Контрольная работа по дисциплине Электрические станции и подстанции. Контрольная работа по дисциплине Электрические станции и подстан. Тесты контроля знаний глава Общие характеристики электростанций России Назовите системы, входящие в технологическую схему кэс. Конденсационная
 Скачать 0.9 Mb.
|
|
2 ТЕСТЫ КОНТРОЛЯ ЗНАНИЙ Глава 1. Общие характеристики электростанций России 1. Назовите системы, входящие в технологическую схему КЭС. Конденсационная электростанция (КЭС) — тепловая электростанция, производящая преимущественно электрическую энергию. На тепловых конденсационных электростанциях (КЭС) химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в парогенераторе (котле) в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую энергию. Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции (рис.2). Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции ( энергоблока). Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40-42%. Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора. Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). 3 2. Какие недостатки характерны для КЭС. 1. Высокая степень загрязнения атмосферы, гидросферы, литосферы. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку. Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива). 2. Более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с гидроэлектростанциями. 3. Малый КПД. Тепловые конденсационные электростанции имеют невысокий КПД (30— 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Сооружать КЭС выгодно в непосредственной близости от мест добычи топлива. 4. Низкая маневренность. 3. Особенности технологической схемы ТЭЦ. Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. 4 Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис.2. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии. Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении. 4. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР. АЭС – это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Один из основных элементов АЭС – реактор. В России, как и во многих странах мира, используют в основном ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК ( реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя – графит. Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рис.1.3 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка. АЭС также, как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части. Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например, в европейской части России. 5 5. Преимущества и недостатки АЭС. Преимущества АЭС. 1. Уран — относительно недорогое топливо. Месторождения урана распространены достаточно широко в мире. 2. Техническое обслуживание ядерных электростанций — процесс очень важный, но его не нужно проводить так же часто, как дозаправку и техобслуживание традиционных электростанций. 3. Ядерные реакторы и связанные с ними периферийные устройства могут работать в отсутствие кислорода. Это значит, что они могут быть целиком изолированы и при необходимости помещены под землю или под воду без вентиляционных систем. 4. Ядерные электростанции, в отличие от электростанций на природном топливе, не производят так называемых парниковых газов, угарного газа (СО) или пылевых загрязнителей. 5. Ядерные электростанции могут размещаться в районах бедных энергетическими ресурсами. Недостатки ядерных электростанций. 1. Добыча и обогащение урана могут подвергнуть занятый на этих работах персонал воздействию радиоактивной пыли, а также привести к выбросу этой пыли в воздух или в воду. 2. Отходы ядерных реакторов остаются радиоактивными долгие годы. Существующие и перспективные методы их утилизации сопряжены с техническими, экологическими и политическими проблемами. 3. Перевозка расщепляющихся материалов на электростанции для использования в качестве топлива и перевозка радиоактивных отходов к местам их утилизации (захоронения) никогда не могут быть абсолютно безопасным делом. Последствия нарушения системы безопасности могут быть катастрофическими. 4. Низкая маневренность. 5. Наиболее тяжелые последствия аварий. 6 6. Как определяется мощность гидроагрегата ГЭС? На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков ( рек, водопадов и т. д.). ГЭС различают по напорности: высоконапорные, средненапорные, низконапорные. По мощности: мощные, средние, малые. По конструкции: русловые, плотинные, деривационные, гидроаккумулирующие, приливные. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q, т. е. ≡ ∙ Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. 7. Принцип работы ГАЭС. Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют как минимум два бассейна — верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними ( рис. 1.4). В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины — в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Сбрасывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть. Агрегаты ГАЭС высокоманёвренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный и наоборот. КПД гидроаккумулирующих станций 70 - 75%. Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций. 7 8. Принципиальная технологическая схема ГТУ. Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25 —100 МВт. Упрощенная принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена на рис. 1.5. Топливо (газ, дизельное горючее, керосин) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1—2 мин, в связи, с чем газотурбинные установки (ГТУ) отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах. Основная часть теплоты, получаемая в камере сгорания ГТУ, выбрасывается в атмосферу, поэтому общий КПД таких электростанций составляет 25— 30%. 9. Принцип работы ПГУ. Парогазовые установки (ПГУ) — сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок (рис. 1.6). В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора. В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. 8 Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Важным достоинством парогазовой установки является ее высокая манёвренность. Пуск и набор мощности или останов происходит за несколько минут. 10. Состав стационарных ДЭС. Дизельные электрические станции (ДЭС) применяют в качестве основного источника электроснабжения потребителей в районах, удаленных от сетей энергосистем. ДЭС — это стационарные установки. Их местоположение и мощность определяют с учетом схем развития электрических сетей и энергосистем района строительства. В состав стационарных ДЭС входят следующие основные элементы и системы: дизель-электрический агрегат, топливное хозяйство, хозяйство смазочных масел, система пуска, воздухоочистительная система, щит управления, аккумуляторное хозяйство и распределительное устройство низкого напряжения. Все элементы и основные системы стационарных ДЭС размещают в несгораемых зданиях, выполненных из кирпича или железобетонных блоков. Повышающую подстанцию и распределительное устройство высокого напряжения в соответствии с рекомендациями действующих норм технологического проектирования можно располагать на открытом воздухе рядом со зданием электростанции. Глава 2. Синхронные генераторы и силовые трансформаторы 1. Назовите основные особенности конструкции турбогенератора. Турбогенератор – неявнополюсный синхронный генератор, основная функция которого состоит в конвертации механической энергии в работе от паровой или газовой турбины в электрическую при высоких скоростях вращения ротора (3000,1500 об/мин). Паровые турбины, являющиеся первичными двигателями, наиболее экономичны при высоких скоростях. Большинство турбогенераторов быстроходные, т. е. имеют максимальное число оборотов 3000. Для АЭС ввиду низких параметров пара целесообразно применять четырехполюсные генераторы с частотой вращения 1500 об/мин. Генераторы небольших мощностей, соединенные с дизелями и другими поршневыми машинами, изготовляются на 750-1500 об/мин. Большие скорости вращения ротора отражаются на его конструкции — это цилиндрическая, цельнокованая поковка из специальной легированной стали. 9 Вдоль поверхности ротора фрезеруют радиальные пазы, в которые укладывается обмотка возбуждения. Пазы закрываются клиньями, а в лобовой части обмотка укрепляется бандажными кольцами. Ротор турбогенератора гладкий, неявнополюсный, диаметром 1,1 — 1,2 м, длиной 6 — 6,5 м. Сердечник статора шихтуется из листов электротехнической стали в пакеты, между которыми образуются вентиляционные каналы. В пазы статора укладывается обмотка, закрепляемая деревянными или текстолитовыми клиньями, а лобовые части тщательно прикрепляются к конструктивным частям статора. Корпус статора изготовляется сварным и с торцов закрывается щитами с герметическими уплотнениями. Конструкция турбогенератора показана на рис. 2.1. 2. Назовите основные особенности конструкции гидрогенератора. Гидрогенераторы большой и средней мощности выполняются с вертикальным валом (рис. 2.2.), в верхней части которого располагается генератор, а в нижней — гидротурбина. Мощность гидротурбины и ее скорость определяются величиной напора и расхода воды. Гидрогенераторы при больших мощностях изготовляются на 60— 125 об/мин, при средних и малых — на 125 — 750 об/мин, т. е. они являются тихоходными машинами. Вертикальные гидрогенераторы подвесного типа (рис. 2.3, а) имеют один подпятник 3, расположенный в верхней крестовине, к которой «подвешен» ротор генератора 5 и колесо турбины. Нижний 6 и верхний 2 направляющие подшипники обеспечивают вертикальное положение вала. В гидрогенераторах зонтичного типа ( рис. 2.3, б) подпятник находится под ротором, в нижней крестовине, что позволяет снизить высоту всего агрегата, а, следовательно, и здания ГЭС. Такое исполнение применяется для мощных агрегатов. 10 Статор гидрогенератора выполняется принципиально так же, как у турбогенератора. Ротор тихоходных гидроагрегатов имеет большое количество полюсов. Полюсы ротора с обмоткой возбуждения крепятся на ободе ротора 7. Кроме основной обмотки возбуждения, полюсы снабжены успокоительной обмоткой из медных стержней, уложенных в пазах полюса у периферии. Находят применение капсульные гидрогенераторы с горизонтальным валом, заключенные в водонепроницаемую оболочку, которая обтекается потоком воды, приводящим в движение колесо гидротурбины (рис. 2.4). 3. Какие системы охлаждения применяются в синхронных генераторах. При работе генератора происходят потери энергии, превращающиеся в теплоту, которая нагревает обмотки, сталь статора и ротора. Для удаления этой теплоты необходима система искусственного охлаждения. Охлаждение можно производить воздухом, водородом, водой, маслом (рис. 2.5). Отвод теплоты может осуществляться непосредственно от проводников обмотки по каналам, расположенным внутри пазов, или косвенно от поверхности ротора и статора. Эти системы охлаждения имеют условное буквенное обозначение, применяемое в паспортных данных генераторов. Например, КВР — косвенное охлаждение водородом; НВ — непосредственное охлаждение водой. 11 4. Преимущества и недостатки водородного охлаждения синхронных генераторов. Являются наиболее распространенными и имеют следующие достоинства: 1. В 7 раз больше теплопроводность по сравнению с воздухом. 2. В 14 раз ниже плотность по сравнению с воздухом. Благодаря меньшей плотности водорода уменьшаются потери на трение о воздух, в результате чего КПД возрастает на 0,8-1,1%. 3. В 1,44 раз выше коэффициент теплоотдачи с поверхности. Более эффективное охлаждение по сравнению с воздухом позволяет при тех же размерах увеличить мощность турбогененраторов на 15-20%, а компенсаторов на 30%. 4. Отсутствует окисление изоляции в среде водорода. 5. Водород не поддерживает горение. В атмосфере водороду не страшны короткие замыкания. Недостатки: 1. Генератор с НВР на воздушном охлаждении работать не сможет, т.к. обмотка, рассчитанная на форсированное охлаждение водородом при воздушном охлаждении перегреется и выйдет из строя. 2. При появлении утечек водорода из генератора, сопровождающихся глубоким и быстрым снижением давления водорода, генератор должен быть разгружен и отключен от сети. 3. Сложность выполнения надежных масляных уплотнителей вала генератора. 4. Заполнение системы охлаждения только после продувки ее углекислотой ( удаляет водяной пар, содержащийся в воздухе). 5. Необходима проверка чистоты и влажности водорода. 6. Взрывоопасен. 5. Особенности конструкции генераторов серии Т3ВА. В чем их преимущество. Серия турбогенераторов Т3В с полным водяным охлаждением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под небольшим избыточным давлением воздухом, циркулирующим через осушительную установку. Для охлаждения и смазки подшипника может применяться негорючее масло ОМТИ. 12 Основной особенностью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление циркулирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию ротора, а, следовательно, повышает надежность работы. Обмотка статора этих генераторов стержневая, двухслойная из полых и сплошных проводников. По полым проводникам протекает охлаждающий дистиллят. Для подвода и слива дистиллята имеются кольцевые коллекторы с обеих сторон статора, которые соединяются с полыми стержнями обмотки фторопластовыми трубками. Обмотки ротора выполнены из медных полых проводов прямоугольной формы с круглым каналом внутри. В торце ротора закреплены напорное и сливное кольцо, к которым присоединены все трубки входных и выходных концов катушек. Охлаждение обмоток ротора осуществляется дистиллятом, поступающим под давлением в напорное кольцо. Серия Т3В находит широкое применение для замены устаревших турбогенераторов, а также на вновь строящихся ТЭС. 6. Назовите системы возбуждения, применяемые в синхронных генераторах. Обмотка ротора синхронного генератора питается постоянным током, который создает магнитный поток возбуждения. Обмотка ротора, источник постоянного тока, устройства регулирования и коммутации составляют систему возбуждения генератора. В зависимости от источника питания системы возбуждения разделяются на системы независимого возбуждения и самовозбуждения. В системе независимого возбуждения на одном валу с генератором находится возбудитель – генератор постоянного или переменного тока. В системе самовозбуждения питание обмотки возбуждения осуществляется от выводов генератора через специальные понижающие трансформаторы и выпрямительные устройства. 7. Схема АГП с дугогасительной решеткой. На рис. 2.11 показана схема электрических цепей при гашении поля генератора автоматическим выключателем с дугогасительной решеткой. При коротком замыкании (КЗ) в генераторе срабатывает реле защиты KL и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAТ выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. При отключении выключателя сначала размыкаются рабочие контакты 2, а затем дугогасительные 1. Возникшая дуга затягивается магнитным дутьем в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, существование которых поддерживается имеющимся запасом энергии магнитного поля обмотки возбуждения ротора. 13 Отключившимся контактом 3 выключателя вводится сопротивление RД в цепь возбуждения возбудителя, что снижает ток последнего, а это влечет уменьшение напряжения, подаваемого на обмотку ротора, и, следовательно, уменьшение тока в роторе и энергии магнитного поля. Время гашения поля в этой схеме равно 0,5 — 1 с. 8. Назовите основные параметры силового трансформатора. Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое. К основным параметрам трансформатора относятся: номинальная мощность – указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях, места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении. номинальное напряжение – это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. номинальный ток – указанные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная нормальная работа трансформатора. напряжение КЗ – это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит ток, равный номинальному. ток холостого хода характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции. потери холостого хода и КЗ определяют экономичность работы трансформатора. 9. Поясните, почему обмотки ВН силовых трансформаторов соединяют в звезду, а НН в треугольник. Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной ЭДС, т. е. в √3 раз меньше линейной. Обмотки НН преимущественно соединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток I/√3. Кроме того, при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается симметрия напряжения на нагрузке. 14 10. Способы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов. Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно в трансформаторах 330 кВ и выше и во всех автотрансформаторах. Системы 110, 150 и 220 кВ также работают с эффективно заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов могут быть разземлены. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ограничителей перенапряжений к нулевой точке трансформатора Нейтраль заземляется также на вторичных обмотках трансформаторов, питающих четырехпроводные сети 380/220 и 220/127 В. Нейтрали обмоток при напряжении 10 — 35 кВ не заземляются или заземляются через дугогасящий реактор для компенсации емкостных токов. |