Энергетика Кыргызстана
Рассмотрение основных типов гидроэнергетических установок. Гидроэлектростанции и их энергетическое оборудование. Данные Таш-Кумырской ГЭС: установленная мощность, выработка электроэнергии. Схемы распределительных устройств электростанций и подстанций.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.02.2013 |
| Размер файла | 1,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Типы гидроэнергетических установок
2. Гидроэлектростанции и их энергетическое оборудование
3. Гидротехнические сооружения ГЭС
4. Данные гидроэлектростанций нижнего каскада
5. Электрическая схема предприятия
6. Энергетика Кыргызстана
7. Главные схемы распределительных устройств электростанций и подстанций
Литература
Введение
Потребление энергии является обязательным условием существования человечества. Наличие доступной для потребления энергии всегда было необходимо для удовлетворения потребностей человека, увеличения продолжительности и улучшения условий его жизни.
История цивилизации -- история изобретения все новых и новых методов преобразования энергии, освоения ее новых источников и в конечном итоге увеличения энергопотребления.
Первый скачок в росте энергопотребления произошел, когда человек научился добывать огонь и использовать его для приготовления пищи и обогрева своих жилищ. Источниками энергии в этот период служили дрова и мускульная сила человека. Следующий важный этап связан с изобретением колеса, созданием разнообразных орудий труда, развитием кузнечного производства. К XV в. средневековый человек, используя рабочий скот, энергию воды и ветра, дрова и небольшое количество угля, уже потреблял приблизительно в 10 раз больше, чем первобытный человек. Особенно заметное увеличение мирового потребления энергии произошло за последние 200 лет, прошедшие с начала индустриальной эпохи, -- оно возросло в 30 раз и достигло в 2001 г. 14,3 Гт у.т/год. Человек индустриального общества потребляет в 100 раз больше энергии, чем первобытный человек, и живет в 4 раза дольше.
В современном мире энергетика является основой развития базовых отраслей промышленности, определяющих прогресс общественного производства. Во всех промышленно развитых странах темпы развития энергетики опережали темпы развития других отраслей.
Энергетика Кыргызстана.
История энергетики Кыргызстана берет свое начало с дореволюционного периода. Первые наибольшие электростанции проявились в 1913- 1914г.г. в городах Оше, Бишкеке, Караколе и на угольном руднике Кызыл- Кия. Их общая мощность составляла 165кВт. После революции перед молодой республикой стала задача экономического возрождения отсталого и разрушенного войной народного хозяйства, что можно было сделать только путем развития электрификации страны.21-февраля 1920г. президиум ВСНХ утвердил государственную комиссию по составлению плана электрификации России (ГОЭЛРО).
В составе комиссии была создана специальная Туркестанская группа. Учитывая наличие в Средней Азии огромных запасов водной энергии, комиссия ГОЭЛРО признала ее основным источникам электроэнергии в совокупности с целями эрегации. Определяя перспективы развития энергетики Кыргызстана, комиссия ГОЭЛРО предусмотрела создание здесь своей энергетической базы, путем строительства ряда гидроэлектростанций на реках Нарын, Сох и Атбашинском канале.
Первой электростанцией построенном в Кыргызстане при Советской власти, стала Сулюктинская, в веденная в эксплуатацию в 1920г. на столице было установлено несколько паровых машин и локомобилей, общей мощностью 193,4 л.с. и два генератора мощностью 76 кВт.
К 1928 году в Кыргызстане действовало 12 электростанцией, в основном тепловых общей мощностью 541 кВт, большая часть из которых приходилось на электростанции промышленных предприятий.
Первой среди гидростанций в 1928 г. была построена Малая Аламединская ГЭС мощностью 410кВт.
Всего за первую пятилетку в Кыргызстане было построено 27 больших и малых электростанций. Общая мощность всех электрических станций в 1932 составляла 3,3 тыс. кВт на которых была выработано 31,6 млн. кВт.ч. электроэнергии.
В декабре 1942г вступил в строй первый агрегат ТЭЦ №1 в г. Фрунзе мощностью 1000кВт, в 1943г. на БЧК завершено строительства Лебединовской ГЭС мощностью 4200 кВт.
В 1962 году в ведена на полную мощность Уч- Курганская ГЭС. Выработка электрической энергии в 1965г достигла 2311 млн. кВт.ч, установленная мощность 759,7 тыс. кВт.
Начато строительства Токтогульской ГЭС мощность 1200тыс. кВт. С 1975г по 1977г в ведены в работу все ГАТГЭС.
В 1976г. начато строительства Курп- Сайской ГЭС, мощностью 800 тыс.кВт, а в 1981г был пущен первый агрегат, в этом же году началось строительство Таш- Кумырской ГЭС, мощностью 450 тыс. кВт.
4-ноября 1982года на Курп- Сайской ГЭС в веден в работу последний четвертый ГА.
В 1986г параллельно с Таш- Кумырской ГЭС началось строительство Шамалды- Сайской ГЭС мощностью 240тыс.кВт.
В 1985г на Таш- Кумырской ГЭС пущен первый ГА, а в августе 1987г последние третий генератор, в это же время развернулись работы по строительству Камбар- Атинских ГЭС.
Общая мощность всех электрический станций энергосистемы к 1990году достигла 3387,27 тыс.кВт. на которых было выработано 13154,2млн. кВт.ч. электрической энергии.
С 1992г по 1995г пущены все три ГА на Шамалды- Сайской ГЭС. Продолжаются работы по подъему напоры и выводу на проектную мощность строящихся ГЭС. В состав сооружений гидроузла входят водохранилище, плотина, здание ГЭС руслового типа с данными водосбросами под монтажной площадкой и с корпусом управления, сооружения по пропуску строительных и эксплуатационных расходов, электрическая распредустройства.
Водохранилище ГЭС суточного регулирования с полным объемом воды- 39,3млн.м?, полезным-5,7млн.м?. отметка нормального подборного уровня -572м, минимального 569,5м, для пуска первого агрегата-556,5м.
Плотина ГЭС выполнена из местных грунтовых материалов высотой 37м, обеспечивает максимальный напор- 31м, минимальный-25м, расчетный по мощности- 26м, средне- взвешенный - 29м, пусковой- 12м.
Здание ГЭС входит в состав напорной части плотины, примыкает к правому берегу река и имеет в плане размеры 84x23м.
Подводная часть здания выполнена в виде единого блока размерами 63x76x37м.
В здании ГЭС установлены три гидроагрегата по 80МВт. каждый. Турбины поворотно-лопастные, генераторы вертикальные.
Выдачи мощности осуществляется через повысительные трансформаторы на подстанцию "Кристалл", расположенную на правом берегу реки Нарын, на расстоянии одного километра от створа ГЭС.
1. Типы гидроэнергетических установок
Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) предназначена для преобразования механической энергии водного потока в электрическую энергию или, наоборот, электрическая энергия преобразуется в механическую энергию воды. Гидроэнергетическая установка состоит из гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. Различают следующие основные типы гидроэнергетических установок: гидроэлектростанции (ГЭС); насосные станции (НС);гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС); комбинированные электростанции ГЭС--ГАЭС; приливные электростанции (ПЭС).
Гидроэлектростанция -- это предприятие, на котором гидравлическая энергия преобразуется в электрическую.сновными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование (рис. 1). В случае потребности строятся водосбросные и судоходные сооружения, водозаборы для систем орошения и водоснабжения, рыбопропускные сооружения и т.п Вода под действием тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидроагрегат. В турбине гидравлическая энергия преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реке каскадов ГЭС. В Кыргызстане построены и успешно эксплуатируются каскады ГЭС.
Различают три основные схемы использования водной энергии:
плотинная, при которой напор создается плотиной;
деривационная, напор создается преимущественно с помощью деривации, выполняемой в виде канала, туннеля или трубопровода;
плотинно-деривационная, в которой напор создается плотиной и деривацией.
Плотинная схема использования водной энергии обычно выполняется при больших расходах воды и малых уклонах ее свободной поверхности. Посредством плотины подпирается река и создается напор воды Н0. Подпор воды от плотины распространяется вверх по реке. Разность уровней воды в верховье водохранилища и у плотины равна Н0 + Дh. Общее падение уровня реки на участке равно Н. Часть общего падения уровня реки ?h будет потеряна при движении воды в верхнем бьефе. Сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, будет равен H0 = Н - Дh. Плотинная схема в зависимости от напора может быть русловой и приплотинной.
Русловой называется такая гидроэлектростанция, в которой здание ГЭС входит в состав напорного фронта. В этом случае здание ГЭС воспринимает полное давление воды со стороны верхнего бьефа. Русловая ГЭС строится при сравнительно небольших напорах. Водохранилищем называется искусственный водоем, образующийся перед плотиной. Основное отличие водохранилища от естественного водоема (озера, пруда) заключается в его возможности регулирования (перераспределения) речного стока и уровневого режима.
Регулирование стока -- это процесс перераспределения его водохранилищем в соответствии с требованиями водохозяйственного комплекса (энергетика, водоснабжение, орошение, судоходство, борьба с наводнениями, рыбное хозяйство и т.п.). Речной сток аккумулируется в водохранилище в периоды, когда естественная приточность воды превышает потребности в ней, и расходуется в периоды, когда потребность в воде превышает приточность.
Период аккумуляции речного стока называется наполнением водохранилища, а период отдачи наполненной воды -- сработкой водохранилища.
Нормальным подпорным уровнем (НПУ) называется максимальный уровень воды, при котором ГЭС и все сооружения гидроузла могут работать сколь угодно длительно. Объем водохранилища при отметке НПУ называется полным объемом. Минимальный уровень водохранилища, до которого возможна его сработка при нормальной эксплуатации, называется уровнем мертвого объема (УМО). Ниже этого уровня возможна лишь аварийная сработка водохранилища.
Объем воды между НПУ и УМО называется полезным, так как этот объем используется при регулировании стока в нормальных условиях эксплуатации.
Объем воды, находящийся ниже УМО, называется мертвым, так как он не используется в нормальных условиях эксплуатации.
При прохождении расхода очень редкой повторяемости (катастрофический паводок), существенно превышающего пропускную способность ГЭС и водосбросных сооружений, уровень воды в водохранилище повышается выше НПУ.
Максимально возможный уровень воды в водохранилище по условиям надежности сооружений называется форсированным подпорным уровнем (ФПУ). Объем водохранилища между отметками ФПУ и НПУ называется резервным.
Он используется только для трансформации (срезки) половодий редкой повторяемости. Резервный объем должен быть сработан до НПУ сразу же по прошествии половодья.
На рис. 17.6 представлены статические характеристики водохранилища, показывающие зависимость отметок уровня водохранилища (верхнего бьефа) от объема Zв.б(V) и площади зеркала Zв.б(F) водохранилища.
Рассмотрим характеристики нижнего бьефа, которые представлены на рис. 17.7. Уровень воды в нижнем бьефе ГЭС определяется расходом, который пропускается в нижний бьеф через турбины, водосбросы или шлюзы гидроузла -- Zн.б(Qн.б). Зимой кривая связи уровней воды и расходов нижнего бьефа будет располагаться выше вследствие уменьшения живого сечения нижнего бьефа за счет льда.
Эти статические характеристики бьефов используются в водно-энергетических расчетах. Учет неустановившегося движения в бьефах и приточности в водохранилище требует достаточно сложных гидроэнергетических расчетов, которые реализуются на ЭВМ.
Различают основные и специальные виды регулирования стока.
К основным видам регулирования стока относят: суточное, недельное, годичное и многолетнее.
Суточное регулирование предназначено для обеспечения неравномерного расхода воды через агрегаты ГЭС в соответствии с требованиями суточных колебаний нагрузки энергосистемы при сравнительно постоянном в течение суток притоке воды. При суточном регулировании цикл регулирования составляет одни сутки и к концу цикла уровень воды в верхнем бьефе возвращается к исходному положению -- УМО. Уровень воды в нижнем бьефе будет соответствовать поступающему расходу в нижний бьеф. Благодаря суточному регулированию в часы малой нагрузки ГЭС в верхнем бьефе запасается избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки он срабатывается. Если объем водохранилища достаточен для аккумулирования всего избыточного притока, то этот весь приток используется для увеличения мощности ГЭС по сравнению с мощностью ГЭС при только естественном притоке.
Суточное регулирование позволяет повысить участие ГЭС в покрытии пиков нагрузки и обеспечить более целесообразный равномерный режим работы тепловых и атомных электростанций.
Следует отметить, что режим работы ГЭС с увеличенной мощностью не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Наоборот, если бы ГЭС работала без регулирования на естественном стоке, ее выработка была бы больше.
На режим суточного регулирования ГЭС иногда накладываются ограничения неэнергетических участников комплексного гидроузла (судоходство, рыбное хозяйство, водозабор в нижнем бьефе и т.п.).
Недельное регулирование обеспечивает неравное потребление воды агрегатами ГЭС в течение недели в соответствии с требованием недельных колебаний нагрузки энергосистемы. В выходные дни нагрузка в энергосистеме падает. В этот период ГЭС может снизить свою мощность, а получающийся избыток воды аккумулируется в водохранилище. В рабочие дни ГЭС может увеличить мощность за счет сработки запасенных в водохранилище объемов воды.
При недельном регулировании режим работы ГЭС с увеличенной мощностью, как правило, не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Выработка электроэнергии может увеличиться только в случае сокращения холостых сбросов воды за счет емкости водохранилища. На режим недельного регулирования ГЭС могут также накладываться ограничения неэнергетических участников водохозяйственного комплекса.
Годичное регулирование позволяет перераспределять сток воды в течение года в соответствии с потребностями энергосистемы и водопотребителей. Цикл регулирования равен 1 году. В многоводные периоды водохранилище наполняется, а в маловодные -- срабатывается. Для проведения годичного регулирования требуется объем водохранилища, составляющий 5--10 % среднегодового стока при частичном (сезонном) и 40--60 % при полном годичном регулировании.
Водохранилище годичного регулирования позволяет осуществлять суточное и недельное регулирование.
Многолетнее регулирование предназначено для увеличения расхода ГЭС и выработки электроэнергии в маловодные годы за счет стока многоводных лет. При многолетнем регулировании водохранилище наполняется в течение ряда многоводных лет и срабатывается в течение маловодного периода.
Особенностью многолетнего регулирования является непостоянство длительности цикла регулирования. При многолетнем регулировании возможно увеличить гарантированную мощность ГЭС и выработку электроэнергии за счет сокращения или ликвидации холостых сбросов воды.
Рассмотрим некоторые специальные виды регулирования.
Компенсирующее регулирование производится верховым водохранилищем каскада ГЭС, чтобы компенсировать неравномерность притока с промежуточного водосбора между створами водохранилища и ГЭС. Возможно производить компенсирующее регулирование ГЭС, расположенных на разных водотоках, но объединенных единой энергетической системой. Например, водохранилище Токтогульской ГЭС производит компенсирующее регулирование выработки энергии ГЭС Нарынского каскада.
Контррегулирование, или перерегулирование, расходов воды, поступающей от выше расположенной ГЭС. Например, ниже по течению за Саяно-Шушенской ГЭС построено контррегулирующее водохранилище Майнской ГЭС, которое выравнивает расходы воды, поступающей от Саяно-Шушенской ГЭС.
Трансформация паводков и половодий производится водохранилищем с целью задержки пиковой части паводка и уменьшения наводнения на реке ниже водохранилища.
Аварийное использование водохранилища ГЭС предусматривает его сработку при аварии в электроэнергетической системе. В этом случае ГЭС принимает на себя дополнительную нагрузку до ликвидации аварии. После ликвидации аварии в энергосистеме сработанный объем восстанавливается за счет снижения нагрузки ГЭС или за счет ближайшего по времени паводка.
В практике проектирования и эксплуатации ГЭС расчеты годичного и многолетнего стоков производятся, как правило, по диспетчерским графикам, представляющим собой зависимость расхода воды от отметки верхнего бьефа (или объема воды в водохранилище) и времени.
2. Гидроэлектростанции и их энергетическое оборудование
Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и генераторы.
Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движущейся воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины разделяют на два класса: активные и реактивные. Общий вид рабочих колес гидротурбин представлен на рис. 3
Активные гидротурбины используют только кинетическую энергию потока. Наиболее распространенными активными гидротурбинами являются ковшовые .
Реактивные гидротурбины используют и потенциальную энергию. К реактивным гидротурбинам относятся: пропеллерные (рис. 17.8, б), поворотно-лопастные (рис. 17.8, в), диагональные (рис. 17.8, г), радиально-осевые (рис. 17.8, д).
Каждая система гидротурбины оптимально работает при определенном напоре.
Электрическая часть ГЭС и ГАЭС состоит из электрических машин (соединенных с гидромашинами), трансформаторов и распределительных устройств. Основным элементом электрической части являются электрические синхронные машины переменного тока, работающие на:
ГЭС -- в режимах генератора, синхронного компенсатора и вращающегося резерва;
ГАЭС -- в режимах генератора, электродвигателя, синхронного компенсатора и вращающегося резерва.
Гидрогенераторы подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные синхронные генераторы ГЭС выполняются: подвесного типа, зонтичного типа с опорой на нижнюю крестовину или зонтичного типа с опорой на крышку турбины
В энергосистеме ГЭС обычно используется для выработки электроэнергии, покрытия графика нагрузки, особенно его пиковой части, регулирования частоты электрического тока в системе, в качестве резерва и для выработки реактивной мощности в режиме синхронного компенсатора.
Режим работы ГЭС в энергосистеме зависит от расхода воды, напора, объема водохранилища, потребностей энергосистемы, ограничений по верхнему и нижнему бьефу.
Агрегаты ГЭС по техническим условиям могут быстро включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Причем включение и выключение агрегатов, регулирование нагрузки могут происходить автоматически при изменении частоты электрического тока в энергосистеме. Для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется всего 1--2 мин.
Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной величиной, а изменяется в зависимости от объема стока, поступающего в водохранилище, степени его регулирования и условий эксплуатации ГЭС. При годичном регулировании годовая выработка электроэнергии ГЭС, как правило, существенно колеблется в основном за счет энергоотдачи в паводковый период.
При многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам бывает незначительной.
Среднемноголетняя выработка электроэнергии Э является важной характеристикой, используемой при определении технико-экономических показателей ГЭС.
Для оценки работы ГЭС в энергосистеме служит условное число часов использования установленной мощности в году Ту представляющее собой отношение.
Для остропиковых ГЭС Ту 2000 ч, а для ГЭС, работающих в полупиковом режиме, Ту возрастает до 4000 ч. Если ГЭС предназначается для базисной работы, то Ту составляет обычно 6000--6500 ч. Теоретическим пределом является Ту = 8760 ч.
Эксплуатационный персонал на ГЭС существенно меньше, чем на тепловой или атомной электростанции аналогичной мощности.
Себестоимость выработки электроэнергии на ГЭС обычно в 6--8 раз ниже, чем на ТЭС или АЭС.
3. Гидротехнические сооружения ГЭС
При создании водохранилища ГЭС плотины являются основными гидротехническими сооружениями и входят в состав напорного фронта. Существуют две группы плотин: бетонные (железобетонные) и грунтовые.
Бетонные плотины подразделяются на гравитационные, контрфорсные и арочные.
Гравитационная плотина является массивной, ее устойчивость обеспечивается собственным весом (гравитацией).
Плотина, не допускающая перелив воды через гребень , называется глухой.
Плотина, выполненная с поверхностным водосливом или заглубленными отверстиями для пропуска воды , называется водосливной.
Контрфорсная плотина выполняется в виде вертикальных железобетонных ребер (контрфорсов), на которые со стороны верхнего бьефа наклонно укладываются железобетонные плиты, воспринимающие давление воды. Контрфорсы соединяются между собой балками жесткости . В узких ущельях на скальном основании возводят арочные плотины . Арочная плотина, выполненная в виде свода, воспринимает давление воды и передает часть нагрузки на скальные берега и скальное основание.
Плотины из грунтовых материалов разделяются на земляные и каменные. Земляные плотины по виду возведения могут быть насыпные и намывные. Каменные плотины подразделяются на каменно-набросные и каменной кладки.
На деривационных ГЭС в качестве подводящей или отводящей деривации используются гидротехнические сооружения: туннели, каналы или трубопроводы.
4. Данные гидроэлектростанций нижнего каскада
1. Таш-Кумырская ГЭС - Проект станции выполнен САО " Гидропроект ". Строительные работы ведет АО "Нарынгидроэнергострой ".
Таш-Кумырская ГЭС возведена на р. Нарын в 18,5 км ниже Курпсайского гидроузла в устье р. Кара-Суу, створ гидроузла располагается в узкой горной долине, где ширина русла составляет 50-80 м.
В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, глубинный и поверхностный водосбросы, три турбинных водовода, здание ГЭС и открытое распредустройство 220 кВ.
Выдача мощности в энергосистему осуществляется по двум ЛЭП-220 через ОРУ-220 кВ, которое расположено на левом берегу реки.
Первый агрегат пущен в 1985 г.
Второй введен в 1986 г.
Третий в 1987 г.
Проектная установленная мощность ГЭС 450 МВт.
Единичная мощность агрегата 150 МВт
Среднемноголетняя выработка электроэнергии Таш.ГЭС-1555 млн.кВт*ч
Бетонная гравитационная плотина высотой - 75 м.
Длина плотины по гребню - 336,5 м.
Полный объем водохранилища - 140 млн. м3
Полезный объем - 10 млн. м3
Расчетная сейсмичность - 9 б.
Расчетный напор гидротурбин - 53 м.
Турбина - РО-75-В-620
Гидрогенератор - СВ-1260/185-60 УХЛ4
Трансформатор ТЦ-200000/220
Паспортные данные гидротурбин ПС ГЭС.
гидроэнергетический электроэнергия подстанция мощность
|
Гидротурбина ГЭС |
ТашГЭС |
ШГЭС |
Уч-КГЭС |
|
|
Завод изготовитель |
Харьковский турбинный завод |
Сызраньский турб-остроительный завод |
Ленинградский металлический завод |
|
|
Тип |
РО 75/3123-В-620 ТУ 10В-1110-82 |
ПЛ 40/587а-Б-680 |
ГА-1,2,3ПЛ 577-ВБ-500ГА4ПЛ 707-ВБ-500 |
|
|
Параметры |
||||
|
Расход воды ч/з турбину при расчетном напоре |
318 м3/с |
345 |
186 |
|
|
Напор расчетный |
53,0 м |
26,0 |
25,75 |
|
|
Полная длина проточного тракта гидроагрегата |
114 м |
- |
64,7 |
|
|
Средняя площадь поперечного сечения проточного тракта гидроагрегата |
45 м2 |
160 |
60 |
|
|
Регулятор скорости |
||||
|
Тип |
ЭГР-2И1-100-4 |
ЭГРК-2И-1-150-8 |
РК-150 |
|
|
Параметры |
||||
|
Величина зоны нечувствительности регулятора скорости iх |
0,01 % |
+/- 1 |
Не более 0,1 |
|
|
Статизм регулятора скорости турбины |
0-:-10% |
0-10 |
0-8 |
|
|
Эквивалентная постоянная времени регулятора |
Тп 0 - 15 секТр 0 - 50 сек |
0,2 |
0-30 |
|
|
Время открытия НА |
20-:-22 сек |
25 |
25 |
|
|
Время закрытия НА до зоны демпфер |
19-:-21 сек |
15 |
5. Электрическая схема предприятия
Схему электрических соединений ЭС и ПС можно разделить на две основные части -- главную схему электрических соединений и схему соединения собственных нужд.
Главная схема электрических соединений представляет собой совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии электропередачи), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. Схема электрических соединений собственных нужд (с.н.) есть не что иное, как главная схема электрических соединений, относящаяся к потребителям собственно ЭС (ПС).
Кроме указанных схем различают принципиальные, оперативные и монтажные схемы электрических соединений, а также схемы вторичных соединений.
К схемам вторичных соединений относятся электрические схемы цепей управления, релейной защиты и автоматики, контроля состояния оборудования, автоматизированной системы управления и т.п.
Принципиальные электрические схемы выполняются при проектировании, используются при обучении и анализе.
Оперативные схемы служат для отображения истинного состояния элементов схемы на текущий момент времени и используются оперативным персоналом в повседневной работе.
Монтажные схемы применяют при монтаже и наладке электрооборудования.
Главная, принципиальная и оперативная схемы изображаются в однолинейном исполнении, как правило, при отключенном положении всех элементов электроустановки (исключая оперативную схему). Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами Единой системы конструкторской документации (ЕСКД) в виде условных графических обозначений.
Основные требования, предъявляемые к схемам распределительных устройств электроустановок
К схемам электрических соединений электроустановок предъявляется целый комплекс требований, из которых можно выделить семь основных: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, технологическая гибкость, экологическая чистота, компактность и унифицированность.
По степени надежности главные схемы ЭС должны выбираться исходя из важности и значения электростанции в энергосистеме с точки зрения надежного электроснабжения потребителей электрической энергии. Выбранная схема, в частности, должна обеспечивать:
допустимую (минимальную) потерю генераторной мощности ЭС в расчетных аварийных режимах (например, при устойчивом коротком замыкании на одной из систем шин ВН или СН);
сохранение транзита системных связей через шины РУ при авариях на электростанции;
ликвидацию аварий в РУ по возможности только операциями с выключателями;
питание РУ с.н. от энергосистемы после полной остановки электростанции.
В зависимости от конкретных условий (например, при сооружении электростанций в зонах повышенной сейсмичности, вечной мерзлоты и др.) к надежности главных схем могут предъявляться и другие требования.
При выполнении схем ГРУ ТЭЦ и ПС должны учитываться требования, связанные с категорией потребителей по степени ответственности их электроснабжения.
В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) все потребители делятся на три категории:
I категория -- электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Такие потребители должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, иметь 100 %-ный резерв по питающим линиям электропередачи. Перерыв в электроснабжении таких потребителей допускается лишь на время автоматического ввода резервного питания (АВР), допустимого по условию самозапуска электродвигателей.
II категория -- электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Для таких потребителей допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. Питание таких потребителей допускается осуществлять через один силовой трансформатор (при наличии передвижного резерва) по одной линии электропередачи.
III категория -- все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий (например, электроприемники цехов несерийного производства, вспомогательных цехов, небольших поселков и т.п.). Для таких потребителей допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток.
Под экономичностью схемы подразумевается принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и ежегодных издержек на производство тепловой и электрической энергии при обеспечении требуемой степени надежности. Принятие того или иного уровня надежности схемы производится на основании сопоставления затрат на его обеспечение с экономическими потерями (ущербом), связанными с нарушением ее работоспособности.
Под удобством эксплуатации схемы понимаются надежность работы и простота ее исполнения, снижение вероятности ошибок обслуживающего персонала в процессе эксплуатации, минимизация количества коммутаций в первичных и вторичных цепях, уменьшение количества аварий из-за ошибок персонала и отказов электрооборудования во время производства оперативных переключений.
Под технологической гибкостью схемы понимается ее способность адаптироваться к изменяющимся условиям работы при плановых ремонтах, аварийно-восстановительных работах, расширении, реконструкции и испытаниях.
Под экологической чистотой схемы понимается степень воздействия электроустановки на окружающую среду (шум, электрические и магнитные поля, выбросы, отходы и т.п.) и на человека.
Компактность схемы подразумевает минимизацию площадей, занимаемых РУ [например, применение элегазового распределительного устройства (КРУЭ) в 10 раз и более уменьшает площадь отчуждаемых земель для его сооружения по сравнению с традиционным решением].
Унифицированность схемы есть не что иное, как использование типовых решений, позволяющих снизить материальные, трудовые и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию электроустановки.
6. Энергетика Кыргызстана
История энергетики Кыргызстана берет свое начало с дореволюционного периода. Первые наибольшие электростанции проявились в 1913- 1914г.г. в городах Оше, Бишкеке, Караколе и на угольном руднике Кызыл- Кия. Их общая мощность составляла 165кВт. После революции перед молодой республикой стала задача экономического возрождения отсталого и разрушенного войной народного хозяйства, что можно было сделать только путем развития электрификации страны.21-февраля 1920г. президиум ВСНХ утвердил государственную комиссию по составлению плана электрификации России (ГОЭЛРО).
В составе комиссии была создана специальная Туркестанская группа. Учитывая наличие в Средней Азии огромных запасов водной энергии, комиссия ГОЭЛРО признала ее основным источникам электроэнергии в совокупности с целями эрегации. Определяя перспективы развития энергетики Кыргызстана, комиссия ГОЭЛРО предусмотрела создание здесь своей энергетической базы, путем строительства ряда гидроэлектростанций на реках Нарын, Сох и Атбашинском канале.
Первой электростанцией построенном в Кыргызстане при Советской власти, стала Сулюктинская, в веденная в эксплуатацию в 1920г. на столице было установлено несколько паровых машин и локомобилей, общей мощностью 193,4 л.с. и два генератора мощностью 76 кВт.
К 1928 году в Кыргызстане действовало 12 электростанцией, в основном тепловых общей мощностью 541 кВт, большая часть из которых приходилось на электростанции промышленных предприятий.
Первой среди гидростанций в 1928 г. была построена Малая Аламединская ГЭС мощностью 410кВт.
Всего за первую пятилетку в Кыргызстане было построено 27 больших и малых электростанций. Общая мощность всех электрических станций в 1932 составляла 3,3 тыс. кВт на которых была выработано 31,6 млн. кВт.ч. электроэнергии.
В декабре 1942г вступил в строй первый агрегат ТЭЦ №1 в г. Фрунзе мощностью 1000кВт, в 1943г. на БЧК завершено строительства Лебединовской ГЭС мощностью 4200 кВт.
В 1962 году в ведена на полную мощность Уч- Курганская ГЭС. Выработка электрической энергии в 1965г достигла 2311 млн. кВт.ч, установленная мощность 759,7 тыс. кВт.
Начато строительства Токтогульской ГЭС мощность 1200тыс. кВт. С 1975г по 1977г в ведены в работу все ГАТГЭС.
В 1976г. начато строительства Курп- Сайской ГЭС, мощностью 800 тыс.кВт, а в 1981г был пущен первый агрегат, в этом же году началось строительство Таш- Кумырской ГЭС, мощностью 450 тыс. кВт.
4-ноября 1982года на Курп- Сайской ГЭС в веден в работу последний четвертый ГА.
В 1986г параллельно с Таш- Кумырской ГЭС началось строительство Шамалды- Сайской ГЭС мощностью 240тыс.кВт.
В 1985г на Таш- Кумырской ГЭС пущен первый ГА, а в августе 1987г последние третий генератор, в это же время развернулись работы по строительству Камбар- Атинских ГЭС.
Общая мощность всех электрический станций энергосистемы к 1990году достигла 3387,27 тыс.кВт. на которых было выработано 13154,2млн. кВт.ч. электрической энергии.
С 1992г по 1995г пущены все три ГА на Шамалды- Сайской ГЭС. Продолжаются работы по подъему напоры и выводу на проектную мощность строящихся ГЭС. В состав сооружений гидроузла входят водохранилище, плотина, здание ГЭС руслового типа с данными водосбросами под монтажной площадкой и с корпусом управления, сооружения по пропуску строительных и эксплуатационных расходов, электрическая распредустройства.
Водохранилище ГЭС суточного регулирования с полным объемом воды- 39,3млн.м?, полезным-5,7млн.м?. отметка нормального подборного уровня -572м, минимального 569,5м, для пуска первого агрегата-556,5м.
Плотина ГЭС выполнена из местных грунтовых материалов высотой 37м, обеспечивает максимальный напор- 31м, минимальный-25м, расчетный по мощности- 26м, средне- взвешенный - 29м, пусковой- 12м.
Здание ГЭС входит в состав напорной части плотины, примыкает к правому берегу река и имеет в плане размеры 84x23м.
Подводная часть здания выполнена в виде единого блока размерами 63x76x37м.
В здании ГЭС установлены три гидроагрегата по 80МВт. каждый. Турбины поворотно-лопастные, генераторы вертикальные.
Выдачи мощности осуществляется через повысительные трансформаторы на подстанцию "Кристалл", расположенную на правом берегу реки Нарын, на расстоянии одного километра от створа ГЭС.
7. Главные схемы распределительных устройств электростанций и подстанций
Схемой электрических соединений электроустановки называют чертеж, на котором в условных обозначениях показаны основные элементы (генераторы, трансформаторы, а также двигатели, отключающие аппараты, измерительные трансформаторы), соединенные в той же последовательности, как и в действительности.
Схемы выполняются в однолинейном и трехлинейном изображении. Для упрощения и наглядности чаще используют однолинейные схемы, где показывают соединения для одной фазы.
Схемы первичных цепей (главные схемы) показывают цепи, по которым электроэнергия передается от источников к потребителям.
Кроме электрооборудования первичных цепей на электростанциях и подстанциях применяют вспомогательное оборудование (измерительные приборы, устройства релейной защиты и автоматики), предназначенное для управления и контроля за работой первичного оборудования. Схемами вторичных цепей называют схемы соединения вторичного (вспомогательного оборудования). Все соединения во вторичных цепях выполняют изолированными проводами и контрольными кабелями.
При выборе главных схем распределительных устройств станций или подстанциий учитываются следующие факторы:
- значение и роль электростанции или подстанции в энергосистеме (электростанции - базисные или пиковые, приближенные к промышленным узлам или удаленные, связанные с другими электростанциями через шины высшего напряжения или среднего напряжения; подстанции - тупиковые, отпаечные, проходные или распределительные;
- категория потребителей по степени надежности электроснабжения;
- перспективы расширения;
- уровень токов короткого замыкания
Главные схемы электростанций должны удовлетворять основным требованиям:
- надежность, т.е. способность схемы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей, выдачу электроэнергии или транзит мощности при повреждениях оборудования;
- приспособленность к проведению ремонтов основного оборудования без ограничения электроснабжения потребителей;
- оперативная гибкость, т.е. приспособленность для проведения оперативных переключений минимальным числом операций за минимальное время и с минимальным риском;
- экономичность.
Структурные схемы (блок-схемы) электростанций и подстанций отражают связи генераторов и трансформаторов с распределительными устройствами (РУ) разного напряжения. Распределительное устройство представляет собой совокупность оборудования одного напряжения, соединенного по определенной схеме и воплощающее в натуре эту схему.
Виды главных схем
Одна рабочая система шин, секционированная выключателем
Такая схема применяется для РУ - 6,10, 35 кВ электростанций и подстанций. В нормальном режиме работы секционный выключатель (СВ) отключен. При исчезновении напряжения на одной секции СВ автоматически включается действием устройства АВР (автоматический ввод резерва). Секционный выключатель может быть включен оператором, если по какой-либо причине выводится из работы один ввод от источника. Схема позволяет при этом сохранить сохранить питание всех подключенных линий к потребителям. Так как потребители подключаются парными линиями к разным секциям, вывод в ремонт одной секции также не приводит к нарушению электроснабжения потребителей.
Блочные схемы
Блочные схемы (два блока линия-трансформатор с выключателями или отделителями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий)
применяются для распределительных устройств высшего напряжения тупиковых и отпаечных подстанций 35 - 220 кВ. Схемы с отделителями применяются для РУ 110 кВ, если мощность трансформаторов не превышает 25 МВА. Ток холостого хода таких трансформаторов невелик и при необходимости отключается отделителем. При большом токе холостого хода для отключения трансформатора пришлось бы обращаться на питающую электростанцию или подстанцию.
Ремонтная перемычка используется при выводе в ремонт одной из питающих линий. В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя. Если бы в перемычке был установлен только один разъединитель, его ремонт вызвал бы полное погашение подстанции.
Мостиковые схемы
Мостиковые схемы применяются для РУ высшего напряжения проходных (транзитных) подстанций 35 - 220 кВ. Существуют два варианта мостиковой схемы с выключателями в цепях трансформаторов (а,б) и мостиковая схема с отделителями в цепях трансформаторов (в), которая применяется для проходных подстанций 110 кВ с трансформаторами мощностью до 25 МВА.
В мостиковых схемах транзит мощности осуществляется через рабочую перемычку с выключателем. Ремонтная перемычка служит для сохранения транзита при выводе в ремонт выключателя рабочей перемычки.
В схеме а) транзит мощности прерывается, если происходит повреждение в трансформаторе. Иногда это необходимо и использование схемы обоснованно. В схеме б) при повреждении трансформатора отключается только ближайший к нему выключатель. Транзит мощности через рабочую перемычку сохраняется. Поэтому схема б) применяется в случаях, когда передача транзита через подстанцию имеет большое значение для энергосистемы.
Схема квадрата
Схема применяется для РУ высшего напряжения проходных подстанций 220 кВ кВ. В нормальном режиме работы включены все выключатели. Ремонт любого выключателя может быть осуществлен без нарушения транзита мощности через подстанцию и отключения трансформаторов. Повреждения трансформаторов и выключателей также не приведут к нарушению транзита. Поэтому схема используется при повышенных требованиях к надежности транзита.
Одна рабочая система шин с обходной
Схема является усовершенствованием схемы с одной системой шин добавлением к рабочей системе шин (РСШ) специальной обходной (ОСШ).
Схема применяется для РУ высшего напряжения распределительных подстанций 110 - 220 кВ. Обходная система шин используется при выводе в ремонт одного из выключателей присоединений без отключения линий к потребителям. Для этого включается обходной выключатель (ОВ), который заменяет ремонтируемый выключатель. В случае ремонта одной из секций рабочей системы шин неизбежно отключение подключенных к ней присоединений.
Две рабочие системы шин с обходной
Схема применяется для РУ высшего напряжения узловых подстанций и электростанций 110 - 220 кВ. При ремонте одной системы сборных шин присоединения переводятся на другую.
Шиносоединительный выключатель (ШСВ) в нормальном режиме работы может быть и включен и отключен. При переводе присоединений с одной системы шин на другую ШСВ должен находиться во включенном положении. Отдельные присоединения в нормальном режиме работы могут быть подключены к одной или обеим системам рабочей системы шин. Обходная система шин используется - как в предыдущей схеме - для ремонта выключателя одного из присоединений.
Для РУ генераторного напряжения электростанций (6, 10, 20 кВ) применяется схема с двумя рабочими системами сборных шин без обходной.
Схемы 3/2 и 4/3
Полуторная схема (а) или схема 3/2 применяется для РУ 330 - 500 кВ электростанций и подстанций. В данной схеме используется три выключателя на два присоединения. При этом ремонт любого выключателя и любой системы шин производится без отключения присоединений. Схема не требует установки ШСВ.
Схема 4/3 также применяется для РУ 330 - 500 кВ электростанций и подстанций. В ней четыре выключателя используются для подключения трех присоединений (б).
Трансформаторы
Для связи с энергосистемой и потребителями, а также для питания собственных потребителей станции (собственных нужд) на электрических станциях и подстанциях устанавливают повышающие и понижающие трансформаторы. В связи с тем что в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, количество трансформаторов и их мощность в несколько раз превышают число и установленную мощность генераторов. Следует заметить, что на каждый установленный киловатт генераторной мощности приходится 7--8 кВ · А трансформаторной мощности, а на вновь вводимый -- до 12--15 кВ · А.
На крупных электростанциях для связи двух высших напряжений, как правило, применяются автотрансформаторы, обладающие существенными технико-экономическими преимуществами в сравнении с обычными трансформаторами. Стоимость автотрансформатора, потери энергии при эксплуатации значительно ниже, чем у обычных трансформаторов той же мощности. На подстанциях 35--750 кВ энергосистем России работает около 2500 силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью более 570 тыс. MB · А, что почти втрое больше установленной мощности электростанций. Распределение трансформаторов и автотрансформаторов мощностью 120 MB · А и более по классам напряжения и их доля в общей мощности представлены в табл. 4.1.
Принцип работы и устройство трансформатора
В трансформаторе передача электрической энергии из первичной обмотки во вторичную осуществляется, как и во всех электрических машинах, посредством магнитного потока Ф, который является переменным, т.е. изменяющимся во времени. В основе работы трансформатора лежит явление электромагнитной индукции, в соответствии с которым значение электродвижущей силы (ЭДС), наведенной в контуре, пропорционально скорости изменения потока Ф, пронизывающего этот контур. Если в контуре имеется несколько последовательно соединенных витков w, то наведенная в катушке ЭДС будет в w раз больше. Принцип работы трансформатора рассмотрим на примере простейшего однофазного двухобмоточного трансформатора, электромагнитная система которого представлена на рис. 4.2.Трансформатор состоит из замкнутого магнитопровода 3 и двух обмоток с числом витков w1 и w2.
Обмотки трансформатора служат для создания магнитного поля, посредством которого осуществляется передача электрической энергии и обеспечивается наведение в обмотках ЭДС, требуемой по условиям эксплуатации. Обмотки выполняют из медных или алюминиевых изолированных проводов круглого или прямоугольного сечения. Обмотку w1 трансформатора, к которой подводится электрическая энергия (напряжение u1), называют первичной, а обмотку w2, от которой энергия отводится (напряжение u2), -- вторичной.
Магнитопровод трансформатора служит для усиления магнитной связи между обмотками и является конструктивным основанием (остовом) для установки и крепления обмоток, отводов и других деталей трансформатора
Магнитопровод набирают из изолированных листов специальной электротехнической стали с относительным содержанием кремния до 5 %. Толщину листов выбирают из условий получения приемлемого уровня потерь от индуктированных в них вихревых токов при заданной частоте питающего трансформатор источника переменного тока и технологических условий при производстве магнитопровода. При частоте 50 Гц в современных силовых трансформаторах толщина листов равна 0,27--0,35 мм.
Часть магнитопровода, на которой располагается обмотка, называют стержнем, а часть магнитопровода, замыкающая стержни, на которых не располагаются обмотки, называется ярмом.
Часть магнитопровода, на которой располагается обмотка, называют стержнем, а часть магнитопровода, замыкающая стержни, на которых не располагаются обмотки, называется ярмом.
Если первичную обмотку трансформатора при разомкнутой вторичной включить в сеть переменного тока с напряжением u1, то по ней потечет ток i1 = i0, называемый током холостого хода. Обусловленная током i0 магнитодвижущая сила (МДС) первичной обмотки i0w1 создает в магнитопроводе трансформатора
переменный магнитный поток Ф, который почти полностью, за исключением некоторого рассеяния, сцеплен со всеми витками первичной и вторичной обмоток. Магнитный поток Ф в соответствии с законом электромагнитной индукции наведет в первичной обмотке ЭДС самоиндукции e1, значение которой пропорционально числу витков w1, а во вторичной обмотке -- ЭДС e2, пропорциональную числу витков w2.
Отношение индуктированных в первичной и вторичной обмотках ЭДС, равное отношению чисел витков этих обмоток, называют коэффициентом трансформации K = el/e2 = wl/w2.
Таким образом, подбирая число витков обмоток, можно при заданном напряжении ul, которое примерно равно ЭДС el, получить требуемое выходное напряжение трансформатора u2 = e2.
Если ul > u2 (wl > w2), т.е. K > 1, трансформатор называют понижающим, а при ul < u2 (wl < w2) -- повышающим.
При обслуживании трансформаторов кроме схем соединения необходимо знать взаимное направление ЭДС в обмотках ВН и НН. Для характеристики сдвига фаз линейных ЭДС обмоток ВН и НН введено понятие группы соединения обмоток трансформатора.
Группа соединения обозначается целым числом, которое получено от деления на 30° угла сдвига между линейными ЭДС на одноименных выводах обмоток ВН и НН трансформатора, причем отсчет угла производится от вектора ЭДС обмотки ВН по направлению движения часовой стрелки.
В качестве обмоток высшего и низшего напряжения широко используются непрерывные катушечные обмотки ввиду их большой механической прочности и надежности
В тех случаях, когда затруднительно выполнить обмотку непрерывной (по условиям сборки или изоляции обмоток), применяется дисковая обмотка, собираемая из комплекта отдельно намотанных двойных катушек. Обмотку выполняют дисковой, если ее катушки имеют дополнительную изоляцию для всех витков катушки.
В трансформаторах классов напряжения 150 кВ и выше применяют переплетенные обмотки. Схема соединения витков переплетенной обмотки представлена на рис. 4.13. В процессе намотки обеспечивается переплетение витков соседних катушек, что приводит к равномерному емкостному распределению напряжения.
Соединение различных частей обмоток между собой, с вводами и переключателями называют отводами трансформатора.
При работе трансформатора, а также при испытаниях отдельные части (обмотки, отводы и др.) находятся под высоким напряжением относительно магнитопровода, бака, крышки и других заземленных частей. При этом должна быть обеспечена электрическая прочность всей конструкции трансформатора. Изоляционные детали выполняют из различных твердых электроизолирующих материалов -- электроизоляционного картона, бумаги, дерева и т.п. Кроме того, для изоляции большинства силовых трансформаторов используются жидкие электроизоляционные материалы, главным образом трансформаторное (минеральное) масло.
При эксплуатации трансформаторов возникает необходимость изменения их коэффициента трансформации -- регулирования напряжения, которое обеспечивается либо при отключенном от сети трансформаторе, осуществляемом переключателями без возбуждения (ПБВ) для подсоединения к различным отпайкам обмотки, либо регулированием под нагрузкой (РПН), которое осуществляется при помощи специальной аппаратуры, состоящей из переключателя (избирателя отпаек), контактора, приводного механизма и других элементов (для отсоединения и присоединения выбранной отпайки при номинальном токе обмотки). Устройство для регулирования напряжения представляет собой самостоятельный конструктивный узел, устанавливаемый на трансформаторе. Для присоединения обмоток к сети служат вводы, состоящие из токоведущей части, фарфоровой оболочки и опорного фланца. Вводы устанавливаются на крышке или стенке бака. При этом нижняя их часть находится внутри бака трансформатора в масле, а верхняя -- вне бака в воздухе.
...Подобные документы
Классификация и схемы подстанций предприятий. Схемы передачи и распределения электроэнергии. Конструкция трансформаторных подстанций и распределительных устройств. Понятие канализации электроэнергии. Схемы питания электроприёмников напряжением до 1000 В.
контрольная работа [637,8 K], добавлен 13.07.2013Расчет экономических показателей котельной. Установленная мощность котельной. Годовой отпуск тепла на котельной и годовая выработка тепла. Число часов использования установленной мощности котельной в году. Удельный расход топлива, электроэнергии, воды.
курсовая работа [128,8 K], добавлен 24.12.2011Электрические схемы распределительных устройств станций и подстанций. Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения. Распределительные устройства с одной и двумя системами сборных шин. Устройства, выполненные по схемам кольцевого типа.
презентация [372,2 K], добавлен 07.11.2013Разработка тупиковой подстанции 110/35/10 кВ. Структурная схема, выбор числа и мощности трансформаторов связи. Расчет количества линий. Варианты схем распределительных устройств, их технико-экономическое сравнение. Выбор схемы собственных нужд подстанции.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 04.09.2014Энергетическое значение и безопасность ПЭС как технологии преобразования энергии морских приливов в электрическую. Рассмотрение экологического и экономического эффекта эксплуатации приливных электростанций в рамках проекта "Малая Мезенская ПЭС".
презентация [1,0 M], добавлен 25.11.2011Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.
дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях. Виды регулирования напряжения в трансформаторах. Построение схем электрических соединений и конструкции распределительных устройств. Отличие турбогенератора от гидрогенератора.
контрольная работа [2,0 M], добавлен 08.01.2011Суть схемы внешнего электроснабжения. Составление структурной схемы выбранной тяговой подстанции. Особенность сопротивления линии электропередачи и силовых трансформаторов. Расчет трехфазных токов короткого замыкания на шинах распределительных устройств.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.05.2019Структурные схемы подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Расчет кабельной сети местной нагрузки и термической стойкости кабеля. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и распределительных устройств.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 19.01.2015Методика определения потенциальной мощности потока реки по месяцам. Расчет мощности МГЭС с учетом ограничений по сечению водовода и гидроагрегата. Порядок и основные этапы процесса вычисления годовой выработки электроэнергии малой гидроэлектростанции.
контрольная работа [182,3 K], добавлен 06.09.2011Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013Электроснабжение стационарных потребителей электроэнергии узла Февральск. Определение расчетных нагрузок главных понизительных подстанций. Расчет мощности трансформаторов. Выбор сечения проводников электрической сети. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [322,9 K], добавлен 08.11.2009Компоновка структурной схемы ТЭЦ. Выбор числа и мощности трансформаторов. Построение и выбор электрических схем распределительных устройств. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов, проводников и конструкции распределительных устройств.
курсовая работа [3,8 M], добавлен 08.02.2021Оценка стоимости конденсаторных установок и способы снижения потребления реактивной мощности. Преимущества применения единичной, групповой и централизованной компенсации. Расчет экономии электроэнергии и срока окупаемости конденсаторных установок.
реферат [69,8 K], добавлен 14.12.2012Составление баланса мощности в энергосистеме, определение мощности компенсирующих устройств каждой подстанции. Выбор напряжения, конструкции линий, подстанций, сопоставление и отбор наиболее оптимального варианта. Принципы регулирования напряжения.
дипломная работа [584,5 K], добавлен 04.07.2014Выбор числа, типа и номинальной мощности силовых трансформаторов для электрической подстанции. Выбор сечения питающих распределительных кабельных линий. Ограничение токов короткого замыкания. Выбор электрических схем распределительных устройств.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.06.2015Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010Структура потерь электроэнергии в электрических сетях. Технические потери электроэнергии. Методы расчета потерь электроэнергии для сетей. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Нормирование потерь электроэнергии.
дипломная работа [130,1 K], добавлен 05.04.2010Исследование истории тепловой энергетики. Характеристика основных этапов строительства Красноярской ГРЭС-2, расположенной в г. Зеленогорске. Установленная мощность станции, основное и резервное топливо. Выдающиеся руководители станции и их достижения.
реферат [29,2 K], добавлен 20.06.2012Разработка и расчет кабельной линии, составление схемы замещения для расчета токов короткого замыкания. Определение номинальной мощности и активного сопротивления трансформатора. Выбор комплектных трансформаторных подстанций, распределительных устройств.
курсовая работа [346,7 K], добавлен 26.04.2010
