б.2.2) Принципиальная технологическая схема ТЭЦ.

Технологическая схема ТЭЦ имеет большое сходство со схемой КЭС. Основное отличие заключается в специфике паро-водяного контура выдавать тепло на производственные и теплофикационные нужды и способе выдачи эл. энергии.

Особенности технологической схемы показаны на рис. I.5

Технологическая схема ТЭЦ состоит из 8 систем. 7 систем аналогичны схеме КЭС. 8-я называется система сетевого водоснабжения. Она предназначена для подогрева сырой воды, идущей на теплофикационные нужды (функция сетевого подогревателя) и создания её циркуляции в теплофикационной сети (функция сетевого насоса)

Билет №5

Особенности АЭС. Принципиальные технологические схемы АЭС.

б.3.1) Особенности АЭС.

1. Схема генерации электроэнергии представлена на рис. I.6:

2. Топливом на АЭС служит:

1. Для реакторов типа ВВЭР и РБМК – изотоп урана U-235, который

расщепляется под действием тепловых нейтронов.

2. Для реакторов типа БН – уран-238 и плутоний плутоний-239,

который образуется при бомбардировке быстрыми нейтронами урана-238

3. На долю АЭС приходится примерно 16% выработки электроэнергии страны.

4. КПД составляет 28-33 %.

5. АЭС выгодно оснащаются энергоблоками большой мощности, тогда по своим технологическим показателям они не уступают КЭС.

6. Маневренность АЭС такая же, как у ТЭС, т.е. низкая, так как в основном пароводяном контуре имеется паровая турбина.

7. Влияние на окружающую среду.

Влияние на атмосферу почти не оказывают, т.к. не имеет выбросов дымовых газов и не имеет отходов в виде золы и шлаков.

Влияние АЭС на гидросферу аналогично влиянию КЭС.

Важной особенностью воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов.

б.3.3) Принципиальные технологические схемы АЭС.

Технологическая схема АЭС зависит в основном от типа реактора.

Схема может быть одноконтурная, двухконтурная и трёхконтурная.

1) Схема с реактором типа ВВЭР (см. рис. I.8).

Схема является двухконтурной.

Первый контур является радиоактивным, так как по нему циркулирует

радиоактивная вода - теплоноситель. Вода подаётся в активную зону

реактора, там она нагревается до t = 568-5980C при давлении p = 12,25-15,7

МПа.

Энергия теплоносителя используется в парогенераторе для

преобразования во втором контуре питательной воды в пар.

Второй контур идентичен основному пароводяному контуру КЭС

.

2) Схема с реактором типа РБМК (рис. I.9).

Схема является одноконтурной.

В схеме реактор одновременно является парогенератором (РБМК

относится к кипящим реакторам). Контур является основным пароводяным

контуром, который аналогичен соответствующему контуру КЭС.

Одноконтурная схема относительно проста, но контур является

радиоактивным. Поэтому радиоактивность распространяется на все элементы

блока.

3) Схема реактора типа БН (рис. I.10).

Здесь применяют трёхконтурную схему:

В первом контуре (контуре реактора) и во втором (промежуточном)

контурах в качестве теплоносителя используется жидкий натрий, который

бурно реагирует с водой и водяным паром. Чтобы избежать при аварии

контакта радиоактивного натрия с водой или водяным паром, выполняют

второй (промежуточный) контур, теплоносителем которого является

нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и

водяной пар.

Рис. I.10. Схема с реактором типа РБМК (1 – реактор; 2 – парогенератор; –

3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6 – насос

нерадиоактивного натрия (ГЦН II контур); 7 – насос радиоактивного натрия

(ГЦН I контур); 8 – теплообменник натриевых контуров)

Билет №6

Особенности ТЭС с ГТУ. Принципиальная технологическая схема ТЭС с ГТУ.

1. Генерация электроэнергии происходит по следующей схеме (см. рис.

I.17):

2. Основной вид топлива – газ или дизельное топливо.

3. В отечественной энергетике на долю ТЭС с ГТУ приходится

незначительная доля выработки электроэнергии.

4. В России производятся ГТУ мощностью от 1 до 200 МВт, их КПД

находится в пределах от 18 до 36 %. В Германии, Японии и США выпускают

ГТУ мощностью до 400 МВт с КПД до 40 %. Не столь большое значение

КПД обусловлено тем, что основная часть теплоты, получаемая в камере

сгорания ГТУ, выбрасывается в атмосферу.

5. ТЭС с ГТУ строятся вблизи населенных пунктов.

6. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и

длится 1 – 2 мин., в связи с чем ГТУ отличаются высокой маневренностью и

пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.

7. Современная ТЭС с ГТУ активно воздействует на атмосферу. Влияние

на атмосферу заключается в выбросе значительного количества продуктов

сгорания.

Основные преимущества ТЭС с ГТУ над ТЭС с паротурбинных

установками:

– отсутствие высокотемпературного теплообменника для передачи

тепла сжигаемого топлива рабочему телу;

– относительно небольшие размеры здания;

– малый объем строительных работ;

– небольшой расход охлаждающей воды (нет конденсатора) ;

– возможность быстрого взятия нагрузки.

Недостатком является низкий ресурс газовой турбины (не превышает

10-12 лет). Для паровой турбины он составляет 40 лет. Этот недостаток

компенсируется малым сроком окупаемости электростанций с ГТУ.

Наиболее вероятная область применения ГТУ в будущем – в качестве

пиковых для аварийного резерва, а также в составе ГТТЭЦ и в сочетании с

паровыми турбинами.

Особенности ТЭС с ПГУ. Принципиальная технологическая схема ТЭС с ПГУ.

б.6). ТЭС с ПГУ.

б.6.1) Принципиальная технологическая схема ТЭС с ПГУ с

утилизационными паровыми котлами.

ТЭС с паротурбинными и газотурбинными агрегатами,

характеризующуюся общей тепловой схемой и совместным использованием

тепловых потоков, называют парогазовой электростанцией. Возможно

несколько схем парогазовых ТЭС ПГУ, но во всех из них КПД существенно

выше, чем на паротурбинных и газотурбинных ТЭС. Повышение КПД

обуславливается, прежде всего, лучшим использованием теплоты уходящих

газов ГТУ, поэтому наибольшее распространение получили ПГУ с

утилизационными паровыми котлами. Они позволяют использовать

уходящие газы газовых турбин для генерации пара низких параметров,

которые поступают на паровую турбину. Дополнительное сжигание топлива

в котле не предусматривается. Принципиальная тепловая схема простейшей

утилизационной ПГУ приведена на рис. I.18.

Рис. I.18. Принципиальная технологическая схема парогазовой электростанции: КС – камера сгорания; КП – компрессор; ГТ – газовая турбина; ГГТ – генератор газовой турбины; ГПТ – генератор паровой турбины; М – пусковой двигатель; КУ – котел- утилизатор; К – конденсатор; КЭН – конденсатный электронасос.

б.6.2) Особенности ТЭС с ПГУ.

1. Генерация электроэнергии происходит по следующей схеме (см. рис.

I.19):

2. Основной вид топлива – газ или дизельное топливо.

3. В отечественной энергетике на долю ТЭС c ПГУ приходится пока

незначительная доля выработки электроэнергии.

4. КПД ПГУ составляет 45 – 50 %, мощность ПТУ приблизительно 50%

от мощности ГТУ.

Пункты 5 –8 соответствуют ТЭС с ГТУ.

Следует отметить, что главным недостатком таких ПГУ является

невозможность автономной работы ПТУ.

В России действует ПГУ мощностью до 450 МВт с КПД до 52%, за

рубежом – мощностью до 800 МВт с КПД 60%.

Билет №7

Потребители электроэнергии. (Основные группы потребителей. Категории потребителей по надежности электроснабжения).

I.1.3. Потребители электроэнергии

а) Основные группы потребителей:

1 – промышленные предприятия;

2 –строительство;

3 – электрифицированный транспорт;

4 – сельское хозяйство;

5 – бытовые потребители и сфера обслуживания населенных пунктов;

6 – собственные нужды электростанций.

б) по надежности электроснабжения выделяют следующие группы потребителей:

1 – Электроприёмники I категории – это электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушения функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. На ТЭС и АЭС к ним относятся питательные (ПЭН), циркуляционные (ЦЭН), конденсатные (КЭС) и ряд других электронасосов.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников I категории, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования (системы защиты и управления ядерным реактором, система аварийного охлаждения активной зоны реактора на АЭС).

2 – Электроприёмники II категории – это электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей (трамвай, троллейбус)

3 – Электроприёмники III категории – это все остальные электроприемники, не подходящие под определение I и II категории.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимнорезервирующих источников питания (ИП) и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из ИП может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимнорезервирующего источника.

Электроприемники II категории рекомендуется запитывать от двух

взаимнорезервирующих ИП. Для них допустимы перерывы в

электроснабжении на время, необходимое для включения резервного ИП

действиями оперативного персонала или ОВБ.

При возможности замены поврежденного трансформатора (кабеля,

воздушной ЛЭП) за время не более суток допускается (но не рекомендуется)

питание этих электроприёмников от одного источника питания.

Для электроприёмников III категории электроснабжение рекомендуется

выполнять от одного ИП при условии, что перерывы в электроснабжении,

необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента системы

электроснабжения, не превышают суток.

Билет №8

Сети с изолированными нейтралями (Схема замещения. Физика процесса. Достоинства и недостатки)

в.2) Сети с изолированными нейтралями

в.2.1.) Схема замещения

Схема замещения для сети №1 (см. рис. I.22) в момент металлического

замыкания фазы А на землю (RП = 0) приведена на рис. I.23.

в.2.2.) Физика процесса

В таких сетях токи однофазного замыкания на землю протекают через

емкости фаз относительно земли. Междуфазные емкости при этом не

рассматриваются, т.к. они намного меньше емкостей фаз относительно

земли.

В нормальном режиме работы:

Индекс «с» означает, что ток течет через емкость.

При металлическом замыкании фазы А на землю:

в.2.3) Достоинства и недостатки.

Недостаток – изоляция в таких сетях должна быть рассчитана не на фазное, а на линейное напряжение сети. Это ограничивает область использования данного режима работы нейтралей сетями с напряжениемU ≤ 35 кВ.

Достоинства:

- небольшая величина токов замыкания на землю;

- низкая стоимость контура заземления;

- потребители, подключенные на междуфазные (линейные) напряжения, продолжают нормально работать.

в.2.4) Допустимые токи замыкания на землю

В незаземленных сетях ток однофазного замыкания на землю относительно мал, но при продолжительном протекании этого тока в месте замыкания выделяется значительная энергия, увеличивающая повреждение, что может привести к переходу замыкания на землю в междуфазное короткое замыкание (КЗ). Поэтому на основании многолетнего опыта эксплуатации таких сетей установлены допустимые (критические) значения токов замыкания на землю, при которых еще возможно сохранение в работе поврежденного участка сети в течение нескольких часов, необходимых для отыскания и отключения места повреждения без нарушения электроснабжения.

Если ток однофазного замыкания на землю не превышает указанных выше допустимых значений, то релейная защита от однофазного замыкания выполняют с действием на сигнал. В противном случае либо релейная защита отключает место замыкания, либо применяется сеть с компенсированной нейтралью.

Билет №9

Сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями. (Схема замещения. Физика процесса. Достоинства и недостатки)

в.3) Сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями

в.3.1) Схема замещения представлена на рис. I.24.

в 3.3) Достоинства и недостатки.

В сетях с резонансно-заземленной нейтралью при однофазном замыкании на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в √3 раз, т.е. до линейного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземленной нейтралью.

Билет №10

Сети с эффективно-заземленными нейтралями. Сети с глухозаземленными нейтралями.

в 4.2) Достоинства и недостатки.

В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления

нейтрали является фактор стоимости изоляции. В сетях 110 и 150 кВ

применяется эффективное заземление нейтралей, при котором во время

однофазных замыканий на землю напряжение на неповрежденных фазах

относительно земли не превышает значения 0,8Uл . Это основное

достоинство такого способа заземления по сравнению с ранее

рассмотренными сетями.

К недостаткам относятся следующее:

1) потребители, при возникновении однофазного замыкания на

землю отключаются на некоторое время, т.к. возникает режим КЗ,

сопровождающийся протеканием больших токов. Во избежание повреждения

оборудования, длительное протекание больших токов недопустимо, поэтому

короткое замыкание быстро отключается релейной защитой.

2) значительное удорожание выполняемого в РУ контура

заземления, который должен отвести на землю большие токи КЗ.

3) значительный ток однофазного КЗ, который при большом

количестве заземленных нейтралей трансформаторов может превышать токи

трехфазного КЗ.

Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют частичное

разземление нейтралей в сетях 110 и 150 кВ. Количество заземленных

нейтралей в таких сетях регулируется, исходя из следующих условий:

Билет №11

Графики нагрузок электроустановок (Классификация. Участие различных электростанций в покрытии суточного графика активной нагрузки систем).

I.2 Графики нагрузок электроустановок

График нагрузки представляет собой графическое отображение режима работы электроустановки по различным параметрам.

а) Классификация графиков нагрузки.

1. По виду фиксируемого параметра:

- графики активной мощности P;

- графики реактивной мощности Q;

- графики полной мощности S;

- графики тока электроустановки I.

2. По периоду времени, за который они отражают изменение нагрузки:

- суточные;

- сезонные (зимние, летние);

- годовые;

3. по месту изучения режима работы энергосистемы:

- графики нагрузки потребителей, отражающие изменения нагрузки на шинах потребительских подстанций;

- сетевые графики нагрузки - на шинах районных и узловых подстанций;

- графики нагрузки электростанций;

- графики нагрузки энергосистемы, характеризующие режим работы энергосистемы в целом.

Покрытие базовой части суточного графика возлагают:

1) на АЭС, изменение режима которых нецелесообразно по

соображениями безопасности;

2) на ТЭЦ, максимальная экономичность которых имеет место,

когда электрическая мощность соответствует тепловому потреблению;

3) на ГЭС в размере, соответствующем минимальному пропуску

воды, необходимому по санитарным требованиям и условиям судоходства.

4) на КЭС и ТЭС с ПГУ.

Покрытие полупиковой части графика возлагают в основном на

низкоманевренные станции – КЭС и ТЭС с ПГУ.

Покрытие пиковой части графика возлагают на высокоманевренные

электростанции – это ГЭС, ТЭС с ГТУ и ГАЭС.

Чем неравномернее график нагрузки системы, тем большая мощность

ГЭС, ТЭС с ГТУ и ГАЭС необходима, чтобы обеспечить экономичную

работу КЭС, без резкого снижения их нагрузки в ночные часы, а также в выходные и предпраздничные дни или отключения части агрегатов в эти часы. Таким образом, участие высокоманевренных электростанций в покрытии графика системы при достаточной мощности их позволяет выровнять графики нагрузки КЭС, ТЭЦ, ТЭС с ПГУ и АЭС и обеспечить наибольшую экономичность энергосистемы в целом.

в) Назначение графика нагрузки.

График нагрузки предназначен для:

1) определения времени пуска и останова агрегата электростанций, а также включения и отключения трансформаторов на подстанциях;

2) определения количества вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, а также расхода топлива и воды;

3) ведения экономичного режима электроустановки;

4) планирования сроков ремонта оборудования;

5) проектирования новых и расширения действующих электроустановок потребителей (энергосистем).

Билет №12

Структурные схемы выдачи мощности ТЭЦ, КЭС, АЭС, ГЭС и подстанций.

II.2.1 Структурные схемы выдачи мощности ТЭЦ

Они представлены на рис. II.1.

На рис. II.1. МН – местная нагрузка (близлежащие фабрики, заводы). СН – собственные нужды.

Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей энергии напряжением 610 кВ, то необходимо иметь генераторное распределительное устройство (ГРУ).

На рис. II.1а). два генератора присоединены к ГРУ, а третий (как правило более мощный) к РУВН. Силовые трансформаторы Т1 и Т2 называют трансформаторами связи ГРУ с РУВН, а Т3 – блочным трансформатором, т.к. он вместе с генератором G3 образует блок. Напряжение РУВН 110220 кВ. ЛЭП, присоединенные к нему, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается РУСН (см. рис. II.1.б.). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью 3-х обмоточных трансформаторов и автотрансформаторов.

При незначительной нагрузке 610 кВ целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении (G1 и G2 на рис. II.1.в), что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное распределительное устройство (КРУ) для присоединения потребителей 610кВ. Мощные блоки 100250 МВт присоединяются к РУВН без отпайки для питания потребителей (G3 на рис. II.1.в.).

Современные мощные ТЭЦ строятся по блочному принципу(см.рис. II.1.в).

II.2.2. Структурная схема выдачи мощности КЭС, АЭС и ГЭС

На рис. II.2. показаны структурная схемы КЭС и АЭС с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении. По таким же схемам строятся ГЭС с малым числом генераторов.

Отсутствие потребителей вблизи таких станций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединены в блоки с повышающими (блочными, силовыми) трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на ВН, где предусматриваются РУ (см рис. II.2.а).

Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформаторами связи (рис. II.2.б) или автотрансформаторами, установленными в блоке с генератором (рис. II.2.в).

Если число гидрогенераторов на ГЭС большое, то вместо простых блоков используют укрупненные блоки, состоящие из двух генераторов присоединенных к РУВН или к РУСН через расщепленный трансформатор (рис. II.3.а) или через два двухобмоточных трансформатора (рис. II.3.б).

II.2.3. Структурные схемы выдачи мощности подстанций

Они показаны на рис. I.19. (см. раздел I.1.2.).

На подстанциях с двухобмоточными трансформаторами (см. рис. I.19

(а)) электроэнергия поступает от электростанции в РУВН, затем

трансформируется и распределяется между потребителями в РУНН.

На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными

частями энергосистемы и питание потребителей (см. рис. I.19 (б)).