Схема электрических соединений тэц средней мощности

Схемы электрических соединений электростанций и подстанций

Главные схемы электрических соединений станций и подстанций представляют собой совокупность электрического оборудования (генераторов,, силовых и измерительных трансформаторов, сборных шин, коммутационных аппаратов и т. д.),

Существует большое разнообразие главных схем, которое обосновывается типом станции или подстанции (станции: конденсационные КЭС, теплофикационные ТЭЦ, атомные АЭС, гидравлические ГЭС; подстанции: узловые, проходные, по упрощенным схемам), Структуры главных схем.

В состав каждой главной схемы станции или подстанции обычно входит несколько распределительных устройств (РУ) разных стандартных ступеней напряжения. Между РУ имеются трансформаторные или автотрансформаторные связи.

На станциях вырабатываемая генераторами электрическая энергия поступает на сборные шины РУ, а в случае блочных установок она выдается непосредственно в сеть энергосистемы.

На подстанциях электрическая энергия принимается из энергосистемы, как правило, на шины РУ высшего напряжения (ВН), трансформируется и распределяется между потребителями в РУ низшего напряжения (НН), а также в ряде случаев передается на шины РУ среднего напряжения (СН). Такова в общем виде структура главных схем станций и подстанций.

Имеются, однако, и особенности, характерные для станций и подстанций определенного типа и мощности. Теплофикационные станции (ТЭЦ), структурные схемы которых показаны на рис. 2, обычно размещаются в центрах потребления тепловой и электрической энергии. Связь с энергосистемой осуществляется воздушными и кабельными линиями 110 — 220 кВ.

Распределение электрической энергии, выработанной ТЭЦ, или ее значительной части производится на генеральном напряжении 6—10 кВ. Для этого на ТЭЦ предусматриваются главные распределительные устройства ГРУ НН, к сборным шинам которых присоединяются генераторы, трансформаторы связи с энергосистемой, линии потребителей электрической энергии (рис. 2).

Трансформаторы связи обычно работают в реверсивном режиме, передавая в сеть энергосистемы избыток генерируемой мощности или, наоборот, принимая мощность от энергосистемы при ее дефиците на шинах генераторного напряжения. При установке на ТЭЦ турбогенераторов мощностью 100 — 250 МВт они присоединяются обычно к шинам ВН по блочной схеме генератор-трансформатор (рис. 2, б). Типовыми схемами ГРУ, получившими преимущественное распространение, являются схемы с одной секционированной (по числу генераторов) системой сборных шин, с двумя системами сборных шин и одним выключателем на цепь и многие другие схемы, рассмотренные в § 2.

Рис. 2. Структурные схемы ТЭЦ:

а — связь с энергосистемой на стороне ВН; б —то же на стороне ВН и СН; 1 — линия потребителей электрической энергии; 2 — блок генератор — трансформатор (автотрансформатор); 3 — трансформатор связи; 4 — линия связи с энергосистемой

Конденсационные станции (КЭС) (исторически получившие наименование государственных районных электрических станций ГРЭС) выработанную электрическую энергию выдают в сеть энергосистемы на повышенном напряжении.
Рис. 3.

Структурные схемы КЭС: а — связь с энергосистемой на стороне ВН; б — то же на стороне ВН и СН; 1 — блок генератор — трансформатор — линия; 2 — блок генератор — трансформатор; 3 — автотрансформатор связи РУ ВН и РУ СН; 4 —линии связи с энергосистемой Особенность структурных схем КЭС (рис. 3) состоит в том, что они не имеют ГРУ.

Схемы выполняются по блочному принципу с питанием собственных нужд (с. н.) от ответвлений на генераторном напряжении (на рис. 3 не показано). Учитывая значимость и ответственную роль КЭС в энергосистемах, к схемам РУ КЭС предъявляются требования высокой надежности.

Основными видами схем РУ являются схемы: с двумя основными и третьей обходной системой шин; с полутора выключателями на цепь; с двумя системами сборных шин и двумя выключателями на цепь; четырехугольников, объединенных двумя перемычками с выключателями в них; построенные по блочному принципу и др.

Атомные электростанции (АЭС) работают как конденсационные, и их схемы во многом подобны схемам КЭС. Всю вырабатываемую ими электрическую энергию, за исключением потребляемой на собственные нужды, они выдают в сеть повышенного напряжения. В РУ применяются схемы высокой надежности. Гидравлические станции (ГЭС) всю вырабатываемую электрическую энергию, за вычетом потребляемой на с. н.

, выдают в сеть повышенного напряжения энергосистемы, что определяет собой построение главных схем по блочному принципу. Получили распространение укрупненные блоки с включением нескольких генераторов на один простой трансформатор связи с энергосистемой или трансформатор с расщепленными обмотками.

На стороне повышенного напряжения нередко применяются упрощенные схемы с уменьшенным числом выключателей, обладающие в то же время достаточной надежностью и гибкостью. Понижающие подстанции размещаются в центрах нагрузок.

По местоположению и роли в энергосистемах подстанции, как уже отмечалось, делят на три типа;узловые — это мощные коммутационные узлы энергосистем с тремя-четырьмя ступенями стандартных напряжений, на них связываются сети различных уровней напряжений энергосистемы, от них питается также нагрузка; проходные (транзитные) подстанции — с относительно небольшим числом транзитных линий и выключателей в схемах; по упрощенным схемам (в большинстве случаев без выключателей на стороне ВН). К этому типу подстанций относятся также тупиковые, ответвительные и даже проходные подстанции небольшой мощности. На подстанциях всех типов, как правило, устанавливается не менее двух трансформаторов. Лишь тупиковые и ответвительные подстанции иногда выполняются одно трансформаторными. Структурные схемы подстанций показаны на рис. 4. Наиболее высокие требования по надежности предъявляются к узловым подстанциям, так как авария на такой подстанции может на длительное время нарушить электроснабжение больших районов нагрузки, а при развитии может привести к системной аварии. Поэтому на мощных узловых подстанциях 220 — 750 кВ применяются схемы РУ высокой надежности: многоугольников, с полутора выключателями на цепь и др. На проходных подстанциях 110 кВ применяются следующие схемы РУ: с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой, с двумя системами сборных шин и обходной системой с одним выключателем на цепь, мостиков с выключателем в цепи перемычки и др.

Рис. 4. Структурные схемы подстанций:

а —выдача электрической энергии на стороне НН; б —то же на стороне НН и СН; 1 — линия потребителей электрической энергии на стороне НН; 2 — то же на стороне СН; 3 — трансформатор; 4 — линия, связывающая подстанцию с энергосистемой (питающая линия)

В энергосистемах эксплуатируется большое число подстанций, выполненных по упрощенным схемам на отделителях, снабженных специальными устройствами, благодаря которым автоматически восстанавливаются схемы электроснабжения потребителей при отключении релейной защитой одной из питающих линий.

Источник: https://cyberpedia.su/15x21e.html

Выбор структурной схемы электрических соединений ТЭЦ

Постановка задачи

Структурная схема – схема, определяющая составные части электростанции, их назначение и взаимосвязь. Это однолинейная схема, на которой указывается трансформаторные соединения между генераторами и распределительными устройствами. Она предназначена для расчета баланса мощности, выбора числа и мощности трансформаторов и дальнейшей разработки главной схемы электрических соединений.

При указанных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов произведём выбор оптимального варианта структурной схемы.

Оптимальное решение – это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных, финансовых и трудовых ресурсов. Оно должно быть получено при комплексном рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей между его частями.

В общем случае, процедура поиска оптимальной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:

1) в соответствии с исходными данными разрабатывается множество технически реализуемых вариантов структурных схем;

2) на основе инженерного анализа отбираются несколько наиболее перспективных вариантов схем;

3) для каждого отобранного варианта определяются возможные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из наиболее тяжелых условий работы станции;

4) ориентируясь на величины перетоков мощности, в каждом варианте выбираем подходящие по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов.

Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ и РУ повышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи а) в нормальном режиме (зимой и летом); б) при отключении одного из работающих генераторов; в) при необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ увеличивают мощность до номинального значения.

При наличии двух РУ повышенного напряжения могут рассматриваться варианты установки автотрансформаторов либо трехобмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы имеют ряд преимуществ и недостатков перед трансформаторами;

5) для каждого варианта определяют их технико-экономические показатели – капиталовложения, эксплутационные издержки, ущербы и приведенные затраты;

6) на основании сопоставления приведенных затрат, а также дополнительного технического анализа, окончательно принимают наиболее рациональную структурную схему проектируемой электростанции.

Характеристика схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе

На данном этапе проектирования должны быть произведены следующие действия:

1) выбор уровня напряжения для выдачи мощности электростанции в ЭЭС;

2) определение желательного распределения генерирующих мощностей между распределительными устройствами;

3) выбор числа, направления и пропускной способности ЛЭП каждого напряжения;

4) обеспечение питания электроэнергией местной нагрузки;

5) оценка возможности присоединения части блоков электростанции к распределительному устройству ближайшей подстанции;

6) оценка возможности применения на станции двух распределительных устройств одного напряжения.

Исходной информацией для проектирования в данном разделе являются:

· графики нагрузок генераторов и потребителей;

· величина системных и межсистемных перетоков мощности и их характер;

· уровень токов короткого замыкания от ЭЭС;

· требования по регулированию напряжения в характерных узлах ЭЭС, необходимость установки шунтирующих и дугогасящих реакторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов.

При курсовом проектировании задачи выбрать схему присоединения ТЭЦ к энергосистеме не ставится. Характеристика присоединения указана в задании на проектирование. ТЭЦ будет связана с системой двумя воздушными линиями на напряжение 220 кВ длиной 60 км. Сопротивление системы в относительных единицах xС* = 0,12. Мощность системы SС = 1500 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 200 МВт.

3.3. Формирование вариантов структурной схемы ТЭЦ

При формировании вариантов структурных схем электростанции необходимо решить следующие задачи:

· распределение генераторов между РУ различного напряжения;

· наличие трансформаторов и автотрансформаторов связи между РУ;

· принцип построения электрической схемы станции (блочность, тип блоков и пр.);

· система резервирования электроснабжения потребителей собственных нужд.

Проектируемая электростанция имеет РУ генераторного напряжения 10 кВ, от которого предполагается питать электрическую подстанцию машиностроительного завода.

Максимум нагрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 82 МВт. На напряжении 110 кВ от станции будет питаться промышленный район.

Максимум нагрузки, выдаваемой в сеть 110 кВ, также приходится на зимний период и составляет 165 МВт. Связь с системой, как уже было указано, будет осуществляться через РУ 220 кВ.

Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 6 турбогенератора мощностью по 63 МВт и 1 турбогенератор мощностью 100МВт.

Согласно заданной единичной мощности генераторов, а также напряжения ГРУ, по [11] выбираем турбогенераторы с полным водяным охлаждением типа Т3В-63-2У3 и ТЗВ-110-2У3.

Таблица 1. Параметры выбранного турбогенератора

Тип Р, МВт cosj Sн, МВА Uн, кВ КПД, % Хd”, о.е. Хd', о.е. Хd, о.е. Система возбуждения
Т3В-63-2У3 0,8 78,75 10,5 98,4 0,203 0,224 1,199 параллельное самовозбуждение
Т3В-100-2 0,8 137,5 10,5 98,6 0,192 0,278 1,907 параслельное самовозбуждение

Рис.3. Система параллельного самовозбуждения

G – генератор;

AVR – автоматический регулятор возбуждения;

KM – контактор начального возбуждения;

QE – автомат гашения поля;

FV – тиристорный разрядник;

UE – устройство начального возбуждения;

ТЕ – выпрямительный трансформатор;

TA, TV – измерительные трансформаторы тока и напряжения генератора.

Читайте также:  Регистраторы аварийных процессов в электрических сетях

Учитывая, что напряжение генераторов(10,5 кВ) совпадает с напряжением собственных нужд, питание будет осуществить через реакторы собственных нужд. Резервный реактор собственных нужд и реакторы собственных нужд будут подключены к шинам ГРУ и реактированной отпайкой от генератора блока 110МВт. Подробнее об источниках питания собственных нужд будет сказано далее.

Принимаем к дальнейшему рассмотрению следующие варианты структурных схем ТЭЦ:

Рис. 4. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ

Рис. 5. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ

Рис. 6. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ

Источник: http://lektsia.info/3×7283.html

Структурные схемы ТЭЦ ~ особенности применения и эксплуатации

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2016-03-13

Отличительные особенности ТЭЦ. Структурные схемы ТЭЦ – особенности применения и эксплуатации. Выбор количества и мощности генераторов и трансформаторов ТЭЦ.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения предприятий и городов электроэнергией и теплом

Являясь как и КЭС тепловыми станциями, ТЭЦ отличается от последних использованием тепла отработавшего в турбинах пара, который отправляется для отопления и горячего водоснабжения, а также на промышленное производство.

При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным электроснабжением от КЭС и выработкой тепла от местных котельных. На ТЭЦ производится около 25% электроэнергии, их КПД достигает 70%.

Особенности ТЭЦ показаны на схеме рис. 1.2.

Основное отличие ТЭЦ от КЭС заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.

Специфика электрической части заключается в расположении рядом с электростанцией центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности выдаётся в местную сеть на генераторном напряжении. С этой целью на станции имеется генераторное распределительное устройство ГРУ. Часть мощности идёт на собственные нужды, а остальная доля мощности выдаётся в энергосистему на высоком напряжении.

Следует отметить, что расход на СН ТЭЦ выше, чем у КЭС, что определяется большей долей теплового оборудования.

Повышенная мощность теплового оборудования также оказывает влияние на экологию района её размещения.

 Современные ТЭЦ выполняются в блочном варианте.

Структурные схемы и выбор числа и мощности трансформаторов связи ТЭЦ и подстанций
Структурные схемы ТЭЦ и подстанций зависят от состава оборудования, распределения генераторов и нагрузок между РУ разного напряжения.Наиболее часто встречающиеся схемы ТЭЦ представлены на рис. 8.5.Рисунок 8.5. Структурные схемы ТЭЦ.Ранее указывалось, что ТЭЦ сооружается вблизи большой группы потребителей 6 … 10 кВ. Поэтому на этой электростанции и создаётся генераторное РУ (ГРУ). Количество генераторов, подключённое к ГРУ, определяется величиной нагрузки ГРУ. На схеме рисунок 8.5(а) два генератора подключены непосредственно к ГРУ, а один, наиболее мощный, к РУ ВН. Для связи с энергосистемой предусматривается РУ ВН. Трансформаторы связи Т1, Т2 и АТ1, АТ2 (на рисунке 8.5 б) предназначены для выдачи избыточной мощности в энергосистему. Если вблизи ТЭЦ предусмотрено расположение энергоёмких производств, то предусматривается РУ среднего напряжения 35…110 кВ. Связи между РУ разного напряжения осуществляется трансформаторами или автотрансформаторами (рисунок 8.5 б).Если мощность потребителя 6 … 10 кВ незначительна, то блочное соединение генераторов с трансформаторами осуществляется без поперечной связи на генераторном напряжении. И вместо дорогостоящего ГРУ применяют комплектное РУ (рисунок 8.5в). Мощные энергоблоки 100 … 250 МВт присоединяют к РУ ВН без отпаек для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ имеют блочную структуру.В зависимости от назначения подстанции различают разные структурные схемы подстанции.Рисунок 8.6 (а, б, в). Структурные схемы подстанцийНа подстанции с двухобмоточными трансформаторами электроэнергия поступает из энергосистемы в РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора или два трансформатора (смотри рисунок 8.6 а, б).Выбор той или иной схемы производится на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения, связь этих шин с шинами высокого напряжения осуществляется трансформаторами связи. Назначение трансформаторов связи на ТЭЦ:

  •  выдача избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы;
  •  резервирование питания нагрузки ГРУ при плановом или аварийном отключении одного генератора.

Число трансформаторов связи обычно не превышает двух и выбирается из следующих соображений.а) При трёх и более секций ГРУ устанавливаются два трансформатора. Это позволяет уменьшить перетоки мощности между секциями при отключении одного генератора.б) При выдаче в энергосистему значительной мощности, соизмеримой с мощностью вращающегося резерва (10 – 12% мощности энергосистемы), устанавливается два трансформатора.в) В остальных случаях, когда ГРУ имеет одну или две секции и ими выдаётся в систему небольшая мощность, допустима установка одного трансформатора.Выбор мощности трансформаторов производится из следующих соображений: – трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энерогосистему всей активной и реактивной мощности, кроме мощности собственных нужд и нагрузки ГРУ, в период минимума нагрузки, а также выдачу в сеть активной мощности, вырабатываемой по тепловому графику в нерабочие дни.Расчётная формула определения мощности:, (8.1)где:  – активная и реактивная мощности нагрузки, включенной на ГРУ; – активная и реактивная мощности потребителей собственных нужд. 

Передаваемая через трансформатор мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и нагрузки потребителей, которые можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторов и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд.

При отсутствии графиков нагрузки мощность, передаваемую через трансформатор, определяют для трёх режимов:

а) когда нагрузка на шинах ГРУ минимальна

б) когда нагрузка на шинах ГРУ максимальна

в) в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (в формуле изменяется величина  и .

Затем выбирают наибольшее из трёх значений мощности. По наибольшей расчётной нагрузке определяется мощность трансформатора связи. Если трансформаторов связи два, то мощность одного трансформатора:

 где коэффициент допустимой перегрузки трансформатора в аварийных режимах.

Если на ТЭЦ имеется РУ среднего напряжения 35 … 110кВ, то выбор мощности трёхобмоточных трансформаторов производится по загрузке обмоток низшего напряжения, которая определяется для трёх указанных режимов.

На ТЭЦ с блочным соединением генераторов мощность блочного трансформатора выбирается по формуле:

, (8.2)

где  нагрузка, подключённая к ответвлению энергоблока(например, на КРУ). Если нагрузка подключена к двум энергоблокам, то при определении  следует принять 

Рассмотрим теперь вопросы выбора числа и мощности трансформаторов на подстанциях. Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае, при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание потребителей даже при аварийном отключении одного из них.

Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей 3 категории, если замена повреждённого трансформатора или его ремонт производится в течение суток.

Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей 2 категории допускается при наличии централизованного передвижного трансформаторного резерва или при наличии другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически.

Установка четырёх трансформаторов возможна на подстанциях с двумя средними напряжениями.

Мощность трансформаторов выбирается по условиям:

  •  при установке одного трансформатора ; (8.3)
  •  при установке двух трансформаторов ; (8.4)
  •  при установке n трансформаторов . (8.5)

Трансформаторы, выбранные по условиям (8.4) и (8.5) обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке (0,6 – 0,7) , а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учётом допустимой аварийной или систематической перегрузки .

Факторы: Основные требования к главным схемам электроустановок

 При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие  факторы:

;font-family:'Times New Roman';color:#000000 xml:lang=ru-RU lang=ru-RU score=15>1) значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время  максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же.Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему;

2) 

положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы  и напряжения прилегающих сетей.;font-family:'Times New Roman';color:#000000 xml:lang=ru-RU lang=ru-RU score=8>Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций.

В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую – транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности.

Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.

;3) категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяю на три категории.

Характерные особенности ТЭЦ:

  •  Находятся рядом с большими потребителями
  •  Вырабатывают тепловую и электрическую энергию

Для того чтобы избежать ненужных потерь при двойной трансформации электроэнергии используют генераторные распредустройства (ГРУ).

Непосредственная передача электроэнергии потребителю позволяет убрать затраты на сооружение блочных трансформаторов высшего напряжения, и снизить стоимость самой электроэнергии.

Как правило, ГРУ имеют класс напряжения 6-10 кВ, из этого следует, что генераторы большой мощности к ним подключать нельзя. Потому что возможности коммутационного оборудования данного класса не рассчитаны на токи К.З. генераторов большой мощности, от 200 МВт и выше.

Из-за небольшого объема выдаваемой мощности, ГРУ используются только в местах ограниченного потребления электроэнергии, на автономных объектах, не связанных с единой энергосистемой.
Теперь более подробно рассмотрим ГРУ.

;font-family:'Times New Roman';color:#000000 xml:lang=ru-RU lang=ru-RU score=0>Рис. 37 –Схема соединений ГРУ
Обычно, количество секций больше чем два. 

  •  Секции ограничены секционными выключателями и токоограничивающими реакторами.
  •  Трансформаторы связи с системой, как правило, подключаются к крайним секциям.
  •  В каждой секции, чаще всего, устанавливается по два повышающих трансформатора.
  •  Мощность повышающего трансформатора выбирается по максимальному модулю мощности нагрузки на генератор в одной из четырех крайних точек:
  1.  При всех работающих генераторах в период максимальной нагрузки на низшей стороне, каждый трансформатор должен быть загружен не более чем на 140 % от своей номинальной мощности;
  1.  При всех работающих генераторах в период минимальной нагрузки на низшей стороне, каждый трансформатор должен быть загружен не более чем на 140 % от своей номинальной мощности;
  1.  При условии вывода одного генератора в ремонт в период максимальной нагрузки на низшей стороне, каждый трансформатор должен быть загружен не более чем на 140 % от своей номинальной мощности;
  1.  При условии вывода одного генератора в ремонт в период минимальной нагрузки на низшей стороне, каждый трансформатор должен быть загружен не более чем на 140 % от своей номинальной мощности;
  •  Введение ремонтной системы шин позволяет при ремонте секции оставаться в работе.
  •  Для устранения ненужных потерь в токоограничивающих реакторах при ремонте генератора, в схему вводятся ремонтные перемычки.
  •  На реально существующих подстанциях принято соединять секции в многоугольник.

Возврат

оды

К парогенератору 4

ВН

ГРУ

Местные

потребители

эл/энергии

с.н.

От парогенератора (котла 4)

Пар на производство

Горячая вода

Рисунок 1.2 Особенности технологической схемы  ТЭЦ

ОРУ

Т

G

М

5

6

9

Б

через 16, 15, 12, 11, 8

Источник: http://samzan.ru/53004

Современная электроэнергетика

Страница 50 из 130

7.7. Структурные схемы электрических станций и подстанций

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа и мощности генераторов и трансформаторов), распределения генерирующих мощностей и нагрузки потребителей между РУ различного уровня напряжения и определения связей между этими РУ.

На рис. 7.11 представлены структурные схемы ТЭЦ. Если мощность местной нагрузки Рм.

н относительно велика и составляет не менее 30—50 % суммарной мощности установленных генераторов, то целесообразно сооружение РУ генераторного напряжения (ГРУ 6—10 кВ), к которому подключаются генераторы и кабельные линии местной нагрузки (рис. 7.11, а).

При наличии местной нагрузки не только на генераторном напряжении, но и на напряжениях 35 и 110 кВ структурная схема выполняется по вариантам, приведенным на рис. 7.11, б, в.

Если мощность местной нагрузки относительно невелика и составляет менее 30 % суммарной мощности установленных генераторов, то структурную схему ТЭЦ можно строить по блочному принципу (рис. 7.11, г). В этом случае местная нагрузка и с.н.

ТЭЦ питаются от понижающих трансформаторов или реакторов, подключение которых к генераторам осуществляется с помощью ответвления от главного токопровода, соединяющего генератор и блочный трансформатор. Для повышения надежности электроснабжения местной нагрузки точка подключения ответвления располагается за генераторным выключателем, тогда в случае отключения генератора по какой-либо причине ее питание будет осуществляться от блочного трансформатора.

Возможно также присоединение двух (трех) генераторов мощностью 60—100 МВт к ГРУ 10 кВ, к которому подключается местная нагрузка, а другие генераторы работают по блочному принципу (рис. 7.11, д).

Для КЭС, АЭС и ГЭС нагрузка на генераторном напряжении отсутствует, поэтому в основу построения их электрической схемы положен блочный принцип, а именно: единичный блок генератор—трансформатор с генераторным выключателем (рис. 7.12, б) или без него (рис. 7.12, a — ранее принятое решение); объединенный (рис. 7.12, в) или укрупненный блоки, когда два, три генератора подключаются к одному трансформатору (обычно на ГЭС).

Единичные и объединенные блоки применяются на ТЭС и АЭС, укрупненные — на ГЭС. В последнем случае для подключения генераторов используются трансформаторы с расщеплением обмоток низшего напряжения на 2—3 части (рис. 7.13, в).

При наличии генераторного выключателя уменьшается число коммутационных операций в РУ повышенного напряжения и РУ собственных нужд (с.н.) электростанции, что повышает их надежность, позволяет осуществлять пуск и останов блоков без привлечения к этому резервных трансформаторов с.н.

В настоящее время установка генераторных выключателей предусматривается всегда.

Если выдача мощности от электростанции осуществляется на одном повышенном напряжении, все блоки станции присоединяются к РУ этого напряжения (рис. 7.14, а), при этом вопрос о виде блока решается отдельно. Если же выдача мощности от электростанции осуществляется на двух повышенных напряжениях (рис. 7.14, б, в, г) и сети эффективно заземлены, то возможны несколько вариантов исполнения схем:

  • с отдельными автотрансформаторами связи (АТС) между РУ ВН и СН (рис. 7.14, б). Суммарная мощность присоединяемых к РУ СН блоков должна соответствовать максимальной мощности, выдаваемой в сеть этого напряжения;
  • с использованием блочных повышающих автотрансформаторов, которые одновременно обеспечивают связь между РУ двух повышенных напряжений (рис. 7.14, в). Мощность присоединяемых к РУ СН блоков должна быть больше мощности потребителей, подключенных к этому РУ;
  • с двумя двухобмоточными трансформаторами разной мощности в блоке (рис. 7.14, г). Эта схема целесообразна при малой нагрузке (до 15 % номинальной мощности генератора) на среднем напряжении.

В случае, когда сеть среднего напряжения не заземлена или компенсирована, вместо автотрансформаторов устанавливаются трехобмоточные трансформаторы.

На рис. 7.15 представлены структурные схемы ПС. По своему назначению ПС делятся на:

  • системные, осуществляющие связь между отдельными районами энергосистемы или между различными энергосистемами на напряжении 220—750 кВ;
  • потребительские, служащие для распределения электроэнергии и энергоснабжения потребителей.

По способу присоединения к электрической сети ПС разделяются на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Количество устанавливаемых на ПС трансформаторов характеризуется следующими показателями:

Число трансформаторов 1 2 3 >3
Средняя частота применения, % 22 57 14 7

Источник: http://lib.rosenergoservis.ru/sovremennaya-elektroenergetika%3Fstart%3D49

Схема электрических соединений Уссурийской ТЭЦ

В составе блоков №№1-2 предусматривается установка генераторов мощностью 220МВт.

Турбогенератор ТВМ-220-2

Турбогенераторы серии ТВМ имеют масляное охлаждение активных и конструктивных частей статора и водяное охлаждение ротора.
Турбогенератор предназначен для выработки электроэнергии при непосредственном соединении  с  паровой турбиной и в маневренных режимах работы при соединении с газовой турбиной.<\p>

Условия эксплуатации:

Высота над уровнем  моря не более 1000 м. Диапазон допустимой температуры окружающей среды: •    верхнее значение  + 40 оС •    нижнее значение   + 5 оС

Окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая пыль в концентрациях, снижающих параметры турбогенератора в недопустимых пределах.

Номинальные данные турбогенератора: Активная  мощность,  кВт.                                                     220000 Полная  мощность,  кВА                                                         259000 Коэффициент мощности                                                            0,85 Напряжение,  В.

                                                                        15750 Ток  статора,  А.                                                                        9480 Частота, Гц.

                                                                                  50 Соединение фаз                                                                         «звезда» Скорость  вращения,  об/мин                                                    3000 Коэффициент полезного действия,                                       98,8 Ток возбуждения, А                                                                   4850 Напряжение возбуждения, В                                                      220 Отношение короткого замыкания                                            0,42 Переходное индуктивное сопротивление, о.е.                        0,40 Сверхпереходное индуктивное сопротивление, о.е.               0,280 Статическая перегружаемость, о.е.                                           1,65 Расход изоляционного масла через статор, м3/ч                      450 Температура охлаждающей воды на входе в теплообменники масла и дистиллата,С                                33 Расход дистиллата в системе охлаждения ротора, м3/ч            55 Температура охлаждающего масла и дистиллата на входе в генератор, С                                                                   40 Расход масла на один подшипник, л/мин.                                300 Масса, т.  :  турбогенератора                                                      200 статора                                                                     151

ротора                                                                       38

Допустимые температуры нагрева: •    обмотка статора, оС                                                            105 •    сердечник статора, оС                                                         105 •    обмотка ротора (по сопротивлению), оС                           75 •    изоляционного масла на выходе из статора, оС                90

•    дистиллат на выходе из ротора, оС                                     85

Допустимые анормальные режимы работы турбогенератора: •    турбогенератор допускает длительную работу при несимметричной нагрузке, если токи в фазах не превышают допустимого значения для данных условий работы турбогенератора при симметричной нагрузке,  а ток обратной последовательности при этом не должен превышать 8% номинальной величины тока статора. •    турбогенератор допускает работу в режиме недовозбуждения при номинальной активной мощности и коэффициенте мощности, равном 0,95 (опережающем).

•    турбогенератор допускает работу в асинхронном режиме в течение 15 минут при отдаваемой активной мощности не более 60% от номинальной, в течение 30 минут – при отдаваемой мощности не более 50% от номинальной, в течение 60 минут – при отдаваемой мощности не более 40% от номинальной.

Исполнение турбогенератора горизонтальное

Сердечник и обмотка статора погружены в изоляционное масло. Объем масла, заполняющего статор, ограничивается корпусом, торцевыми щитами и изоляционным цилиндром, заведенным в расточку сердечника статора. Изоляционный цилиндр и торцевые щиты в местах прилегания к корпусу статора уплотнены кольцами из резинового шнура.

Корпус статора сварной неразъемный.

Сердечник статора собирается из изолированных сегментов электротехнической стали, в которых при штамповке вырубаются узкие прямоугольные отверстия, образующие в сердечнике аксиальные каналы, по которым протекает изоляционное масло, охлаждающее сердечник. Спрессованный сердечник стянут в осевом направлении и удерживается склеенными пакетами и нажимными немагнитными элементами. В корпусе сердечник закреплен жестко.

Обмотка статора трехфазная двухслойная с укороченным шагом. Стержни обмотки выполняются с транспозицией элементарных проводников в пазовой и лобовой частях. Между рядами проводников в стержне образован канал для охлаждения изоляционным маслом.

Фазы обмотки соединены в звезду.

Линейные и нулевые вывода обмотки статора выводятся из корпуса статора через изоляторы и размещаются внизу корпуса. Плита, на которой закрепляются вывода, приспособлена для подсоединения закрытых токопроводов.

Ротор изготавливается из цельной поковки специальной стали.

Обмотка ротора состоит из концентрических катушек, изготовленных из полой меди с присадкой серебра. Лобовые части обмотки удерживаются бандажными кольцами из высокопрочной немагнитной стали.

Охлаждение обмотки ротора осуществляется дистиллатом, который протекает по каналам проводников. Все катушки по дистиллату соединены параллельно. Подвод воды и ее слив осуществляется через центральное отверстие вала по конценрически установленным трубам из нержавеющей стали.

Контактные кольца выполнены из специальной стали и насажены на консольный конец вала. Для охлаждения контактных колец и щеток и отвода щеточной пыли из зоны щеточно-контактного аппарата между контактными кольцами на валу установлен вентилятор.

Подшипники турбогенератора выносные.

Подшипник со стороны контактных колец имеет самоустанавливающийся вкладыш со сферической посадкой в корпусе.

Подшипник со стороны турбины встраивается в корпус турбины и поставляется с турбиной.

Подача масла в подшипники турбогенератора из системы смазки подшипников турбины.

Для охлаждения турбогенератора на электростанции должны быть смонтированы системы охлаждения статора и ротора с использованием оборудования, поставляемого с генератором.

Охлаждение статора изоляционным маслом и ротора дистиллатом осуществляется по замкнутому контуру: электронасос – охладитель – фильтр – объект охлаждения – электронасос.

В каждой системе устанавливается по резервному насосу, резервному охладителю, резервному фильтру.

В системе охлаждения статора для компенсации температурных изменений объема изоляционного масла, заполняющего статор и систему, на всас насосов подключаются расширительные устройства. Одно рабочее,  другое резервное.

Изоляционное масло, очищенное от механических примесей и воды на маслохозяйстве станции перед заполнением статора и его системы охлаждения, дегазируется. Оборудование для дегазации и заполнения статора и  его системы под вакуумом поставляется с генератором.

Один комплект такого оборудования обеспечивает обслуживание двух-трех однотипных турбогенераторов, установленных в машзале.

Система возбуждения турбогенератора – тиристорная, выполненная по схеме самовозбуждения.

Комплектность поставки турбогенератора: •    турбогенератор с плитами фундаментными и анкерными шпильками; •    оборудование системы охлаждения статора; •    оборудование системы охлаждения ротора; •    оборудование системы возбуждения; •    система автоматического контроля; •    запасные части; •    монтажные приспособления и спец. инструмент;

•    эксплуатационная документация.

Статьи по теме

Источник: http://belenergetics.ru/proekt/sxema-elektricheskix-soedinenij-ussurijskoj-tec/

Тепловые электростанции (ТЭЦ, КЭС): разновидности, типы, принцип работы, топливо

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания.

Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

  1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
  2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
  3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее собственных нужд.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

  1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
  2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
  3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу — вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
  4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
  5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, трансформаторов) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на напряжения 110—750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего напряжения или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок — система напряжения 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, коэффициент полезного действия (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Основное отличие технологии производства энергии на ТЭЦ в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь ТЭЦ с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные ТЭЦ с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

Такие ТЭЦ сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35—220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами.

При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной ТЭЦ предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором.

Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на ТЭЦ имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

Источник: http://pue8.ru/elektrotekhnik/26-teplovye-elektricheskie-stancii.html

Схема тепловой электрической станции (ТЭС/ТЭЦ)

Тепловая электрическая станция (рисунок общего вида)

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

  1. Топливное хозяйство;
  2. подготовка топлива;
  3. котел;
  4. промежуточный пароперегреватель;
  5. часть высокого давления паровой турбины (ЧВД или ЦВД);
  6. часть низкого давления паровой турбины (ЧНД или ЦНД);
  7. электрический генератор;
  8. трансформатор собственных нужд;
  9. трансформатор связи;
  10. главное распределительное устройство;
  11. конденсатор;
  12. конденсатный насос;
  13. циркуляционный насос;
  14. источник водоснабжения (например, река);
  15. подогреватель низкого давления (ПНД);
  16. водоподготовительная установка (ВПУ);
  17. потребитель тепловой энергии;
  18. насос обратного конденсата;
  19. деаэратор;
  20. питательный насос;
  21. подогреватель высокого давления (ПВД);
  22. шлакозолоудаление;
  23. золоотвал;
  24. дымосос (ДС);
  25. дымовая труба;
  26. дутьевой вентилятов (ДВ);
  27. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

  • топливное хозяйство и система подготовки топлива;
  • котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
  • турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
  • установка водоподготовки и конденсатоочистки;
  • система технического водоснабжения;
  • система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
  • электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу.

Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку.

В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы.

Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На  современных  ТЭС  и  ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления.

Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор.

Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор.

Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования.

Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины.

Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом.

Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения.

К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы.

В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55%  теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение.

Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные.

Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5%  от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Источник: Полещук И.З., Цирельман Н.М. Введение в теплоэнергетику: Учебное пособие пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет. – Уфа, 2003.

Источник: https://energoworld.ru/theory/sxema-teplovoj-elektricheskoj-stancii-testec/

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector