Сделай Сам Свою Работу на 5

Разрядники и ограничители перенапряжений (ОПН).





 

Не­зависимо от того, защищены воздушные линии от прямых ударов молнии или нет, оборудова­ние электроустановок, связанных с воздушны­ми электросетями, может подвергаться воз­действию электромагнитных волн атмосфер­ных перенапряжений, набегающих со стороны линий. Амплитуды волн атмосферных перена­пряжений могут превышать импульсные испы­тательные напряжения изоляции электрообо­рудования, в результате чего возможны про­бои изоляции, короткие замыкания и аварий­ные отключения. Для предотвращения этого необходимо искусственное снижение амплиту­ды волны, набегающей на установку. Это до­стигается при помощи разрядников и ограничителей перенапряжений (ОПН). Разрядник является аппаратом, за­щищающим установку от перенапряжений пу­тем снижения амплитуды волны перенапряже­ния до значения, безопасного для защи­щаемой изоляции установки. Разрядники огра­ничивают атмосферные, а в некоторых слу­чаях и внутренние перенапряжения.

В 70-х годах отечественной электропромышленностью были освоены принципиально новые электрические аппараты для за­щиты от перенапряжений — ограничители перенапряжений (ОПН) с уровнями ограничения коммутационных перенапряжений 1,8 и 1,65 и грозовых перенапряжений от 2,4 до 2,0.



Применение ОПН с оксидно-цинковыми резисторами, служа­щих для глубокого ограничения перенапряжений в сетях перемен­ного тока напряжением 110—750 кВ, позволило уменьшить воз­душные изоляционные промежутки по сравнению с установлен­ными ПУЭ (где предусматривались традиционные магнитно-вен­тильные разрядники) и сократить габариты РУ.

Выбор ОПН производится по4 параметрам:

1. По наибольшему рабочему длительно допустимому напряжению Uнро. Uнро. > (1.02-1.05) Uнс,

где Uнс - наибольшее рабочее напряжение сети.

2. По номинальному разрядному току, производится в случае установки для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток должен быть не мене 10 кА в районах с интенсивной грозовой деятельностью, в районах с высокой степенью промышленных загрязнений (4 степень), при защите двигателей и генераторов присоединенных к ВЛ и при повышенных требованиях к грозозащите. В остальных случаях не менее 5 кА.



3. По остающемуся напряжению при грозовых перенапряжениях. При замене разрядников на ОПН необходимо чтобы оно было не выше остающегося напряжения вентильного разрядника для подключения ОПН в тех же точках.

4. По длине пути утечки для соответствующей зоны по степени загрязнения. Для тепловых станций это как правило степень 2.

 

6.1. Контрольные вопросы

1. Виды заземлений применяемых на электрических станциях.

2. Действие электрического тока на человека.

3. Конструкции заземляющих устройств.

4. Расчет заземляющих устройств в установках с эффективно заземленной нейтралью.

5. Расчет заземляющих устройств в установках с незаземленной нейтралью и с компенсацией емкостных токов.

6. Виды перенапряжений в электроустановках.

7. Способы защиты изоляции от перенапряжений.

8. Конструкции молниезащиты.

9. Определение зоны защиты молниеотводов.

10. Применение разрядников и ограничителей перенапряжений.

Типы электростанций

Тепловые электростанции

Тепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется сначала в механическую, а затем в электрическую.

Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут.

Первые ТЭС появились в конце XIX в. (1882 - в Нью-Йорке, 1883 - в Петербурге, 1884 - в Берлине). В начале XXI в. ТЭС - продолжает оставаться основным видом электрических станций.



Тепловая электростанция представляет собой сложный технологический объект.

Рис. 2.4. Принципиальная схема ТЭС [113, Verbundkraft]

Пароводяной тракт: 1 - котел; 2 - топка; 3 - пароперегреватель высокого давления; 4 - цилиндр высокого давления; 5 - промежуточный пароперегреватель; 6 - цилиндр среднего давления; 7 - цилиндр низкого давления; 8 - генератор; 9 - конденсатор; 10 - охлаждающий водоем; 11 - насос охлаждающей воды; 12 - конденсатный насос; 13 - очистка конденсата; 14 - подогреватель низкого давления; 15 - бак питательной воды; 16 - питательный насос; 17 - подогреватель высокого давления; 18 - экономайзер.

Газовоздушный тракт: 19 - дымовой (отходящий) газ; 20 - распылитель аммиака; 21 - катализатор; 22 - воздухоподогреватель; 23 - пылеуловитель (фильтр) и удаление оксидов серы; 24 - воздухоподогреватель; 25 - бункер сырого угля; 26 - угольные мельницы; 27 - воздух горения; 28 - угольная горелка; 29 - газовая горелка; 30 - шлакоудаление; 31 - перепускной газоход.

 

Технология производства электроэнергии на тепловой электростанции включает четыре основных компонента: подсистему подготовки и подачи топлива, паровую подсистему (котел и система транспортировки пара), паровую турбину, а также конденсатор (для конденсации отработавшего пара) рис. 2.4.

Уголь, поступающий на электростанцию, проходит несколько ступеней подготовки. Из него удаляются металлические примеси, происходит дробление особо крупных кусков, после предварительной подготовки уголь поступает в бункер сырого угля 25. Из бункера уголь попадает в угольные мельницы 26, где происходит его измельчение до состояния пыли. Угольная пыль попадает либо в бункер пыли, а потом по пылепроводам в топку котла 2 либо сразу в топку. При сжигании топлива в топку котла необходимо подавать воздух, который также проходит несколько ступеней подготовки, заключающихся в подогреве холодного воздуха в воздухоподогревателях 22 и 24. После чего воздух попадает в топку 27 либо в питатели пыли для осуществления транспорта пыли.

При сжигании топлива 28, 29, подаваемого в топку котла, происходит образование водяного пара в замкнутом объеме под давлением (в случае небольших котлов) или в трубах, образующих топочные экраны (в современных промышленных котлах). Для повышения КПД процесса используются различные устройства, являющиеся частью котла или связанные с ним, например пароперегреватели 3, промежуточные пароперегреватели 5, экономайзеры 18.

Отходами процесса сжигания являются отходящие газы, а в случае использования угля или нефтепродуктов зола. Очистка отходящих газов производится в пылеуловителях 23 – электрических фильтрах, в которых на угольных станциях осуществляется очистка уходящих газов от угольной пыли. Также в процессе сгорания образуются шлаки, которые удаляются системой шлакоудаления 30.

Пар высокой температуры и высокого давления, образующийся в котле, поступает в паровую турбину. Проходя через турбину, пар вращает ротор, а затем попадает в конденсатор 9, где поддерживаются низкая температура и низкое давление.

Пар низкого давления, покидающий турбину, конденсируется на трубках конденсатора, по которым циркулирует охлаждающая вода 10, 11. По пароводяному тракту конденсат возвращается в котел, где снова превращается в пар. Поскольку конденсат является практически несжимаемой жидкостью с относительно небольшим объемом, его закачка 12 в трубы котла, находящиеся под высоким давлением, не требует значительных затрат энергии. Конденсат, перед тем как попасть в котел, проходит по пароводяному тракту, где его подогревают в подогревателях низкого 14 и высокого давления 17, производят очистку от воздуха в деаэраторе и поднимают давление до давления в котле в конденсаторном насосе 12 и питательном насосе 16.

Совершая работу, пар расширяется, поэтому турбина шире с той стороны, где пар покидает ее.

 

 

 

Теоретически тепловой КПД установки определяется температурой и давлением пара на входе и на выходе из нее.

Для того чтобы поддерживать низкое давление в паровой зоне конденсатора и, тем самым надлежащий КПД процесса, необходимо обеспечивать постоянный поток охлаждающей воды. В результате конденсации пара температура охлаждающей воды повышается. Если система охлаждения является открытой или прямоточной, эта вода возвращается в исходный водоем. В случае замкнутой системы вода проходит через градирни или пруды-охладители, где избыточное тепло передается воздуху посредством испарения или теплообмена.

При использовании замкнутой системы охлаждения требуется лишь небольшое количество подпиточной воды для возмещения испарения и сбросов оборотной воды, которые необходимы для управления концентрацией взвешенных примесей. Потребление воды в замкнутых системах охлаждения составляет примерно 1/20 от потребления в прямоточных системах.

По своему функциональному назначению Тепловые электрические станции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара.

Одно из основных отличий теплоэлектроцентрали от конденсационных станций установка на ней специальной теплофикационной турбиной с отбором пара. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе и затем поступает в конденсатор, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для нужд теплоснабжения и производства. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии и паре.

Второе отличие ТЭЦ от КЭС заключается в технологической схеме. КЭС являются электростанциями с мощными энергоблоками (достигнута мощность 1200 кВт) и высокими параметрами пара. Это обусловливает блочный принцип построения таких электростанций (рис. 2.5), т. е. электростанция строится блоками котел–турбина–генератор–трансформатор.

На ТЭЦ же установлены значительно менее мощные энергоблоки, поэтому с точки зрения надежности тепло- и электроснабжения, а также для повышения экономичности работы электростанции возможно объединение на параллельную работу котлов (котлы выдают пар в общий коллектор пара), рис. 2.6.

ТЭЦ строят обычно вблизи потребителей - промышленных предприятий или жилых массивов, так как радиус действия мощных городских ТЭЦ по снабжению горячей водой не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,6-1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2-3 км.

Рис. 2.7. Станция смешанного типа

 

Этим обусловлено следующее отличие ТЭЦ: так как потребители электроэнергии находятся вблизи электростанции, то отпадает необходимость в двойном преобразовании электроэнергии сначала в высокое напряжения, а затем наоборот, что уменьшает потери электроэнергии в силовых трансформаторах. Для электроснабжения потребителей строятся распределительные устройства на генераторном напряжении (ГРУ), рис. 2.6. Мощные ТЭЦ строят по блочному или смешанному принципу: часть блоков подключена к ГРУ, а часть – по блочному принципу, рис 2.7.

Тепловые конденсационные электростанции имеют невысокий КПД (30-40 %), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60-70 %.

Современные паровые турбины для ТЭС - весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1,2 млн кВт, и это не является пределом.

В основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется теплоэнергетика, а не энергетика на возобновляемых ресурсах. Но структура ее изменится, сократится использование угля и нефти, существенно возрастет производство электроэнергии на атомных электростанциях.

Газотурбинные установки

На отечественных ТЭС начинают широко использовать газотурбинные установки (ГТУ), рис. 2.8. В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. В ГТУ преобразуется теплота газов в кинетическую энергию вращения ротора турбины.

Рис. 2.8. Промышленная ГТУ-ТЭЦ «Янус», работающая в Перми

 

По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых (рис. 2.9). Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутреннего сгорания, а при очень высоких температурах рабочего газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности.

Работа газотурбинной установки осуществляется следующим образом. В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообразное топливо и воздух (рис. 2.10). Получающиеся в камере сгорания газы 2 с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает электрический генератор 4 и компрессор 5, необходимый для подачи под давлением воздуха 6 в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре воздух перед подачей в камеру сгорания подогревается в регенераторе 7 отработанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания.

 

Рис. 2.9. Разрез газовой турбины

1 – подача воздуха; 2 – компрессор; 3 – система впрыска топлива; 4 – турбина;

5 – камера сгорания; 6 – сопло

 

Рис. 2.10. Принципиальная схема газотурбинной установки

 

Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов.

Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в местах его залегания. При этом под землю компрессорами в необходимом количестве подается воздух, производится специальное сжигание угля с образованием горючего газа, который затем подается по трубам к газотурбинным установкам. Впервые в мире такая опытная электростанция построена в Тульской области.

Парогазовые установки

Отработанные в ГТУ газы имеют высокую температуру, что неблагоприятно сказывается на КПД термодинамического цикла. Совмещение газо- и паротурбинных агрегатов таким образом, что в них происходит совместное использование теплоты, получаемой при сжигании топлива, позволяет на 8-10 % повысить экономичность работы установки, называемой парогазовой, и снизить ее стоимость на 25 %.

 

Рис. 2.11. Принципиальная схема парогазовой установки: 1 - парогенератор; 2 - компрессор; 3 - газовая турбина; 4 - генератор; 5 - паровая турбина; 6 - конденсатор; 7 - насос; 8 - экономайзер Рис. 2.12. Схема парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел (на схеме приняты те же обозначения, что и на рис. 2.11)

 

Парогазовые установки, использующие два вида рабочего тела - пар и газ - относятся к бинарным. В них часть теплоты, получаемой при сжигании топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину (рис. 2.11). Охлажденные до температуры 650-700 °С газы попадают на рабочие лопатки газовой турбины. Отработанные в турбине газы используются для подогрева питательной воды, что позволяет уменьшить расход топлива и повысить КПД всей установки. В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38 %. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20 % энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58 %.

Парогазовые установки могут работать также по схеме, в которой отработанные в газовой турбине газы поступают в паровой котел, рис. 2.12. Газовая турбина в этом случае служит как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается 30-40 % топлива, а в парогенераторе - остальное топливо.

Газотурбинные установки могут работать только на жидком или газообразном топливе, так как продукты сгорания твердого топлива, содержащие золу и механические примеси, оказывают вредное влияние на лопатки газовой турбины.

Атомные электростанции

В атомной электростанции (АЭС) атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, так же, как и на обычных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию, рис. 2.13.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения мощностью 5 Мвт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955 г., Женева).

В 1958 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт (полная проектная мощность 600 МВт). В том же году развернулось строительство Белоярской АЭС, а 26 апреля 1964 г. генератор 1-й очереди (блок мощностью 100 МВт) выдал ток в Свердловскую энергосистему, 2-й блок мощностью 200 МВт был сдан в эксплуатацию в октябре 1967 г.

В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном топливе (U233, U235, Pu239). В остальном атомные электростанции остаются тепловыми электростанциями, работающими по циклу преобразования жидкости в пар и наоборот.

Использование атомного топлива очень экономично, так как при делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22500 кВт×ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива. То есть из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при сжигании примерно 3000 т каменного угля.

Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 2.13. Тепло выделяется в активной зоне реактора, теплоносителем вбирается водой (теплоносителем 1-го контура), которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор), где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе и образовавшийся пар поступает в турбину.


Рис. 2.13. Технологические схемы АЭС:

а – одноконтурная, б – двухконтурная, в – трехконтурная

 

В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создается тот или иной термодинамический цикл АЭС.

На АЭС с тепловым реактором, который охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенным начальным давлением и температурой. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур - пароводяной. При реакторах с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева, рис. 2.13. В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сгорания.

При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается и топливо выгорает. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку.

К реактору и обслуживающим его системам относятся: собственно реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляции контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы спец. вентиляции, аварийного расхолаживания и др.

В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах топливо, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в спец. трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы применяются в России (Сибирская, Белоярская АЭС и др.).

Краткое описание основных типов конструкций энергетических атомных реакторов:

1) легководный, или корпусной, реактор - использует в качестве замедлителя и теплоносителя обычную воду. В России это реакторы типа ВВЭР-1000 (водо-водяной энеpгетический pеактоp), в странах Запада - BWR (кипящий водяной реактор) и PWR (реактор с водой под давлением);

2) уранграфитовый реактор канального типа - бескоpпусной реактор с графитовым замедлителем, теплоноситель – вода, тепловыделяющие элементы расположены в вертикальных каналах графитовой кладки. Реакторы такого типа мощностью 1000 МВт и более называются РБМК (реактор большой мощности канальный) или LWGR;

3) CANDU - тип теплового ядерного реактора, разработанного в Канаде и широко там применяемого. В нем используется естественный необогащенный уран и тяжелая вода в качестве замедлителя и теплоносителя;

4) газографитовый реактор - охлаждается газом (в основном гелием или CO2), в котором графит используется как замедлитель. Действующие установки имеются в США и Англии (тип - AGR);

5) реактор на быстрых нейтронах (БН) - ядерный реактор, в котором основное число делений вызвано быстрыми нейтронами. Не имеет замедлителя. В качестве теплоносителя используется жидкий металл (натрий). Действуют во Франции (FENIX), России и Казахстане (БН), а также в Японии (MONZU).

Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом накопленным опытом в реакторостроительстве, а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т.д. В России строят в основном графитоводные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графитогазовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, серпантиновый песок.

Оборудование реакторного контура обычно устанавливают в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются. За выполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит служба дозиметрического контроля.

При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания.

Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию машинного зала ТЭС.

Отличительная особенность большинства АЭС - использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабо перегретого. При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда применяют выносные сепараторы и промежуточные перегреватели пара.

АЭС являются наиболее современным видом электростанций и имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде.

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.