Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> ­­­Электрическая часть электростанций

Особенности главных схем теплоэлектроцентралей - ­­­Электрическая часть электростанций

Оглавление
­­­Электрическая часть электростанций
Сведения об электрических станциях
Компоновка тепловых и атомных электрических станций
Особенности компоновки гидроэлектростанций
Типы генераторов и их параметры
Системы охлаждения генераторов
Системы возбуждения
Гашение поля генератора
Параллельная работа генераторов
Нормальные режимы генераторов
Пусковые режимы генераторов
Допустимые перегрузки статора и ротора
Типы трансформаторов и их параметры
Охлаждение трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов
Виды главных схем электрических соединений
Особенности главных схем теплоэлектроцентралей
Главные схемы гидроэлектрических и гидроаккумулирующих станций
Главные схемы атомных электрических станций
Главные схемы подстанций
Выбор главной схемы - требования
Выбор главной схемы - рекомендации
Выбор трансформаторов
Режимы нейтрали
Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Главные схемы тепловых электростанций некоторых зарубежных стран
Собственные нужды электрических станций
Механизмы собственных нужд тепловых электрических станций
Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Электродвигатели механизмов собственных нужд
Самозапуск электродвигателей собственных нужд
Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций
Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций
Электрооборудование и механизмы собственных нужд АЭС
Особенности схем питания собственных нужд АЭС
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора АЭС
Выключатели высокого напряжения
Гашение дуги в выключателе постоянного тока
Гашение дуги в выключателе переменного тока
Восстановление электрической прочности
Восстанавливающееся напряжение
Собственная частота сетей высокого напряжения
Способы повышение отключающей способности выключателей
Особенности процессов отключения малых индуктивных и емкостных токов
Масляные выключатели с открытой дугой
Масляные выключатели с дугогасительными камерами
Малообъемные масляные выключатели
Воздушные выключатели
Компрессорные установки
Элегазовые выключатели
Автогазовые выключатели
Электромагнитные выключатели
Вакуумные выключатели
Выключатели нагрузки
Разъединители
Короткозамыкатели и отделители
Приводы выключателей и разъединителей
Общие сведения о ТН и ТТ
Измерительные трансформаторы напряжения
Конструкции измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы постоянного тока
Оптико-электронные устройства
Выбор выключателей
Выбор разъединителей
Выбор реакторов
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор предохранителей
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Схемы вторичных соединений
Схемы с питанием цепей вторичных соединений
Детали схем вторичных соединений
Основная аппаратура цепей управления и сигнализации
Требования, предъявляемые к схемам дистанционного управления
Сигнализация
Дистанционное управление выключателями о помощью малогабаритных ключей
Дистанционное управление воздушными выключателями
Дистанционное управление выключателями при оперативном переменном токе
Дистанционное управление в установках низкого напряжения
Управление разъединителями
Монтажные схемы, маркировка, детали
Испытательные блоки
Провода и контрольные кабели вторичных цепей
Маркировка монтажных схем вторичных цепей
Контроль изоляции вторичных цепей
Оперативный ток на электрических станциях
Выбор аккумуляторных батарей для оперативного тока на электостанциях
Выбор зарядных агрегатов для оперативного тока на электостанциях
Распределение постоянного оперативного тока на электростанциях
Источники переменного оперативного тока на электростанциях
Конструкции распределительных устройств
Принципы выполнения распределительных устройств
Правила устройства и основные размеры конструкций РУ
Применение ОПН в конструкциях РУ
Выбор компоновки и конструкции РУ
Характерные конструкции распределительных устройств
Направления развития зарубежных конструкций РУ
Главный шит управления
Организация управления на мощных станциях блочного типа
АСУ в энергетике
Кабельные коммуникации и сооружения
Аккумуляторный блок
Вспомогательные устройства
Основные понятия о заземляющих устройствах
Опасность замыканий на землю. Роль защитного заземления
Удельное сопротивление грунта и воды
Конструкции защитных заземлений
Схема расчета заземления
Литература

ТЭЦ обычно располагают в центре тепловой нагрузки, которой сопутствует большое потребление электрической энергии. Поэтому, чтобы избежать двойной трансформации, выгодно всю электрическую энергию, вырабатываемую ТЭЦ, или значительную ее часть передавать местным потребителям на генераторном напряжении.
Таким образом, первой особенностью главной схемы ТЭЦ является наличие во многих случаях сборных шин генераторного напряжения, к которым присоединяются генераторы ТЭЦ и кабельные линии 6—10 кВ, питающие местный район электрической нагрузки.
Вторая особенность заключается в неравенстве мощности генераторов и трансформаторов связи станции с системой. С одной стороны, мощность трансформаторов должна быть достаточной для передачи в систему избыточной мощности ТЭЦ при максимальном тепловом потреблении и минимальной электрической нагрузке района; с другой стороны, должно быть обеспечено питание района от системы при максимальной электрической нагрузке и минимальном тепловом потреблении. Рекомендуется для этого режима учитывать выход из работы наиболее мощного генератора ТЭЦ (авария, ремонт).
Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжения на шинах системы и генераторных шинах трансформаторы ТЭЦ должны во всех случаях иметь устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
При необходимости питания нагрузки не только на генераторном, но и на промежуточном напряжении (35 кВ при связи с системой на 110 кВ или 110 кВ при напряжении системы 220 кВ) выгодней устанавливать трехобмоточные трансформаторы при мощности, отдаваемой на одном из напряжений, не меньшей 15 % мощности на другом напряжении. Если эта мощность менее 15 %, устанавливаются два двухобмоточных трансформатора с присоединением их к генераторным шинам через один выключатель. При этом экономится ячейка выключателя генераторного напряжения, а на среднем напряжении (35 или 110 кВ) может быть установлено более легкое и дешевое оборудование, чем это потребовалось бы при трехобмоточном трансформаторе, мощность любой из обмоток которого составляет на менее 67 % номинальной мощности трансформатора.

Схема ТЭЦ с двумя системами шин
Рис. 2-12. Схема ТЭЦ с двумя системами шин
Следующей отличительной чертой главных схем ТЭЦ является секционирование и реактирование сборных шин генераторного напряжения, а также установка реакторов в отходящих фидерах для ограничения токов короткого замыкания на шинах станции и в сети потребителя. Число секций обычно равно числу генераторов, причем в схеме с двумя системами шин резервная система шин не секционируется, а связь ее с секциями рабочей системы осуществляется или через реакторы или через междушинные выключатели (рис. 2-12). В схеме с одной системой шин, которая является типовой и рекомендуется как предпочтительная, реакторы могут быть шунтированы и секции окажутся соединенными только через секционные выключатели (рис. 2-13). Шунтирование реакторов уменьшает потери в схеме и возможно в периоды, когда по условиям нагрузки работает только часть генераторов станции.
Индуктивное сопротивление секционных реакторов обычно выбирается таким, чтобы на него приходилось 10—12 % номинального напряжения, а их номинальный ток составлял 70 % номинального тока генератора, подключенного к секции. При этом обеспечивается поддержание остаточного напряжения на неповрежденных секциях в пределах 75—80 % номинального при коротких замыканиях на соседней с реактором секции. При мощности генераторов 60—100 МВт ударный ток на сборных шинах составляет 230—300 кА и динамическая стойкость шин должна соответствовать этому току.

Типовая схема ТЭЦ
Рис. 2-13. Типовая схема ТЭЦ (штриховыми линиями показано кольцевание схемы)
Фидерные реакторы выбираются из расчета ограничения тока короткого замыкания в сети значением 20 кА. Этому условию удовлетворяют реакторы 6 кВ с реактивным сопротивлением
5 % на каждые 100 А номинального тока и реакторы 10 кВ с сопротивлением 0,4 % на каждые 100 А.
Для экономии места и уменьшения стоимости РУ, а также для улучшения регулирования напряжения в фидерах устанавливают групповые сдвоенные реакторы (рис. 2-13).
Надежность и маневренность схемы генераторного напряжения ТЭЦ повышается при замыкании ее в кольцо (рис. 2-13), однако в ней не предусматривается вывода выключателей в ремонт без перерыва питания потребителей. Такая возможность появляется только при наличии резервного питания потребителей по сети.
В современных условиях появился ряд новых обстоятельств, которые существенно влияют на выбор глазных схем ТЭЦ, приближая их к главным схемам конденсационных станций. Это, во-первых, значительное удаление ТЭЦ от центров потребления теплоты и электроэнергии, что вызвано ужесточением норм по охране окружающей среды, исчерпанием площадок для размещения ТЭЦ вблизи нагрузки и переходом на этих станциях с газа и мазута на уголь.
Во-вторых, это укрупнение отдельных агрегатов и увеличение единичной мощности ТЭЦ. При этом повышение номинальных напряжений укрупненных генераторов (15,75; 18 и 20 кВ) и более экономичные схемы электроснабжения близлежащих потребителей электроэнергии через подстанции глубокого ввода на напряжение 110 кВ все чаще приводят к отказу от сооружения на ТЭЦ распределительных устройств генераторного напряжения. Их сооружают лишь в некоторых особых случаях, когда необходимо резервировать питание особо ответственных потребителей при системных авариях от генераторов ТЭЦ. Кроме того, увеличение единичной мощности ТЭЦ часто требует выдачи их мощности на более высоком напряжении и применения двух ступеней повышенного напряжения.
Наконец, в-третьих, разуплотнение графиков нагрузки объединенных энергосистем, наблюдающееся в последнее время, требует повышения маневренности оборудования электростанций, и в том числе привлечения к покрытию переменной части графика также оборудования ТЭЦ, в особенности в неотопительные периоды года.
Все эти обстоятельства приводят к следующим положениям, которые должны учитываться при выборе главной схемы ТЭЦ в современных условиях:
Удаление отопительных ТЭЦ от потребителей электрической энергии уменьшает возможности использования генераторного напряжения для питания внешних потребителей. На промышленных ТЭЦ, приближенных к потребителям по условиям пароснабжения, сохраняется возможность использования генераторного напряжения для питания электрической нагрузки в большом диапазоне, главным образом по токопроводам.
Применение на ТЭЦ генераторов повышенного напряжения не исключает возможности питания от них ближайших потребителей на напряжении 10 кВ через трансформаторы 20 (15,75)/10 кВ» подключаемые к основным блокам. Возможно сочетание такой схемы о подстанциями глубокого ввода, связанными с ТЭЦ и узловыми подстанциями энергосистемы.
При значительных мощностях ТЭЦ и расположении их в центре электрических нагрузок в большинстве случаев лучше иметь на ТЭЦ сборные шины. При отсутствии в сетях встречных потоков энергии, а также для снижения токов короткого замыкания в некоторых случаях следует предпочесть блочные схемы «генератор—трансформатор—линия» с выходом на ближайшие узловые подстанции.
При мощностях ТЭЦ, превышающих 500—600 МВт, требуются, как правило, два повышенных напряжения (обычно 110 и 220 кВ), в некоторых случаях с автотрансформаторной связью между ними.
Использование оборудования ТЭЦ в переменной части графика нагрузки энергосистемы и режимы работы турбин различных типов в неотопительные периоды влияют на основные решения главной схемы ТЭЦ, такие как распределение агрегатов, коммутируемых на шины различного напряжения, мощность трансформаторов связи и т. п. При этом сохраняется возможность питания потребителей генераторным напряжением.
Использование реактивной мощности ТЭЦ для энергосистемы, а также подключение внешних потребителей к ответвлениям блоков генератор—трансформатор могут вызвать необходимость независимого регулирования напряжения блока и применения на его трансформаторе устройств РПН.



 
« Энергоснабжение сельскохозяйственных потребителей
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.