предусматривают.
Надежность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз Аф,ф и между токоведущими и заземленными частями Аф,з..
Безопасность обслуживания обеспечивают расположением токоведущих частей на достаточно большой высоте. Оборудование разных присоединений располагают на большом расстоянии друг от друга, чем обеспечивают возможность безопасного ремонта. Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта, испытания и замены оборудования) предусматривают проезд вдоль ряда выключателей.
На площадке ОРУ располагаются мощные силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы с большим содержанием масла. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении указанного оборудования под ним устраивают маслоприемники с засыпкой гравием.
Выбор компоновки производят на основании технико-экономического сравнения нескольких вариантов. При их составлении, помимо общих требований ПУЭ, учитывают электрическую схему проектируемого РУ, его размещение в общем генплане станции, наличие типовых компоновок.
Список литературы
1. Преображенская Л.Б. Структура производства электроэнергии в странах мира. Энергия.- №1.- 2006.
2. Беляев. Л.С. Электроэнергетические системы и рынок в электроэнергетике. Энергия.- №1.- 2004.
3. Минин А.А. Кому нужен Киотский протокол. Энергия.- №2.- 2004.
4. Ларин В. Об изменении климата, Киотском протоколе, энергетическом будущем мира и России. Энергия.- №5.- 2005.
5. Джангиров В.А. и др. Современное состояние и перспективы развития электроэнергетики СНГ. Электричествою- №11.- 1998.
6. Дукенбаев К. Нурекен. Е. Энергетика Казахстана. Технический аспект. –А., 2001.
7. Веников В.А., Путятин Е.В. Введение в специальность. Электроэнергетика.- М.: Высшая школа, 1988.
8. Дукенбаев К. Энергетика Казахстана. Условия и механизмы ее устойчивого развития.- А., 2004.
9. Электрические сети и станции /Под редакцией Л.Н. Баптиданова.- М.,Л.: ГЭИ, 1963.
10. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.
11.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
12. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
13. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд. - М.: Минэнерго СССР, 1981.-122 с.
14. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 220 с.
15. Электрическая часть станций и подстанций. /Под редакцией А.Л. Васильева: Учебник для вузов. - 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-575 с.
16. Хожин Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. – Алматы: АИЭС, 1996. – 75с.
17. Соколов С.Е., Р.М. Кузембаева. Тепловые электрические станции: Пособие для курсового и дипломного проектирования по электрической части тепловых станций. - Алматы: Мектеп, 1980. – 216 с.
18. Электротехнический справочник /Под редакцией И.Н. Орлова.- т 2, т 3. – М.: Энергоатомиздат , 1988.
19. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения.- М.: Форум-Инфра-М. 2006.
20. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций.- М.: АKADEMIA,2004.
Содержание
Введение
1 Состояние и основные проблемы процессов производства,
передачи и распределения электроэнергии
1.1 Понятие энергетики
1.2 Три аспекта энергетики
1.3 Виды энергетических ресурсов и их запасы
1.4 Энергетика и экология
1.5 Рыночные отношения в электроэнергетике
2 Технологический процесс производства электроэнергии на
электрических станциях
2.1 Общие сведения о производстве и распределении
электроэнергии и классификация электрических станций
2.2 Тепловые паротурбинные конденсационные электростанции
2.3 Паротурбинные теплофикационные электрические станции
(теплоэлектроцентрали, ТЭЦ)
2.4. Газотурбинные электростанции
2.5. Атомные электростанции
2.6. Дизельные и геотермальные электростанции
2.7. Гидроэлектрические станции
2.8. Использование солнечной энергии
2.9 Методы прямого преобразования энергии
3 Режимы работы электроустановок
3.1 Графики нагрузок, их классификация, построение
и использование
3.2 Суточные графики нагрузки потребителей
3.3 Суточные графики станции и подстанции и энергосистемы
3.4 Распределение нагрузки между станциями энергетической
системы
3.5 Годовые графики нагрузок
3.6 Технико-экономические показатели, определяемые
из графиков нагрузки
4 Схемы электрических станций и подстанций
4.1 Общие сведения о схемах, виды схем и требования к ним
4.2 Структурные схемы электрических станций и подстанций
4.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ
4.4 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на
КЭС, ГЭС, АЭС
4.5 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
4.6 Технико-экономическое сравнение структурных схем
электростанций и подстанций
5 Оборудование электрических станций и подстанций
5.1 Синхронные генераторы
5.2 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы
5.3 Электрические аппараты
5.4 Токоведущие части
5.5 Измерительные трансформаторы
5.6 Разрядники и ограничители перенапряжений
6 Схемы присоединения и распределительные устройства
6.1 Схемы присоединений и классификация распределительных устройств
6.2 Типы распределительных устройств и требования к ним
6.3 Общие принципы выполнения закрытых
распределительных устройств (ЗРУ )
6.4 Комплектные распределительные устройства (КРУ)
6.5 Принципы построения открытых распределительных
устройств (ОРУ)
Список литературы