🗊Презентация Электрическая часть систем электроснабжения электростанций и подстанций, часть 1, лекции 1-9

Электрическая часть систем электроснабжения электростанций и подстанций

Введение В январе экзамен (тест из 36 вопросов) Весной курсовой проект + зачет с оценкой Оценивание теста: 0…24 - удовлетворительно 25…31 - хорошо 32…36 - отлично

Литература   Черновец А.К., Лапидус А.А. Электрическая часть систем электроснабжения станций и подстанций: Учеб. пособие. СПб. : Изд-во СПбГПУ, 2006. – 256 с. Черновец А.К., Лапидус А.А. Режимы работы электрооборудования станций и подстанций: Учеб. пособие. СПб. : Изд-во СПбГПУ, 2006. – 256 с.

1. Состав механизмов собственных нужд на электростанциях различного типа Вспомним структуру установленных мощностей электростанций различного типа в России:

Структура установленных мощностей электростанций России

1.1. ТЭС Основные узлы потребления электроэнергии СН на ТЭС: 1. Разгрузка и хранение топлива 2. Топливоподача 3. Котельная установка 4. Турбинная установка 5. Теплофикационная установка

1. Разгрузка и хранение топлива

2. Топливоподача

Мазутное хозяйство 1 – ж/д цистерна; 2 – приемные емкости; 3 – мазутохранилище; 4 – паровой коллектор; 5 и 8 – фильтры тонкой очистки; 6 – мазутные насосы; 7 – фильтры грубой очистки; 9 – подогреватели; 10 – котлы

3. Котельная установка

Тепловая схема ПТУ

Производство электроэнергии на ТЭС с ПТУ

Поперечный разрез ТЭС с ПТУ

4. Турбинная установка

5. Теплофикационная установка

1.2. АЭС Механизмы КЭС с ПТУ плюс ГЦН минус механизмы топливного хозяйства минус тягодутьевые механизмы

АЭС (реактор ВВЭР)

АЭС (реактор ВВЭР)

АЭС (реактор РБМК)

АЭС (реактор РБМК)

АЭС (реактор БН)

АЭС (реактор БН)

1.3. ГЭС Основные узлы потребления электроэнергии СН на ГЭС: 1. Гидротехнические сооружения 2. Напорный бассейн 3. Здание ГЭС

1. Гидротехнические сооружения

2. Напорный бассейн

3. Здание ГЭС

1.4. Подстанции

1.4. Подстанции (продолжение)

2. Виды привода механизмов СН электростанций. Их области применения

На блоках мощностью 300-1200 МВт для вращения питательных и бустерных насосов используется турбопривод, Ртп.max = 42 МВт, nmax = 5270 об/мин (исключение – АЭС с реакторами РБМК) На лопатки турбопривода пар поступает от промежуточного отбора основной турбины блока. При этом требуется специальный конденсатор, конденсатный насос и т. д. Регулирование производительности турбопривода осуществляется изменением расхода пара.

Применение турбоприводов ПН значительно снижает нагрузку СН Питательные насосы имеют наибольшее удельное потребление мощности среди остальных механизмов СН. Так, например, на блоке ТЭС мощностью 200 МВт суммарная мощность механизмов СН равна 27 МВт, в том числе мощность двух питательных электронасосов 2 ∙ 4 = 8 МВт, что составляет около 30 % от нагрузки СН блока.

Насосы, использующие турбопривод

Преимущества турбопривода Турбопривод позволяет создавать скорости вращения выше 3000 об/мин (до 5270 об/мин). Мощность турбопривода практически не ограничена, в то время как максимальная мощность АЭД 8 МВт. При использовании турбопривода снижается электрическая мощность потребителей СН, а, следовательно, увеличивается выдача мощности генератора блока в сеть. В системе СН снижаются токи КЗ. При использовании турбопривода появляется возможность частотного регулирования производительности механизмов СН. С помощью турбопривода достигается плавное регулирование частоты в необходимом диапазоне. Улучшается устойчивость работы блока при нестабильных режимах в энергосистеме по напряжению и частоте. За счет отбора пара на турбопривод улучшаются условия работы ЦНД турбины блока.

Недостатки турбопривода Усложнение тепловой схемы блока за счет паропроводов, трубопроводов питательной воды, конденсатора, дополнительных конденсатных насосов. Необходимость сооружения пусковой котельной или резервного питательного электронасоса на период пуска блока.

Электропривод механизмов СН

3. Особенности собственных нужд пылеугольных ТЭС с ПТУ Максимальная нагрузка потребителей собственных нужд пылеугольных ТЭС с ПТУ (в процентах от установленной мощности станции)

На самом деле график выработки электроэнергии станцией может быть переменным Если станция в данный момент вырабатывает мощность Р<Руст, то текущая мощность потребителей СН несколько меньше:

Например, пылеугольная ТЭЦ имеет установленную мощность 200 МВт, но в данный момент загружена наполовину (100 МВт). Например, пылеугольная ТЭЦ имеет установленную мощность 200 МВт, но в данный момент загружена наполовину (100 МВт). Допустим, максимальная нагрузка СН составляет 10% от установленной мощности, т.е. 20 МВт. Тогда текущая нагрузка СН равна:

Например, пылеугольная ТЭЦ имеет установленную мощность 200 МВт, но в данный момент загружена наполовину (100 МВт). Например, пылеугольная ТЭЦ имеет установленную мощность 200 МВт, но в данный момент загружена наполовину (100 МВт). Допустим, максимальная нагрузка СН составляет 10% от установленной мощности, т.е. 20 МВт. Тогда текущая нагрузка СН равна:

Схема питания СН КЭС по 1 ТСН – от генераторного токопровода

Сколько РТСН? На станциях с поперечными связями по пару, принимается по 1РТСН на каждые 6 ТСН. Число РТСН на станциях без поперечных связей по пару принимается: при отсутствии генераторных выключателей: 1 РСТН - при числе блоков 1 или 2; 2 РТСН - при числе блоков от 3 до 6; 2 РТСН, присоединенные к источнику питания, и 1 РТСН генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке - при числе блоков 7 и более; при наличии генераторных выключателей: 1 РТСН, присоединенный к источнику питания - при числе блоков 1 или 2; 1 РТСН, присоединенный к источнику питания и 1 РТСН генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на фундаменте и готовый к перекатке - при числе блоков 3 и более.

Пример. Энергоблок 800 МВт пылеугольной КЭС

Особенности СН п/у ТЭС Повышенный расход на СН (до 14%). Наличие синхронного электропривода (мельница, мельничный вентилятор). Наличие багерных, шламовых, сливных, смывных насосов.

4. Особенности собственных нужд газомазутных ТЭС с ПТУ

Пример. Энергоблок 300 МВт газомазутной КЭС

Особенности СН г/м ТЭС Пониженный расход на СН. Более частое применение нерасщепленных ТСН. Наличие мазутных насосов. Наличие дожимного компрессора (редко).

5. Особенности СН ТЭЦ с ПГУ ПГУ = ПТУ + ГТУ ПТУ: много мощных механизмов СН с электроприводом из-за необходимости перекачивания воды ГТУ: относительно мало механизмов СН, наиболее мощный из них (компрессор) имеет турбопривод

Простейшая тепловая схема ГТУ

Компрессор Нагнетает воздух из атмосферы в камеру сгорания. Приводится во вращение газовой турбиной. На это уходит около половины мощности турбины. Степень сжатия воздуха:

Компрессор При сжатии в компрессоре воздух нагревается. Степень нагрева воздуха: Например, πк = 16, Та = 27 + 273 = 300 К Тогда Тb = 600 K

Камера сгорания Расход топлива ≈ 1 % от расхода воздуха. Продукты сгорания имеют температуру около 2000°С. К ним подмешивается вторичный воздух. На выходе из камеры сгорания (и на входе в газовую турбину) температура снижается до 1400°С.

Газовая турбина На вход газовой турбины подаются выхлопные газы из камеры сгорания с температурой около 1400°С. Степень охлаждения газа в турбине: Например, πк = 16, Тс = 1400 + 273 = 1673 К Тогда Тd = 836 K или Тd = 836 – 273 = 563°С

Газовая турбина Таким образом, температура выходящих из ГТУ газов достаточно высока. Это тепло необратимо выбрасывается в дымовую трубу. Значит, в отличие от ПТУ, ГТУ имеет низкий КПД: 35…36 %. Чем выше температура газа на входе в турбину, тем выше КПД.

888

Сравнение ГТУ и ПТУ

Сравнение ГТУ и ПТУ

Сравнение ГТУ и ПТУ

Сравнение ГТУ и ПТУ

Парогазовая установка КПД = 50…52 %

Схема блока СЗТЭЦ

Особенности СН ТЭС с ПГУ СН ГТУ гораздо меньше по составу и мощности, чем СН ПТУ. Поэтому обычно: - рабочие ТСН цикла ГТУ нерасщепленные и маломощные, - рабочие ТСН цикла ПТУ расщепленные и более мощные.

6. Особенности собственных нужд АЭС с реакторами ВВЭР 6.1. Особенности СН АЭС с реакторами ВВЭР-1000 Калининская АЭС (ОЭС Центра); Балаковская АЭС (ОЭС Средней Волги); Ростовская АЭС (ОЭС Юга); Нововоронежская АЭС (частично) (ОЭС Центра).

Особенности подключения ТСН и РТСН на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 К каждому генератору подключаются по 2 рабочих ТСН мощностью по 63 МВА. Некоторые генераторы мощностью 1000 МВт имеют 6-фазную обмотку статора со сдвигом по фазе на 30 электрических градусов. Значит, используются различные схемы соединений обмоток ТСН (см. схему). На каждый рабочий ТСН приходится по 1 РТСН. Т.к. РТСН много, то они подключаются к РУ-ВН парами.

Особенности питания ГЦН на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 Число секций СН на 1 генератор выбирается по числу ГЦН. Для реактора ВВЭР-1000 используется 4 ГЦН мощностью по 8 МВт каждый с электроприводом (АЭД с КЗР). Каждый ГЦН подключается на свою секцию нормальной эксплуатации.

АЭС (реактор ВВЭР)

АЭС (реактор ВВЭР)

Особенности привода ПН, БН на АЭС с реакторами ВВЭР-1000 На каждый блок – по 2 питательных насоса мощностью по 8800 кВт и частотой вращения 3500 об/мин с турбоприводом. На одном валу с каждым питательным турбонасосом через редуктор включен бустерный насос мощностью 1000 кВт.

6.2. Особенности СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 6.2. Особенности СН АЭС с реакторами ВВЭР-440 Кольская АЭС (ОЭС Северо-Запада); Нововоронежская АЭС (частично) (ОЭС Центра).

Особенности подключения ТСН и РТСН на АЭС с реакторами ВВЭР-440 К каждому генератору подключается 1 рабочий ТСН мощностью 25 МВА. Итого на реактор приходится 4 секции СН. На каждые 2 рабочих ТСН приходится по 1 РТСН мощностью 32 МВА.

Особенности питания ГЦН на АЭС с реакторами ВВЭР-440 Для реактора ВВЭР-440 используется 6 ГЦН мощностью по 1,6 МВт каждый с электроприводом (АЭД с КЗР). То есть на 1 генератор приходится по 3 ГЦН. ГЦН подключены к 4-м секциям СН по схеме 2-1-2-1.

Особенности привода ПН на АЭС с реакторами ВВЭР-440 На каждый блок – по 2 питательных насоса мощностью по 2500 кВт с электроприводом (АЭД с КЗР).

7. Особенности собственных нужд АЭС с реакторами РБМК Ленинградская АЭС (ОЭС Северо-Запада); Курская АЭС (ОЭС Центра); Смоленская АЭС (ОЭС Центра).

АЭС (реактор РБМК)

АЭС (реактор РБМК)

Особенности подключения ТСН и РТСН на АЭС с реакторами РБМК-1000 К каждому генератору подключаются 1 рабочий ТСН мощностью 63 МВА. Итого на реактор приходится 4 секции СН. На каждые 2 рабочих ТСН приходится 1 РТСН мощностью 63 МВА.

Особенности питания ГЦН на АЭС с реакторами РБМК-1000 Для реактора РБМК-1000 используются 8 ГЦН (6 рабочих и 2 резервных) мощностью по 5,5 МВт каждый с электроприводом (АЭД с КЗР). ГЦН подключаются на секции нормальной эксплуатации по 2: секция А: 1раб + 1рез секция В: 2раб секция С: 2 раб секция D: 1 раб + 1рез

Особенности питания ГЦН на АЭС с реакторами РБМК-1000 Для ВВЭР и РБМК по-разному решается вопрос выбора числа ГЦН и их резервирования. Для ВВЭР каждый ГЦН обслуживает свою петлю. Большой диаметр ГЦН каждой петли делает ненужным установку резервного ГЦН. Для РБМК, наоборот, ГЦН каждой половины реактора работают с общим коллектором. Это вынуждает предусматривать резервные ГЦН.

Пояснение ВВЭР-1000

Особенности привода ПН на АЭС с реакторами РБМК-1000 На каждый блок – по 2 питательных насоса мощностью по 5 МВт с электроприводом (АЭД с КЗР). Применение турбопривода затруднено в связи с радиоактивностью пара.

8. Особенности собственных нужд АЭС с реакторами БН Белоярская АЭС (ОЭС Урала). БН-600 (3 генератора по 200 МВт) БН-800 (1 генератор мощностью 880 МВт)

Машзал БелАЭС

Особенности подключения ТСН и РТСН на АЭС с реактором БН-600 К каждому генератору подключаются по 1 рабочему ТСН мощностью по 25 МВА. На 3 рабочих ТСН приходится 1 РТСН мощностью 32 МВА.

Особенности питания ГЦН на АЭС с реактором БН-600 Для реактора БН-600 используется: 3 ГЦН-1 мощностью по 5 МВт каждый с электроприводом (АЭД с ФР); 3 ГЦН-2 мощностью по 2,5 МВт каждый с электроприводом (АЭД с ФР). Все ГЦН – регулируемые. Необходимость регулирования – поддержание неизменного подогрева натрия при колебаниях мощности реактора.

Особенности питания ГЦН на АЭС с реактором БН-600 ГЦН-1 и ГЦН-2 являются регулируемыми и поэтому запитываются от тех секций, к которым подключены дизель-генераторы. При этом возможен пуск дизель-генераторов с ГЦН на пониженной частоте вращения для расхолаживания реактора. В отличие от других реакторов АЭС, где ГЦН относились к третьей группе (нормальной эксплуатации), в случае реактора БН-600 оба ГЦН являются потребителями второй группы (надёжного питания).

Особенности привода ПН на АЭС с реактором БН-600 На реактор: - 9 (6 рабочих и 3 резервных) питательных насосов с электроприводом по 3200 кВт; - 3 аварийных питательных насоса с электроприводом по 400 кВт, подключены к секциям надежного питания.

АЭС (реактор БН)

Блок АЭС с реактором БН-600: Блок АЭС с реактором БН-600: 1- Реактор; 2 – ГЦН-1; 3-Теплообменник Na/Na; 5-Парогенератор; 6 - Буферная и сборная ёмкости; 7 – ГЦН-2;  11 - Конденсаторы; 12 - ЦН; 13 - КН; 16 - ПН

Парогенератор АЭС с реактором БН-600: 1 – испаритель 2 – перегреватель 3 – промежуточный перегреватель

Парогенератор АЭС с реактором БН-600: 1 – испаритель 2 – перегреватель 3 – промежуточный перегреватель

Парогенератор АЭС с реактором БН-600: 1 – испаритель 2 – перегреватель 3 – промежуточный перегреватель

Парогенератор АЭС с реактором БН-600: 1 – испаритель 2 – перегреватель 3 – промежуточный перегреватель

ГЦН 2 контура

АЭС (реактор БН)

Особенности СН АЭС с реактором БН-600 Имеется значительная доля мощности СН, расходуемая на электрообогрев натрия. На Белоярской АЭС на нагрев натрия уходит около 26 МВт, т.е. около 4% электроэнергии всех генераторов: Робогрев/Рблока = 26/600 = 4%

9. Особенности собственных нужд ГЭС и ГАЭС Ввиду простоты технологического процесса производства электроэнергии на ГЭС, расход на собственные нужды значительно меньше, чем на ТЭС и АЭС, и составляет 0,5-3% от установленной мощности. Меньшие значения относятся к агрегатам большей мощности ГЭС. Для ГЭС характерна большая доля общестанционной нагрузки по сравнению с агрегатной. Доля агрегатных СН составляет не более 30% от суммарного потребления на собственные нужды.

Агрегатные СН Потребители агрегатных СН располагаются в непосредственной близости от агрегата и питаются на напряжении 0,4 кВ и реже 6,3 кВ. Потребителями агрегатных СН являются: насосы технического водоснабжения агрегатов – смазка турбинных подшипников, маслоохладители подпятника и подшипников гидрогенератора, воздухоохладители гидрогенератора; маслонасосы и компрессоры зарядки маслонапорной установки (МНУ) и системы регулирования гидротурбины; насосы откачки воды с крышки турбины из-за протечек в проточной части гидроагрегата; вентиляторы и насосы системы охлаждения трансформаторов; вспомогательные устройства системы возбуждения.

Общестанционные СН Потребители общестанционных СН относятся ко всем станции в целом и питаются на напряжении 0,4 кВ. К потребителям общестанционных собственных нужд относятся: насосы системы пожаротушения; противодымная вентиляция; механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов и щитов на выходе отсасывающих водоводов; механизм затворов холостых водосборов; насосы откачки воды из тоннелей плотины; насосы хозяйственного водоснабжения; электроотопление; потребители ОРУ; электроосвещение; потребители ремонтных мастерских.

Электрическая схема СН ГЭС (ГАЭС) Электрическая схема собственных нужд ГЭС (ГАЭС) может выполняться либо с одним напряжением 0,4 кВ, либо с двумя напряжениями – 6(10) и 0,4 кВ. Несмотря на отсутствие в системе СН мощных электродвигателей 6 кВ, наличие напряжения 6 кВ определяется: общей мощностью потребителей, значительной удаленностью общестанционных потребителей от источников питания. Для питания СН ГЭС (ГАЭС) необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания.

Электрическая схема СН ГЭС (ГАЭС) 2 принципа питания агрегатных и общестанционных рабочих ТСН: раздельное питание (например, СШГЭС) объединенное питание (например, ЛГАЭС)

Схема СН СШГЭС (раздельное питание ТСН)

Схема СН ЛГАЭС (объединенное питание ТСН)

Генераторные выключатели для ГАЭС НЕСPS 3/5 фирмы «АВВ» а) вертикальная компоновка

б) горизонтальная компоновка

Источники гарантированного питания на ГЭС На ГЭС предусматривается установка аккумуляторных батарей в качестве источника оперативного постоянного тока для питания устройств управления, связи, сигнализации, РЗА и аварийного освещения. Для обеспечения автономного электроснабжения на ГЭС допускается установка дизель-генераторов.