Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности

Содержание

Выбор измерительных трансформаторов напряженияВВЕДЕНИЕизмерительные трансформаторы тока и напряжения

  1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И АНАЛИЗ ЗАДАЧИ

Задание на разработку

  1. тип станции, ее установленная мощность и вид основного топлива;
  2. количество и тип турбин, устанавливаемых на станции;
  3. напряжения прилегающих сетей (напряжения, на которых выдается электрическая мощность станции);
  4. величина максимальной и минимальной активной мощности на шинах среднего или низшего напряжения станции;
  5. мощность и относительное сопротивление прилегающей системы;
  6. количество линий, связывающих распредустройство (РУ) высшего напряжения проектируемой станции с прилегающей системой, и их длина.

Таблица 1Задание на разработку

Проектируемая станция Система
Тип-мощность, МВт,топливо Турбиныстанции Напряжение, кВ Pmax/Pmin, МВт Sс, МВт xс*, о.е. lл, км тл, шт
ТЭЦ-460Уголь 2ПТ-80-1303Т-100-130 220 110 210/150 3000 1,2 75 3

Таблица 2Энергетические паровые турбины

Тип турбины Тип-размер Мощность, МВт Параметры пара Расход т/час Температура воды, ̊С
Pном Pmax Давление, кгс/см2 Температура, ̊С Пара Охл. воды Пит. Охл.
ПТ – конденсационные с производственным и теплофикационным отбором пара 2хПТ-80-130 80 110 130 565 470 8000 250 20
Т – конденсационные с теплофикационным отбором пара 3хТ-100-130 100 130 130 565 485 16000 230 20

напряжения выдачи мощности и величина мощностипроп

    1. Выбор генераторов

Таблица 3Генераторы

Тип Pн, МВт Uн, кВ Iн, кА cosφн Индуктивное сопротивление, о.е. Ifн, А η, % Схема, число выводов Sнг, МВА
xd xdˊ xdˊˊ
ТВФ-110-2УЗ 110 10,5 7,56 0,8 2,04 0,271 0,189 1740 98,4 YY-9 137,50

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности

  1. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СТАНЦИИ

Исходные данныеТабл. № 4.
Параметр Значение
Тип проектируемой станции ТЭЦ с одинаковыми блоками
Число генераторов 5
Номинальная мощность генераторов, МВт 110
cosФ генераторов 0,8
Наибольшая величина генераторного напряжения, кВ 10,5
Величина напряжения на средней стороне ТЭЦ, кВ 110
Величина напряжения на высокой стороне ТЭЦ, кВ 220
Величина нагрузки собственных нужд ТЭЦ, о.е. 0,14
Величина мощности, выдаваемой ТЭЦ на среднемнапряжении в минимальном режиме, МВт 150
Величина мощности, выдаваемой ТЭЦ на среднемнапряжении в максимальном режиме, МВт 210
Величина времени максимальных потерь, ч 2100
Длительность простоя блочного тр-раиз-за планового ремонта за год, ч 870
Длительность простоя автотрансформатора связи из-за ремонта за год, ч 50
Число автотрансформаторов связи 2
Выключатели между генератором и повышающим трансформатором Да
Отчисления на амортизацию иобслуживание электротехнического оборудованияустановленного на ВН ТЭЦ, о.е. 0,084
СН ТЭЦ, о.е. 0,094
НН ТЭЦ, о.е. 0,094
Стоимость потерь 1 кВт*ч электроэнергии в стали, руб/кВт*ч 1,025
Стоимость потерь 1 кВт*ч электроэнергии в меди, руб/кВт*ч 1,025
Текущая ставка дисконтирования, о.е. 0,125
Средний срок службы оборудования, лет 25
Число отходящих линий на среднем напряжении 6
Число отходящих линий на высоком напряжении 3
Тип выключателей на генераторном напряжении Элегазовые
Тип выключателей на повышенных напряжениях Элегазовые
Тепловая схема ТЭЦ С поперечными связями по пару
Число рабочих трансформаторов собственных нужд 5
Тип схемы РУ на СН ТЭЦ 2сш с обх.
Тип схемы РУ на ВН ТЭЦ 2сш с обх.

Результаты выбораТабл. № 3.

  1                  

а) Источники питания и выбор напряжения для установок собственных нужд

Собственные нужды тепловых электростанций являются ответственной частью их. Поэтому от правильного выбора источников питания, напряжения и схемы питания с. н. во многом зависит надежность работы механизмов с. н. и всей станции в целом. В настоящее время установки с. н. питаются, как правило, от основных генераторов станции, так как этот способ питания по сравнению с применявшимся ранее (питание от специального турбогенератора с. н.) значительно проще, дешевле и достаточно надежен. Многолетний опыт эксплуатации электростанций подтвердил целесообразность применения такого способа питания с. н., и поэтому на всех электростанциях Советского Союза питание с. н. выполняют исключительно от основных генераторов.
Так как на станциях устанавливаются двигатели мощностью от долей до нескольких тысяч киловатт, то естественно, что для питания крупных двигателей в целях экономии цветного металла в распределительной сети и снижения токов к. з. следует применять по возможности более высокое напряжение.

Учитывая это и типы выпускаемых отечественной промышленностью двигателей, на станциях для питания с. н. применяют два напряжения: для крупных двигателей мощностью 200 кВт и выше, как правило, напряжение 6 кВ, а для остальных — 0,4 кВ. Соответственно сооружаются два распределительных устройства (РУ), с. н. высшего и низшего напряжения. Напряжение 3 кВ для крупных двигателей допускается при расширении станций с имеющимся напряжением 3 кВ . На электростанциях с генераторным напряжением 10 кВ и выше с. н. питаются от трансформаторов с. н. При генераторном напряжении 6 кВ и ниже с. н. питаются от шин генераторного напряжения через реактированные кабельные линии.

Схема водоснабжения ХЦ

Вода для ХЦ подаётся в основном от схемы ГВС – после встроенных пучков ТГ-3,4 (поэтому не рекомендуется поднимать температуру после встроенных пучков выше 30°С т.к. снижение температуры до 30°С связано с особенностями гидравлики трубопроводов).

Подача воды в ХЦ возможна также от насосов охлаждения подшипников и насосов сырой воды 0,4 кВ ТО (НСВ 0,4 кв)  с подогревом в подогревателе сырой воды (ПСВ-2), либо за счёт подмеса осветленной воды с горячей стороны водоводяных теплообменников.

Отличия принципиальной схемы от развернутой, можно узнать посмотрев, как выглядит развернутая схема тепловой электростанции.

(Visited 44 891 times, 36 visits today)

Котлоагрегаты

На ТЭЦ установлено 6 котлов, отличающиеся конструктивно, по производительности, температуре и  давлению пара.

Все котлы барабанные с естественной циркуляцией, П-образной компоновки (К-1,2 двухбарабанные), работают на 2-х видах топлива: газ — мазут. Количество горелок: К-1,2 – 4 газовых горелки +  4 мазутных форсунки; К-3 – 2 газовых горелки + 2 мазутных форсунки; К-4,5,6 – 8 газовых горелок + 8 мазутных форсунок. На котлах 1 очереди имеется стеклянный регенеративный воздухоподогреватель. Для поддержания горения на котлах установлено по 2 дутьевых вентилятора (ДВ), дымовые газы удаляются дымососами (Д). Для уменьшения в отработанных газах содержания NOХ, а также режима горения при работе на мазуте, на котлах установлены дымососы рециркуляции дымовых газов (ВГД, ДРГ).

При растопке котлов пар отводится по растопочному паропроводу через растопочное РОУ (1 очереди РОУ 100/1,5 – используется на подогрев сетевой воды в ОБ-3,6; на 2 очереди РОУ 140/16/3,5 – используется на подогрев подпиточной воды в ПГВС-3 ТГ-3,4 и ДГВС).

Принципиально все котлы работают по следующей схеме: от питательного узла вода поступает в экономайзер котла (при этом на К-1,2 вода частично проходит через поверхностный пароохладитель; на К-1,2,3,4,5,6 вода предварительно проходит через конденсаторы впрыска) где вода нагревается дымовыми газами до температуры близкой к температуре насыщения в барабане котла, далее вода поступает в водяной объём чистого отсека барабана котла; из барабана котла вода идёт по опускным труба к нижним коллекторам откуда по экранным трубам (экранные трубы от нижних коллекторов поднимаются до барабана котла образуя топочную камеру) в которых за счёт тепла горящего факела происходит частичное парообразование; в барабане котла происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду; вода циркулирует далее по контуру водоопускные трубы – экраны – барабан, а пар идет в пароперегреватель котла (часть пара идет на конденсаторы впрыска где он конденструется); после пароперегревателя котла пар поступает в паросборную камеру и далее по трубопроводу в главный паропровод.

На котлах установлены несколько ступеней пароперегревателя. Для регулирования температуры перегретого пара в определённых точках схемы котла производится охлаждение пара  для изменения его температуры (2 ступени пароохлаждения по тракту котла). На К-1,2 1 ступень пароохлаждения – поверхностный пароохладитель, через который проходит вода после питательного узла; на 2 ступень пароохлаждения идет собственный конденсат), полученный в конденсаторах впрыска, возможна подача питательной воды. На К-3 на обоих ступенях пароохлаждение производится за счёт впрыска собственный конденсат. На К-4,5,6 на 1 ступень пароохлаждения идёт питательная вода, на 2 ступень идёт собственный конденсат.

Назначение. Область использования

1.1. Пункт коммерческого учёта электроэнергии типа ПКУ предназначен для измерения и учёта активной и реактивной энергии прямого и обратного направления в цепях переменного тока напряжением 6 кВ или 10 кВ, частотой 50 Гц; а так же для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных и вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

1.2. Согласно ПУЭ, коммерческий учёт электроэнергии должен осуществляться на границе балансовой принадлежности между различными субъектами рынка.

Возможны три наиболее вероятных варианта установки ПКУ.

  • Первый вариант использования ПКУ — когда граница балансовой принадлежности проходит по стороне 6(10)кВ (скорее всего это будет первая опора от фидера на отпайке). Показательным примером является требование установки ПКУ при строительстве новых котеджных посёлков, небольших предприятий и т. п. В таких случаях установка ПКУ включена в Технические условия, которые выдают сетевые организации на подключение. Также, ПКУ может быть установлен на уже существующую отпайку, где граница балансовой принадлежности проходит по высокой стороне, но из-за отсутствия устройств такого типа, коммерческий учёт ведётся по стороне 0,4кВ, что приводит к необходимости расчётов потерь в линиях и трансформаторных подстанциях от стороны 0,4 до границы балансовой принадлежности.
  • Второй вариант установки ПКУ — на том же месте (на отпайке), но когда граница балансовой принадлежности проходит по стороне 0,4 кВ. Целью данной установки является борьба с хищениями электроэнергии, которые по различным оценкам составляют порядка 30–40% коммерческих потерь электроэнергии. В данном случае установка ПКУ возможна только с согласия абонента, так как он имеет полное право не согласиться проводить коммерческие расчёты за границей балансовой принадлежности. Но, как показывает практика, при использовании подобных пунктов учёта у представителей энергосистем не возникает больших проблем с подписанием договоров о введении высоковольтного учёта. В случае отказа абонента о введении высоковольтного учёта, ПКУ может быть использован сетевой организацией в качестве контролирующего средства учёта. В описанных выше двух случаях положительный эффект от использования ПКУ также проявляется в уменьшении количества обслуживаемых счётчиков с нескольких десятков до одного и, как следствие, уменьшения количества персонала, занятого в периодическом осмотре счётчиков, а также уменьшения расстояний на которые необходимо передвигаться контроллёру.
  • Третий вариант установки ПКУ — на границе балансовой принадлежности между сетями различных форм собственников. Например: между сетями сетевой компании и ж/д. сетями, сетями сетевой компании и сетями нефтяников и газовиков, сетями сетевой компании и муниципальными сетями и т. д. Также ПКУ может быть востребован при взаимоотношениях между абонентами и субабонентами сети.

Главные паропроводы ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ подключено к главным паропроводам. На 1 и 2 очередях свой паропровод. Паропроводы 1 и 2 очереди отличаются параметрами пара. На 1 очереди параметры пара: давление 90 атм, температура 500°С. На 2 очереди параметры пара: давление 130 атм, температура 550 °С.

Паропроводы секционными задвижками разделяется на обособленные участки. Главные паропроводы 1 и 2 очередей связаны между собой посредством РОУ 140/100, в котором происходит понижение параметров пара 2 очереди до параметров пара 1 очереди. Это позволяет работу турбин 1 очереди от котлов 2 очереди. К главному паропроводу 1 очереди подключены РОУ 100/40 1,2,3), обеспечивающие снабжение паром ЛМЗ, а также РОУ 100/13 № 1,2 обеспечивающие паром собственные нужды станции. Схема ТЭЦ выполнена с поперечными связями.

б) Двойная система сборных шин

Учитывая особенности электроприемников I, II категории и схемы электроснабжения (отсутствие резерва по сети), для главного распределительного устройства ТЭЦ (ГРУ) возможно применение двойной системы сборных шин (рис. 5-4). В этой схеме каждый элемент присоединяется к сборным шинам через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин. На рис. 5-4 схема изображена в рабочем состоянии: генераторы Г1 и Г2 присоединены на первую систему шин, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи T1 и Т2. Рабочая система шин секционирована выключателем ВС и реактором PC, назначение которых такое же, как и в схеме с одиночной системой шин. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями ШСВ1, ШСВ2, которые в нормальном режиме отключены.Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности Рис. 5-4. Схема с двумя системами шин.

При ревизии одной из секций все присоединения ее переводятся на резервную систему шин 2СШ без перерыва работы станции. Порядок операций при переводе с одной системы шин на другую:

  1. Включить шиносоединительный выключатель с минимальной выдержкой времени релейной защиты на нем.

Если резервная система шин неисправна, то выключатель отключится и дальнейшие операции по переводу прекращаются. Если резервная система шин исправна, то выключатель останется включенным. Во избежание ложного отключения ШСВ при переводе присоединений с его цепей управления снимают оперативный ток.

  1. Включить разъединители всех источников и линий данной секции к резервной системе шин.

Эта операция вполне допустима, так как при включенном шиносоединительном выключателе ножи и контакты разъединителей находятся под одинаковым потенциалом.

  1. Отключить разъединители от рабочей системы шин.
  2. После проверки полного перевода всех линий, источников, трансформаторов связи отключить шиносоединительный выключатель и его разъединители со стороны выводимой в ревизию секции.

Как видно из описания, при большом числе присоединений к шинам ГРУ требуется производство многочисленных операций с разъединителями в необесточенных цепях. При к. з. на одной из секций отключаются выключатели источника питания, трансформатора связи и секционный. Потребители, присоединенные к данной секции, лишаются энергии на время перевода на резервную систему шин. Однако недоотпуск электроэнергии в рассматриваемой схеме будет значительно меньше, чем при такой же аварии в схеме с одной системой шин.
Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следует отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ. Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка приводят к возможности ошибочных отключений тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий в схемах с двумя системами шин больше, чем в схемах с одной системой шин. Групповые реакторы линий в схеме (рис. 5-4) позволяют упростить конструкцию ГРУ благодаря применению ячеек комплектного распределительного устройства в цепях отходящих линий.

в) Особенности схем электрических соединений ТЭЦ и мощных ГРЭС

Теплоэлектроцентрали, как правило, сооружаются в городах, рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях, т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6— 10 кВт, от которых отходят линии для питания местных потребителей, т. е. промышленных предприятий и городских  трансформаторных пунктов (ТП). С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд. 

При наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи, сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи (ВЛ). В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности (например, при авариях и плановых ремонтах генераторов) последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи. Мощные ГРЭС сооружаются по возможности в местах добычи топлива, вдали от непосредственных потребителей электроэнергии. Поэтому на ГРЭС вся вырабатываемая электроэнергия отдается в сеть энергосистемы на повышенном напряжении 220—500 кВ. Для этого основные агрегаты таких станций — генератор и трансформатор — соединяют непосредственно в блок, в связи с чем на ГРЭС не сооружаются распределительные устройства генераторного напряжения. Блок образует своего рода спаренный агрегат, причем раздельная работа генератора и трансформатора, входящих в блок, как правило, не предусматривается.
Для питания собственных нужд ГРЭС выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Если на крупной ГРЭС с небольшим числом мощных агрегатов не предусматривается распределение электроэнергии на повышенном напряжении, то распределительного устройства на этом напряжении можно не сооружать и линии электропередачи могут непосредственно отходить от повышающих трансформаторов для связи с энергосистемой, образуя блок генератор— трансформатор— линия. Этим достигается значительная экономия средств и большая надежность работы станции.
На новейших ГРЭС большой мощности применяют сквозной блок по тепловой и электрической части: котлоагрегат—турбина, генератор—трансформатор с отпайкой на собственные нужды. При сквозном блоке образуется последовательный поток энергии от топливного склада до энергосистемы, при этом каждый блок можно рассматривать как отдельную, автономную электростанцию. Компоновка оборудования по такой схеме позволяет значительно сократить коммуникации между всеми элементами блока, что дает значительную экономию средств и материалов, увеличивает надежность работы, а также упрощает и удешевляет эксплуатацию электростанции. Более подробно об электрических аппаратах и схемах электрических соединений будет рассказано в гл. 4 и 5.

  • Назад
  • Вперёд

Типы тепловых электростанций

Типы тепловых электростанций — важный вопрос. Ответ на него расскажет, каким образом появляется необходимая энергия. Сегодня постепенно вносятся серьезные изменения, где главным источником энергетики окажутся альтернативные виды, но пока их применение остается нецелесообразным.

  1. Конденсационные (КЭС);
  2. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);
  3. Государственные районные электростанции (ГРЭС).

Электростанция ТЭС потребует подробного описания. Виды различны, поэтому только рассмотрение объяснит, почему осуществляется строительство такого масштаба.

Конденсационные (КЭС)

Виды тепловых электростанций начинаются с конденсационных. Такие ТЭЦ применяются исключительно для выработки электроэнергии. Чаще всего она аккумулируется, сразу не распространяясь. Конденсационный метод обеспечивает максимальный КПД, поэтому подобные принципы считаются оптимальными. Сегодня во всех странах выделяют отдельных объекты крупного масштаба, обеспечивающие обширные регионы.

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощностиПостепенно появляются атомные установки, заменяющие традиционное топливо. Только замена остается дорогостоящим и длительным процессом, так как работа на органическом топливе отличается от иных способов. Причем отключение ни одной станции невозможно, ведь в таких ситуациях целые области остаются без ценной электроэнергии.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

ТЭЦ используются сразу для нескольких целей. В первую очередь они используются для получения ценной электроэнергии, но сжигание топлива также остается полезным для выработки тепла. За счет этого теплофикационные электростанции продолжают применяться на практике.

Государственные районные электростанции

Общие сведения о современных тепловых электростанциях не отмечают ГРЭС. Постепенно они остаются на заднем плане, теряя свою актуальность. Хотя государственные районные электростанции остаются полезными с точки зрения объемов выработки энергии.

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощностиРазные виды тепловых электростанций дают поддержку обширным регионам, но все равно их мощность недостаточна. Во времена СССР осуществлялись крупномасштабные проекты, которые сейчас закрываются. Причиной стало нецелесообразное использование топлива. Хотя их замена остается проблематичной, так как преимущества и недостатки современных ТЭС в первую очередь отмечают большие объемы энергии.

Какие электростанции являются тепловыми? Их принцип построен на сжигании топлива. Они остаются незаменимыми, хотя активно ведутся подсчеты по равнозначной замене. Тепловые электростанции преимущества и недостатки продолжают подтверждать на практике. Из-за чего их работа остается необходимой.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Условные обозначения

  • БА ГВС (баки-аккумуляторы ГВС) – для сглаживания неравномерности расхода подпиточной воды.
  • БГВС (ПГВС) (бойлер, подогреватель горячего водоснабжения) – для подогрева подпиточной (осветлённой) воды.
  • БЗК (бак запаса конденсата) – для запаса обессоленной воды и сглаживания неравномерности в потреблении обессоленной воды.
  • БНТ (бак нижних точек) – бак для организованного сбора протечек обессоленной воды в турбинном отделении КТЦ.
  • БУ (бойлерная установка) – группа ОБ.
  • Водо-водяные теплообменники – для подогрева осветлённой воды.
  • Г – генератор
  • Дренажный бак – для сбора дренажей оборудования ТЭЦ.
  • Дренажный насос – для перекачки воды из дренажных баков в схему ТЭЦ.
  • ЗПН (зимний подпиточный насос) – для подачи подпиточной воды в обратные магистрали теплосети.
  • К – котёл
  • КН (конденсатный насос) – для откачки конденсата из теплообменных аппаратов.
  • Конденсатор – для конденсации обработанного в турбине пара.
  • ЛПН (летний подпиточный насос) — для подачи подпиточной воды при работе по однотрубной схеме теплосети (летний период).
  • НБЗК (насос БЗК) – для перекачки обессоленной воды в схему ТЭЦ.
  • НБНТ (насос баков нижних точек) – для перекачки воды из БНТ в схему ТЭЦ.
  • НОВ ГВС – для перекачки воды после мехфильтров ХЦ в схему ТО КТЦ).
  • НППВ (насос перекачки питательной воды) – для возврата конденсата с I очереди в деаэраторы II оч.
  • НСВ ГВС (насос сырой воды ГВС) – для подачи циркуляционной воды в схему подготовки подпиточной во-ды.
  • ОБ (основной бойлер) – для подогрева сетевой воды на I очереди.
  • ПВД (подогреватель высокого давления) – для подогрева питательной воды паром нерегулируемых отборов турбины.
  • ПВК (пиковый водогрейный котёл) для подогрева сетевой воды
  • Перекачивающий насос – для перекачки обессоленной воды из деаэраторов 1,2 ата I очереди в деаэраторы 6 ата.
  • ПНД (подогреватель низкого давления) – для подогрева основного конденсата паром нерегулируемых отборов турбины.
  • ПОВ (подогреватель обессоленной воды) – для подогрева обессоленной воды.
  • Подпорный насос – для подачи сетевой воды через СПГ на всас СН II очереди.
  • ПСВ (подогреватель сырой воды) – для подогрева сырой воды подаваемой на обессоливающую установку ХЦ.
  • ПЭН (питательный электронасос) – предназначен для обеспечения котлов питательной водой.
  • РД (регулятор давления) – для поддержания заданного значения давления.
  • РОУ (редукционная охладительная установка) – для снижения параметров пара по давлению и температуре.
  • Сливной насос – для перекачки конденсата греющего пара из ПНД в линию основного конденсата турбины.
  • СН (сетевой насос) – для подачи сетевой воды в город.
  • СПГ (сетевой подогреватель горизонтальный) – для подогрева сетевой воды на II очереди.
  • ТГ – турбогенератор
  • Эжектор – для удаления неконденсирующихся газов из теплообменных аппаратов.

О том какие вещи нужно продумывать при составлении ПТС — читайте в статье Что важно при разработке принципиальной тепловой схемы электростанции?

Подключение трехфазного счетчика полукосвенного включения

Данные приборы включаются в сеть через трансформаторы тока, благодаря чему появляется возможность использовать их в сетях с довольно высокими мощностями (до 60кВт). Используя такой способ учета, для определения расхода нужно разность показаний умножать на установленный коэффициент трансформации.

Существует несколько разновидностей подключения счетчиков полукосвенного подключения.

1 Подключение трансформаторов тока «звездой»

Процесс подключения проводов имеет вид:

  • контакты 3, 6, 9, 10 – замыкаются и подключаются к нулевому проводу;
  • контакты И2 – замыкаются, подключаются к клемме 11;
  • 1 – к И1 фазы А;
  • 4 – к И1 фазы В;
  • 7 – к И1 фазы С;
  • 2 – к Л1 фазы А;
  • 5 – к Л1 фазы В;
  • 8 – к Л1 фазы С.

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности
Рисунок — Схема подключения «звездой»

Десятипроводная схема включения счетчика

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности
10-ти проводная схема Эта схема характеризуется улучшенной электробезопасностью, ввиду изоляции друг от друга цепей тока и напряжения.

Принцип работы

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком – они родные сестры. «Чистая» теплоэлектростанция – ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности

Теплоэлектроцентраль – ТЭЦ — разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд.

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух — окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Схема электрических соединений ТЭЦ средней мощности

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление – попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее — в деаэратор. Там вода освобождается от газов – кислорода и СО2, которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел.

Популярные статьи  Симисторы: принцип работы, проверка и включение, схемы
Оцените статью
Добавить комментарии

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: