Назначение и типы электростанций

15

Югорский государственный университет

НИЖНЕВАРТОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

филиал государственного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Югорский государственный университет»

Реферат

по дисциплине «Электроснабжение»

«Назначение и типы электростанций»

Нижневартовск 2008

Содержание

1. Электростанции

2. Тепловые электрические станции

3. Атомные электрические станции

4. Электрические станции с МГД-генераторами

5. Гидроэлектрические станции

1. Электростанции

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. Топливом для электрических станций служат природные богатства - уголь, торф, вода, ветер, солнце, атомная энергия и др.

Для приведения во вращение электрических генераторов используют первичные двигатели - паровые машины, двигатели внутреннего сгорания, газовые, тепло- и гидротурбины и др. В зависимости от вида энергии, потребляемой первичным двигателем, электрические станции могут быть разделены на следующие основные типы: тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные, а также маломощные электрические станции местного значения: ветряные, солнечные, геотермальные, морских приливов и отливов, дизельные и др.

Мощные электрические станции объединяют высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) в единую энергетическую систему. Такое объединение электрических станций повышает надежность электроснабжения потребителей и дает огромную экономию народному хозяйству за счет лучшего использования электрооборудования.

2. Тепловые электрические станции

Из общего количества вырабатываемой электрической энергии в СССР большая часть приходится на выработку электроэнергии тепловыми электростанциями.

Процесс получения электрической энергии на ТЭС заключается в последовательном преобразовании энергии сжигаемого топлива в тепловую энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат каменный уголь, торф, горючие сланцы, естественный газ, нефть, мазут, древесные отходы.

По характеру обслуживания тепловые электрические станции делят на районные (ГРЭС), конденсационные (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Районные электростанции (ГРЭС), снабжающие потребителей только электроэнергией и располагающиеся в районе энергетических запасов (угля, торфа, газа и т. д.).

Успешно работают мощные ГРЭС: Рефтинская мощностью 3,8 ГВт, Запорожская, Углегорская, Костромская мощностью по 3,6 ГВт и др. ТЭС единичной мощностью 4,0 и 6,4 ГВт сооружаются в районах Экибастузского (Экибастузские ГРЭС-1, ГРЭС-2) и Канско-Ачинского (Березовская ГРЭС-1) угольных бассейнов. Попутный газ Тюменских месторождений используется на Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2. Турбины ГРЭС обеспечивают конденсационный режим, при котором пар проходит последовательно через все ступени турбины, после чего конденсируется в конденсаторе; конденсационные, снабжающие потребителей только электроэнергией, по принципу работы соответствуют ГРЭС, но удалены от потребителей электроэнергии. Они передают вырабатываемую мощность на высоких и сверхвысоких напряжениях. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии;

теплоэлектроцентрали, снабжающие потребителей электрической и тепловой энергией, располагающиеся в районе их потребления. Они отличаются от ГРЭС и КЭС тем, что используют теплоту «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. ТЭС получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением теплоты и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии, вырабатываемой в СССР.

Рис. 1.1

Принципиальная схема ТЭЦ и системы теплофикации представлены на рис. 1.1. Твердое топливо, поступающее из топливного склада, с помощью транспортера попадает в топливный бункер, а затем дробильное устройство (шаровую мельницу). Пылевидное топливо пневмотранспортом вдувается к горелкам топки котла. При сгорании топлива выделяется газ с температурой 1200- 1600°С. Эти газы омывают трубы внутри котла 1, по которым протекает вода, отдают свою теплоту, и вода превращается в пар.

Вырабатываемый пар с температурой 540-560°С и давлением 130-250 т. а. поступает по паропроводу в паровую турбину 2.

Вследствие разности давлений пара, поступающего в турбину и выходящего из нее, а также разности температур пар, расширяясь при прохождении через все ступени турбины, совершает механическую работу, т. е. вращает вал турбины, а вместе с ним и генератор 3. Отработанный пар в паровой турбине с параметрами давления 0,035-0,05 т. а. и температурой 120-140°С направляется по трубам в конденсатор 4, где пар превращается в дистиллированную воду, которая откачивается насосом 5 в деаэратор 6 для освобождения конденсатора от растворенного в нем воздуха. Другая часть отобранного пара отбирается из промежуточной ступени турбины с давлением 13-40 т. а. и направляется в теплофикационный коллектор 7 для использования в системе теплоснабжения промышленных предприятий и коммуникально-хозяйственных объектов. При водяной системе теплоснабжения пар поступает в коллектор 7 в пароводяные подогреватели 15, где отдает теплоту воде, циркулирующей в тепловой сети. Пар в пароводяных подогревателях превращается в конденсат, который насосом 18 откачивается в деаэратор. Нагретая вода поступает по линии тепловой сети 16 к потребителям 13 и 14 я после охлаждения в них по обратной линии тепловой сети попадает сетевыми насосами 17 вновь на подогрев в пароводяные подогреватели 75.

При паровой Системе теплоснабжения пар из указанного коллектора 7 направляется в паровую линию 8; из нее в теплопотребляющие аппараты 9, где превращается в кон2денсат, который из сборных баков 11 насосами 12 через конденсатную линию 10 перекачивается в деаэратор 6, а затем в котел 1 при помощи питательных насосов 20.

Для конденсации пара в конденсаторе 4 подача воды в паровой котел 1 выполняется насосами 19, которые подают холодную воду из источника водоснабжения 21 (реки, озера, артезианской скважины). Поскольку через трубы конденсатора протекает большое количество воды, ее температура на выходе из конденсатора не превышает 25-36°С. Вода с такой температурой не может быть использована в полезных целях и поэтому ее вновь сбрасывают в систему водоснабжения.

Отработанные газы из топки котла с температурой 350-450°С нельзя выбрасывать в атмосферу, поэтому на пути их следования установлен водяной экономайзер, который дополнительно подогревает питательную воду. Продолжая свой путь, газы проходят через золоулавливатель, а затем отсасывающим дымососом выбрасывают в дымовую трубу. ГРЭС и КЭС имеют невысокий КПД. Только 30-40% энергии топлива превращается в электрическую энергию, а остальная часть теряется с отходящими газами, выбрасываемыми в атмосферу через дымовую трубу, и с циркуляционной водой, проходящей через конденсатор турбины. Таким образом, работа конденсационных станций на привозном топливе экономически невыгодна.

На ТЭЦ в зависимости от потребности в паре и горячей воде изменяется количество пара, отводимого от промежуточных ступеней турбины. Чем больше пара отбирается для теплофикации, тем меньше его поступает в конденсатор. При этом выработка электрической энергии снижается, но зато уменьшаются потери теплоты, уносимой с циркуляционной водой. При экономичной работе ТЭЦ, т. е. при одновременном отпуске потребителям оптимальных количеств электроэнергии и теплоты, КПД их достигает 60-70%. В период, когда полностью прекращается потребление теплоты (например, неотопительный сезон), КПД станции снижается.

3. Атомные электрические станции

Атомная энергетика в последние годы развивается быстрыми темпами. От первой Обнинской АЭС мощностью 5 МВт атомная энергетика прошла путь до АЭС мощностью 4000 МВт. Среди действующих - Ленинградская, Нововоронежская, Кольская, Курская, Смоленская, Игналинская, Белоярская и другие мощные АЭС.

В нашей стране удельный вес АЭС в суммарном производстве электроэнергии составляет 12%. Перспективы электроэнергетики на длительный период в европейской части страны строились на форсированном развитии атомных электростанций. Однако роковая авария на Чернобыльской АЭС в 1986г. сделала проблематичной эту ориентацию.

Атомные электростанции отличаются от обычной паротурбинной станции тем, что на АЭС в качестве источника энергии используется процесс деления ядер урана, плутония, тория и др. В результате расщепления этих материалов в специальных устройствах - реакторах - выделяется огромное количество тепловой энергии.

АЭС, могут выполняться одно и двухконтурными. В одноконтурных АЭС контуры теплоносителя (воды) и рабочего тела (пара) совпадают; в двухконтурных АЭС контуры теплоносителя и рабочего тела разделены.

Принципиальная схема одноконтурной АЭС представлена на рис. 1.2, из которой видно, что все оборудование такой АЭС работает в радиационном режиме, что усложняет его эксплуатацию, хотя и упрощает процесс получения тепловой энергии.

Принципиальная схема двухконтурной АЭС представлена на рис. 1.3. В качестве регулятора скорости протекания реакции используют вертикально расположенные в реакторе стержни из графита, а в качестве теплоносителя - тяжелую воду или жидкий гелий (-190° С).

Выделяющаяся в каналах реактора тепловая энергия нагревает воду первичного контура до температуры 255-275° С.Нагретый пар поступает в парогенератор, где отдает свою теплоту воде вторичного контура и превращает ее в пар с температурой 250-260° С и давлением 1,25 МПа, который подается в турбину. Охлажденная вода из парогенератора при температуре 190°С и давлении 10 МПа подается циркуляционным насосом обратно в реактор. Эта вода, циркулирующая непосредственно через реактор, является радиоактивной, поэтому оборудование этого контура ограждают специальными железобетонными, чугунными, свинцовыми и другими конструкциями. Вторичный замкнутый контур «парогенератор-турбина - конденсатор» не представляет опасной радиоактивности и работает так же, как и в тепловых паротурбинных станциях.

В настоящее время себестоимость выработки 1 кВт-ч электроэнергии на АЭС, расположенных на европейской части СССР, меньше, чем на ТЭЦ на органическом топливе.

Атомные электростанции расходуют незначительное количество горючего, например, для выработки 1 млн. кВт ч электроэнергии расходуется около 400 г урана. Такие станции можно сооружать в любом месте, так как они не связаны с местом расположения естественных запасов топлива. Кроме того, окружающая среда не загрязняется дымом, золой, пылью и сернистым газом.

4. Электрические станции с МГД-генераторами

Наиболее перспективным направлением в создании мощных высокоэкономичных электрических станций является непосредственное получение электрической энергии из тепловой в магнитоэлектрических генераторах. В этом случае отпадает необходимость в паровых котлах, турбинах и вращающихся генераторах и КПД таких станций может быть доведен с 40% в тепловых турбогенераторных до 60% в МГД-генераторных электростанциях. Принцип действия последних состоит в следующем.

Продукты сгорания топлива-газа при высоких температурах теплопроводны, а при 3000-4000°С становятся электропроводящими. Состояние газа при такой температуре называют плазмой.

Известно, что если проводник пересекает магнитное поле, то в нем возникает электродвижущая сила (ЭДС), пропорциональная скорости движения проводника, его длине и напряженности магнитного поля. На этой основе выполнены конструкции как электрогенераторов, так и МГД-генераторов, в которых в качестве проводника используется плазма.

На рис. 1.4 приведена принципиальная схема МГД-генератора. Из камеры сгорания 2, куда подается топливо, и насосов 1, 8 поток раскаленных газов поступает в сопло 3, а затем в канал генератора 6. По обеим сторонам канала установлены мощные магниты 4. При движении плазмы в магнитном поле со скоростью 600-650 м/с в плазме возникает ЭДС. Ток, отдаваемый в сеть, снимается электродами 5.

Для использования тепловой энергии горячего газа, который охлаждается в канале МГД-генератора с 2500-3000 до 2000°С, газ направляют в котел 7, который питает паровую турбину 9 с конденсатором 11 и насосом 8. На валу турбины находится генератор 10. Такое сочетание МГД-генератора с паротурбинной установкой дает возможность довести КПД станции до 60%.

5. Гидроэлектрические станции

Гидроэлектростанции - это такие станции, где в качестве первичного двигателя применяют гидравлические турбины, они располагаются на равнинных и горных реках.

В европейской части завершается строительство каскада ГЭС на р. Волге и Каме, интенсивно сооружаются ГЭС на многих реках Кавказа. В Сибири продолжается освоение Ангаро-Енисейского каскада, на котором закончено сооружение Усть-Илимской и Саяно-Шушенской ГЭС мощностью 3,8 и 6,4 ГВт соответственно. На р. Ангаре сооружается Богучанс-кая ГЭС, намечается строительство Средне-Енисейской и других крупных ГЭС в нижнем течении Енисея. В Сибири работают такие ГЭС, как Братская (4,5 ГВт), Красноярская (6 ГВт). На Дальнем Востоке осуществляется строительство ГЭС на бурных реках Зея и Бурея, которые не только дадут электроэнергию, но и защитят от наводнений обширные пойменные земли.

На современных ГЭС устанавливаются гидроагрегаты мощностью 600 и 640 МВт. На одиннадцати ГЭС мощностью по 1000 МВт и более сосредоточено около 60% всей гидроэнергетической мощности.

На ГЭС водная энергия преобразуется в электрическую при помощи гидравлических турбин и соединенных с ними генераторов.

Для этого если по всему сечению (створу) реки установить плотину (рис. 1.5), то уровень воды перед плотиной (верхний бьеф 1) окажется выше уровня после плотины 2 (нижний бьеф 3). Разность уровней между верхним и нижним бьефами называется напором. Мощность электростанции определяется значением напора и количеством воды (расходом), проходящей через турбины в единицу времени. Гидравлические турбины устанавливаются на уровне нижнего бьефа 3, где по проводящему каналу вода направляется в спиральную камеру и из нее на лопасти ротора гидротурбины, на который насажен ротор электрического генератора. Таким образом, энергия воды в гидротурбине превращается сначала в механическую, а затем в электрическую энергию.

Различают ГЭС плотинного и деривационного типов. Плотинные ГЭС применяют на равнинных реках с небольшими напорами, деривационные (с обходными каналами) - на горных реках с большими уклонами и при небольшом расходе воды. Следует отметить, что работа ГЭС зависит от уровня воды, определяемого природными условиями.

Достоинствами гидростанций являются их высокий КПД и низкая себестоимость выработанной электроэнергии. Однако следует учитывать большую стоимость капитальных затрат при сооружении ГЭС и значительные сроки их сооружения, что определяет большой срок их окупаемости.

Особенностью работы электростанций является то, что они должны вырабатывать столько энергии, сколько ее требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций должно быть всегда готово к периодическому изменению нагрузки потребителей в течение дня или года.

Следует также учитывать, что от энергетических систем питается ряд потребителей, требования к электроснабжению которых неодинаковы. Эти требования определены Правилами устройства электроустановок путем деления их на три категории.

Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуют специальными диспетчерскими пунктами, оснащенными средствами контроля, управления, связи и специальными мнемоническими схемами расположения электростанций, линий передач и понизительных подстанций.

Диспетчерский пункт получает необходимые данные и сведения о состояниях технологического процесса на электростанциях (расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т. д.); о работе системы какие элементы системы (линии, трансформаторы, генераторы, нагрузки, котлы, паропроводы) в данный момент отключены, какие находятся в работе, в резерве и т. д.; об электрических параметрах режима (напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях, частоте и т. д.).

Работа электростанций в системе дает возможность за счет большого количества параллельно работающих генераторов повысить надежность электроснабжения потребителей, полностью загрузить наиболее экономические агрегаты электростанций, снизить стоимость выработки электроэнергии. Кроме того, в энергосистеме снижается установленная мощность резервного оборудования; обеспечивается более высокое качество электроэнергии, отпускаемой потребителям; увеличивается единичная мощность агрегатов, которые могут быть установлены в системе, и т. д.

Чтобы улучшить технико-экономические показатели и повысить надежность работы системы, наиболее целесообразно загружать станции в такой последовательности:

1) теплоэлектроцентрали, работая по необходимому предприятию тепловому графику, должны нести определенную электрическую нагрузку; при этом учитывается, что КПД ТЭЦ значительно выше, чем у других тепловых электростанций;

2) тепловые конденсационные электростанции работают в зависимости от единичной мощности агрегатов, их параметров, сорта топлива, сжигаемого на станции, и т. д.;

3) гидростанции работают, когда запасы воды достаточны для длительной работы станции с полной нагрузкой;

4) гидроэлектроцентрали с регулируемым водостоком работают, когда имеющиеся запасы воды используются только для снятия пиковых нагрузок и аварийного резерва системы.

При распределении нагрузок между станциями электросистемы учитывают также пропускную способность линий электропередачи, наличие и размещение резервов в системе и технико-экономические показатели отдельных станций и агрегатов.

Литература

1. Б. Ю. Липкин Электроснабжение промышленных предприятий и установок 1990 «Высшая школа».