Технология производства электроэнергии на гидравлических и гидроаккумулирующих электростанциях

Доля ГЭС по мощности электростанций России составляет около 20%.

Крупнейшие ГЭС и ГАЭС России перечислены в табл. 3.3 в порядке убывания установленной мощности.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) являются промышленными установками для аккумулирования электроэнергии. За счет этого сглаживаются графики нагрузки.

Верхний бассейн ГАЭС заполняется водой из нижнего бассейна в часы минимума нагрузки энергосистемы (ночью). Источником энергии, требуемой для подъёма воды, является энергосистема. В этом случае насос-турбина работает в режиме насоса, а двигатель-генератор – в режиме двигателя, который потребляет электроэнергию от сети. В период минимума нагрузок электроэнергия является наиболее дешёвой.

И наоборот, в часы максимума нагрузки энергосистемы (днём) ГАЭС работает как обычная ГЭС. Вода поступает обратно в нижний бьеф. При этом насос-турбина работает в режиме турбины, а двигатель-генератор – в режиме генератора, который выдаёт электроэнергию в сеть.

Таблица 3.3. Крупнейшие ГЭС и АЭС России

ГЭС (ГАЭС)	Река	ОЭС	Тип ГЭС	Мощность, МВт
Саяно-Шушенская¹	Енисей	Сибирь	плотинная	10х640 = 6400
Красноярская	Енисей	Сибирь	плотинная	12х500 = 6000
Братская	Ангара	Сибирь	плотинная	18х250 = 4500
Усть-Илимская	Ангара	Сибирь	плотинно-деривационная	16х240 = 3840
Богучанская²	Ангара	Сибирь	плотинная	3000
Волжская	Волга	Юг	русловая	22х115 = 2530
Жигулёвская	Волга	Средняя Волга	плотинно-русловая	16х115 + + 4х120 = = 2320
Бурейская	Бурея	Восток	плотинная	6х335 = 2010
Чебоксарская	Волга	Средняя Волга	русловая	1400
Саратовская	Волга	Средняя Волга	плотинно-русловая	1360
Зейская	Зея	Восток	плотинная	1330
Нижнекамская	Кама	Средняя Волга	плотинно-русловая	1250
Загорская³	Кунья	Центр	–	1200/1320
Ленинградская³	Шапша	Северо-Запад	–	1560/1760
Воткинская	Кама	Урал	плотинно-русловая	1020
Чиркейская	Сулак	Юг	плотинно-деривационная	1000

Примечания:

1) до аварии 17.08.2009;

2) на стадии строительства;

3) ГАЭС.

С точки зрения энергетического баланса ГАЭС является затратным энергообъектом: потребление электроэнергии из энергосистемы происходит в бóльших объёмах, чем выработка. С точки зрения экономических соображений ГАЭС является прибыльной за счёт разницы цен в дневной и ночной периоды.

Наиболее целесообразной схемой для ГАЭС является двухмашинный обратимый агрегат, состоящий из насос-турбины и синхронного двигателя-генератора [1].

При определении экономичности производства электроэнергии в схемах ГАЭС необходимо учитывать насосный и генераторный режимы, а также, за счет какого источника (АЭС или КЭС) осуществляется насосный режим.

Гидроэлектростанции характеризуются более простым технологическим циклом производства электроэнергии. Вода, находящаяся в верхнем бьефе, поступает на лопасти турбины, которые приходят во вращение. Механическая энергия, таким образом, передается на гидрогенератор, который вырабатывает электроэнергию.

Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от принципа использования гидроресурсов.

1. Русловые и приплотинные ГЭС. Напор воды в них создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающей уровень воды в ней на необходимую отметку. Такие гидроэлектростанции строят на многоводных равнинных реках, а также на горных реках, в местах с узким руслом.

2. Плотинные ГЭС. Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС.

3. Деривационные ГЭС. Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС.

Основное электрооборудование электростанций

Синхронные турбо- и гидрогенераторы

Основным элементом электрической части электростанции является синхронный генератор (СГ) переменного тока с трехфазной обмоткой на статоре. В генераторе происходит преобразование механической энергии вращения турбины в электроэнергию. Синхронный генератор является источником как активной (Р, МВт), так и реактивной (Q, Мвар) мощности.

Рассмотрим вкратце принцип действия синхронного генератора вне зависимости от типа турбины.

Структурно СГ состоит из двух основных элементов:

1) неподвижный статор, в котором уложена трёхфазная обмотка переменного тока;

2) вращающийся ротор, в котором уложена обмотка возбуждения постоянного тока.

Обмотка статора подобна неподвижной рамке. Ротор подобен магниту, который вращается внутри рамки. Магнитные свойства ротор приобретает за счёт того, что по его обмотке пропускается постоянный ток. Этот ток подаётся от системы возбуждения. Магнитное поле ротора пронизывает рамку, причем магнитный поток изменяется во времени, так как ротор вращается. Следовательно, по закону электромагнитной индукции Фарадея в рамке создаётся ЭДС. При включении генератора в сеть, то есть при замыкании обмотки статора на некоторую электрическую нагрузку, в этой обмотке будет протекать переменный ток. При этом статор также приобретёт магнитные свойства.

Обмотка статора – трехфазная. Это значит, что в статоре помещены по сути три разные обмотки, уложенные под углом 120° друг к другу. Поэтому протекающие по ним токи тоже являются трехфазными. В этом случае электромагнитное поле статора будет вращаться, причем с той же частотой, что и ротор. Именно поэтому генератор называют синхронным.

Взаимодействие магнитных полей ротора и статора создает электромагнитный момент, направленный в генераторном режиме электрической машины навстречу механическому моменту, созданному паровой, газовой или гидравлической турбиной. В случае равенства этих двух моментов ротор генератора будет вращаться с постоянной скоростью, обеспечивая стабильную частоту ЭДС обмотки статора, совпадающей с частотой напряжения сети. Частота вращения ротора (n, об/мин) связана с частотой синусоидального тока (f, Гц) по формуле:

n = 60f/p,

где р – число пар полюсов ротора.

Минимальное число пар полюсов р = 1, а значит максимальная частота вращения при f = 50 Гц составляет:

n = 60∙50/1 = 3000 об/мин.

При увеличении числа полюсов частота вращения будет снижаться.

Выше изложен общий принцип действия любого синхронного генератора. Рассмотрим далее особенности исполнения и эксплуатации турбо- и гидрогенераторов.

Турбогенераторы применяются на ТЭС и АЭС. В случае ТЭС и АЭС с установками ПТУ на одном валу с ротором генератора вращается паровая турбина, в случае ТЭС с установками ГТУ – газовая турбина. Ось вращения турбогенератора горизонтальная.

Ротор турбогенератора вращается, как правило, с частотой 3000 об/мин (при одной паре полюсов) или реже с частотой 1500 об/мин (при двух парах полюсов). Быстроходность турбогенератора определяет его конструктивные особенности.

Ротор турбогенератора выполняют цельным, в виде стального цилиндра, который называют «бочка ротора». Снаружи этого цилиндра фрезеруют пазы, в которые укладывают обмотку постоянного тока.

При частоте вращения 3000 об/мин длина ротора может достигать 8 м, диаметр – 1,25 м. Максимальная длина определяется прочностью стали на изгиб. Максимальный диаметр ограничен скоростью вращения ротора. При большем диаметре центробежные силы становятся настолько велики, что приводят к пластической деформации стали ротора. Предельные размеры ротора турбогенератора ограничиваются возможностями современной металлургии.

Статор набирают из многочисленных достаточно тонких (толщиной около 0,5 мм) стальных пластин. Их форма позволяет укладывать в образовавшиеся пазы обмотку статора. Между статором и ротором обеспечивается небольшой зазор порядка нескольких см. Чем меньше зазор, тем лучше взаимодействуют магнитные поля ротора и статора, с другой стороны – тем сложнее предотвратить задевание подвижных частей о неподвижные.

Для крупных турбогенераторов характерным является следующий ряд напряжений: 6,3; 10,5; 15,75; 18; 20; 24 кВ. Только отдельные машины с водо-маслянной системой охлаждения, которые выпускает Новосибирский электротехнический завод, типа ТВМ-500УЗ, выполняются на номинальное напряжение 36,75 кВ. Напряжение U_н = 27 кВ вместо U_н = 24 кВ предполагается ввести для мощных блоков с реакторами ВВЭР-1200. Номинальные активные мощности в настоящее время достигают максимальной величины Р_н = 1200 МВт.

Параметры турбогенераторов приведены в справочнике [1] (табл. 2.1 на стр. 76).

Далее рассмотрим гидрогенераторы и сравним их с турбогенераторами.

Гидрогенераторы применяются на ГЭС и ГАЭС. Обычно ось вращения гидрогенератора, в отличие от турбогенераторов, вертикальная. Это обусловлено конструктивными особенностями гидротурбин. Из этого правила существуют исключения – например, гидрогенератор капсульного типа.

Гидрогенераторы являются тихоходными машинами. Частота их вращения не превышает, как правило, 600 об/мин. Это обстоятельство определяет конструктивные особенности гидрогенераторов.

Ротор гидрогенератора, в отличие от турбогенератора, выполняют не цельным, а в виде колеса с ободом и спицами. Снаружи этого колеса крепят обмотку постоянного тока ротора.

Диаметр ротора гидрогенератора может достигать 20 м при высоте 5 м. Большой диаметр ротора определяется следующим. Чем меньше скорость вращения ротора, тем больше требуется создать полюсов, чтобы получить частоту 50 Гц. Для возможности размещения большого количества полюсов требуется определённая длина внешней окружности ротора. Так, например, гидрогенераторы Красноярской ГЭС имеют частоту вращения n = 93,8 об/мин, что соответствует числу пар полюсов р = 60∙50/93,8 = 32 или числу полюсов 64. Чтобы разместить такое количество полюсов на ободе, диаметр ротора пришлось принять 16 м.

Статоры мощных гидрогенераторов настолько велики в диаметре, что доставляются на сооружаемую ГЭС не полностью, а в виде отдельных секторов.

Для крупных гидрогенераторов характерным является следующий ряд напряжений: 6,3; 10,5; 13,8; 15,75 кВ. Отдельные машины выполняются на номинальные напряжения 14,4 и 16,5 кВ. Номинальные активные мощности в настоящее время достигают максимальной величины Р_н = 640 МВт (агрегаты Саяно-Шушенской ГЭС). Планируется создание гидроагрегатов единичной мощностью Р_н = 1000 МВт. Параметры гидрогенераторов приведены в справочнике [1] (табл. 2.2 на стр. 82).

Весьма важной является задача охлаждения генераторов. Во время работы по обмоткам статора и ротора проходят токи, вызывающие их нагрев. Под влиянием этих же токов в генераторе возникает магнитный поток, приводящий к нагреву статора и ротора. Одновременно нагреваются конструктивные части машины – вал, подшипники, подпятники и т. д. Нагрев является главной причиной ускоренного старения изоляции. Для отвода теплоты в статоре и роторе предусматривают вентиляционные каналы и специальные устройства (вентиляторы на валу машины, насосы для подачи охлаждающей жидкости). Охлаждение генераторов может быть воздушным, водородным, водяным, масляным).

По способу отвода тепла различают косвенное и непосредственное охлаждение.

При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, встроенных в торцы ротора, подаётся внутрь генератора и прогоняется через зазор между статором и ротором и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток, а выделяемое ими тепло предаётся газу через изоляцию.

При непосредственном – охлаждающее вещество (газ или жидкость) пропускается через специальные внутренние каналы полых проводников и соприкасается с ними непосредственно, минуя изоляцию и сталь зубцов.

Воздушная косвенная система охлаждения применяется для турбогенераторов сравнительно малой мощности и большинство гидрогенераторов. Нагретый в генераторе воздух выбрасывается в воздухоохладитель, а затем поступает обратно в генератор. Обычно применяют замкнутую систему циркуляции, когда один и тот же воздуха проходит через генератор.

Водород обладает более высокими охлаждающими свойствами, чем воздух. Его коэффициент теплопроводности в 7,2 раза выше, а плотность в 14 раз меньше, чем у воздуха, что значительно снижает вентиляционные потери. Изоляция в среде водорода не окисляется, поэтому повышается её срок службы. Водород не поддерживает горения, поэтому при внутренних повреждениях в машине вероятность пожара меньше, чем при воздушном охлаждении. С другой стороны при определённых пропорциях смесь водорода и кислорода становится взрывоопасной. Чтобы исключить опасность образования гремучей смеси, давление водорода в корпусе генератора должно быть несколько выше атмосферного давления окружающего воздуха. Для исключения утечек водорода из корпуса генератора применяются масляные уплотнения между подвижными и неподвижными частями. Для исключения образования гремучей смеси при ремонтах водород сначала вытесняют из корпуса генератора инертным газом (углекислым или азотом), а затем данный газ вытесняется воздухом. Заполнение корпуса водородом производится в обратном порядке.

Ещё более эффективным агентом для охлаждения генераторов является вода, теплоотдача которой превышает в 40-50 раз теплоотдачу воздуха. Дистиллированная вода поступает в полые медные проводники обмоток. Водяное охлаждение обычно комбинируется с водородным, но существует и чисто водяная система охлаждения, получившая название «три воды». В этой системе водой охлаждаются обмотки статора и ротора, а также магнитопровод.

Использование масла кроме задач охлаждения позволяет сэкономить на изоляции обмотки статора – то есть применить сравнительно дешёвую и надёжную бумажно-масляную изоляцию кабельного типа. За счёт этого можно применять более высокое номинальное напряжение генератора. Так, например, генератор ТВМ-500 спроектирован на повышенное напряжение 36,75 кВ, в то время, как у обычных генераторов такой же мощности используется напряжение 20 кВ. Такое увеличение номинального напряжения позволило почти в два раза уменьшить ток статора и соответственно облегчить токоведущие части. Однако из-за сложностей в эксплуатации масляная система охлаждения большого распространения не получила.

Для турбогенераторов применяют все виды охлаждения. Воздушная система охлаждения турбогенераторов имеет ограничения. Это связано с тем, что гладкий сплошной цилиндр ротора охлаждается только со стороны воздушного зазора.

Гидрогенераторы из-за больших объёмов и трудностей герметизации их корпуса выполняют обычно с воздушным охлаждением. Также выбору воздуха в качестве охладителя способствует тот факт, что гидрогенераторы имеют бóльшую поверхность охлаждения, чем турбогенераторы, из-за большого диаметра ротора. Но при больших мощностях (более 250 МВт), например на генераторах Красноярской ГЭС (агрегаты 500 МВт) применяют водяное охлаждение обмотки статора и воздушное охлаждение сердечника и обмотки ротора.

Синхронные компенсаторы

Синхронные компенсаторы (СК) предназначены для компенсации дефицита и избытков реактивной мощности, что позволяет стабилизировать напряжение в энергосистеме. Синхронные компенсаторы устанавливаются в тех точках энергосистемы, где график нагрузки меняется в широких пределах, в связи с чем существенно изменяется баланс реактивной мощности. Как правило, это подстанции 330-500 кВ, где СК присоединяется к шинам низшего напряжения 10-20 кВ.

Синхронный компенсатор, по сути, представляет собой синхронный электродвигатель без нагрузки на валу, то есть работающего в режиме холостого хода. СК потребляет из сети небольшую активную мощность для покрытия потерь на вентиляцию и трение. Выдачей и потреблением реактивной мощности управляют изменением тока возбуждения. Недовозбужденный СК потребляет реактивную мощность, перевозбужденный – вырабатывает.

Параметры синхронных компенсаторов приведены в справочнике [1] (табл. 2.3 на стр. 104).

Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 576; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 131415 16 17 18 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!