Технологический режим основных типов электростанций

Конденсационные тепловые электростанции (КЭС).

Рисунок 2 — Технологическая схема КЭС КЭС производит только электрическую энергию. Принципиальная технологическая схема КЭС представлена на рисунке 2.

В парогенератор 4 (котёл) подаётся топливо от цеха его транспортировки и подготовки 1. В парогенератор дутьевыми вентиляторами 2 подаётся подогретый воздух и питательная вода питательными насосами 16. Образующиеся при сгорания топлива газы отсасываются из котла дымососом 3 и выбрасываются через дымовую трубу (высотой 100−250 м) в атмосферу. Острый пар из котла подаётся в паровую турбину 5, где, проходя через ряд ступеней, совершает механическую работувращает турбину и жёстко связанный с ней ротор генератора 6. Отработанный пар поступает в конденсатор 9 (теплообменник); здесь он конденсируется благодаря пропуску через конденсатор значительного количества холодной (5−20оС) циркуляционной воды подаваемой циркуляционными насосами 10 от источника холодной воды 11. Источниками холодной воды могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими башнями (градирнями) или с брызгальными бассейнами. Воздух, попадающий в конденсатор через не плотности, удаляется с помощью эжектора 12. Конденсат, образующийся в конденсаторе, с помощью конденсатных насосов 13 подаётся в деаэратор 14, который предназначен для удаления из питательной воды газов, и в первую очередь, кислорода, вызывающего усиленную коррозию труб котла. В деаэратор также подаётся вода от устройства химической очистки воды 15 (ХОВ). После деаэратора питательная вода подаётся питательным насосом 16 в котёл. 17-золоудаление.

Пропуск основной массы пара через конденсатор приводит к тому, что 60−70% тепловой энергии, вырабатываемой котлом, бесполезно уносится циркуляционной водой.

Электрическая энергия, вырабатываемая генератором 6, через трансформатор связи отдаётся в сеть (35−220 кВ). Электрическую энергию для обеспечения технологического процесса станция получает от трансформаторов собственных нужд 8. Которые могут питаться от сети генераторного напряжения, так и от внешней сети. Выработанная электрическая энергия отдаётся во внешнюю сеть через трансформатор связи 7.

Особенности КЭС следующие:

• * строятся по возможности ближе к месторождениям топлива;
• * подавляющая часть выработанной электроэнергии отдаётся в электрическую сеть повышенных напряжений (110−750 кВ);
• * работают по свободному (т.е. не ограниченному тепловыми потребителями) графику выработки электроэнергии; мощность может меняться от расчётного максимума до так называемого технологического минимума;
• * низкоманевренны: разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требует примерно 4−10 часов;
• * имеют относительно низкий КПД (з=30ч40%).

Теплофикационные электростанции-ТЭЦ.

В отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды. (рисунок 3). Коммунально-бытовые потребители получают тепловую энергию от сетевых подогревателей 18 (бойлеров) и сетевых насосов 19, обеспечивающих циркуляцию теплоносителя в тепловых сетях. Отбор пара для производственных нужд производится на ступени высокого давления 20. Конденсат из сетевых подогревателей поступает в деаэратор. При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителя тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки (РОУ) 21.

Рисунок 3 — Схема технологического процесса на ТЭЦ: 1-агрегаты топливоподачи; 2-дутьевые вентилятор; 3-дымососы; 4-парогенератор (котёл); 5-турбина; 6-генератор; 7-трансформатор связи; 8-собственные нужды; 9-потребители, питающиеся от сети генераторного напряжения, 10-конденсатор; 11-циркуляционные насосы; 12-источник холодной воды; 13-эжектор; 14-конденсационные насосы; 15-деаэратор; 16-агрегаты химической очистки воды; 17-питательные насосы; 18-сетевые подогреватели (бойлеры); 19-сетевые насосы; 20-ступени высокого давления; 21-редукционно-охладительная установка (РОУ); 22-устройства золоудаления; 23-устройство шлакоудаления.

Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше тепловой энергии уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД электростанции. Следует отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через неё должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара. Из-за несоответствия мощностей потребителей тепловой и электрической энергии ТЭЦ часто работают по конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность.

Особенности ТЭЦ, следующие:

• * строятся вблизи потребителей тепловой энергии;
• * обычно работают на привозном топливе;
• * большую часть выработанной электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);
• * работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от выработки теплового потребления);
• * низкоманеврены (так же, как и КЭС);
• * имеют относительно высокий суммарный КПД (при значительных отборах пара на производственные и коммунально-бытовые нужды з =60ч70%).

Гидроэлектростанции.

Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора Н. Эта мощность кВт, определяется выражением:

где Q-расход воды, м3/c; Н-напор, м; зУ-суммарный КПД;

зС — КПД водоподводящих сооружений; зТ-КПД гидротурбины; зГ-КПД гидрогенератора;

При небольших напорах строят русловые ГЭС, при больших напорах строят плотинные ГЭС, в горных местностях сооружают деривационные.

Особенности ГЭС, следующие:

• * строят там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с месторасположением электрической нагрузки;
• * большую часть вырабатываемой электроэнергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;
• * работают по свободному графику (при наличии водохранилищ);
• * высокоманеврены (разворот и набор нагрузки занимает 3−5 минут);
• * имеют высокий КПД (зУ ?85%).

Как видно, гидроэлектростанции в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми станциями. Однако в настоящее время строятся тепловые и атомные электростанции. Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций.

Схема ГЭС представлена на рисунке.

Рисунок 4 — Схема ГЭС Атомные электрические станции (АЭС).

АЭС-это тепловые станции, использующие энергию ядерной реакции. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%. Основная масса урана-изотоп U-238 (99,28% всей массы) при захвате нейтронов превращается во вторичное горючее-плутоний.

Pu-239. Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядерное топливо используют обычно в твёрдом виде. Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называются твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону.

Рисунок 5 — Схемы атомных электростанций: а) одноконтурная; б) двухконтурная; в) трёхконтурная. 1-реактор; 2-турбина; 3-конденсатор; 4 и 6-питательные насосы; 5 и 8-теплообменники активных контуров; 7-питательные насосы активных контуров; 9-компенсаторы объёма теплоносителей активных контуров.

На рисунке 5 (а, б, в) приведены технологические схемы АЭС.

РБМК-реактор большой мощности канальный, на тепловых нейтронах, водно-графитовый.

ВВЭР-водяной энергетический реактор, на тепловых нейтронах, корпусного типа.

БН-реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Особенности АЭС, следующие:

• * могут сооружаться в любом географическом месте, в том числе и в труднодоступном;
• * по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;
• *требуют малого количества топлива;
• * могут работать по свободному графику нагрузки (за исключением атомных ТЭЦ);
• * чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учётом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы;
• * слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.

Газотурбинные электрические станции (ГТЭС) Принципиальная технологическая схема газотурбинной электрической станции приведена на рисунке 6.

Рисунок 6 — Схема ГТЭС Топливо (газ, дизельное горючее, мазут) подается в камеру сгорания-1, туда же компрессором-3 нагнетается сжатый воздух. Горючие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине-2, которая вращает компрессор и генераторЗапуск установки осуществляется разгонным двигателем — 5 и длится 1−3 минуты, в связи, с чем газотурбинные установки считаются высокоманевренными и пригодны для покрытие пиковых нагрузок в энергосистемах. Выработанная электроэнергия отдаётся в сеть от трансформатора связи — 6.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора, после того как они охладятся до необходимой температуры, направляются в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеют два электрических генератора, приводимых во вращение: один-газовой турбиной, другой-паровой турбиной. Мощность газовой турбины составляет около 20% паровой. Схема ПГУ приведена на рисунке 7.

Рисунок 7 — Схема ПГУ Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС).

Назначение гидроаккумулирующих электростанций заключается в выравнивании суточных графиков нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегата ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС; в часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС. Агрегаты ГАЭС высокоманеврены и могут быть быстро переведены из турбинного режима в насосный и при необходимости в режим синхронных компенсаторов. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70−75%, они требуют незначительного обслуживающего персонала и могут быть сооружены там, где возможно создать напорное водохранилище. Схема ГАЭС показана на рисунке 8.

Рисунок 8 — Схема ГАЭС Кроме рассмотренных типов электростанций имеются электростанции небольшой мощности производящие электрическую энергию не традиционными способами. К ним относятся: ветроэлектростанции, солнечные электростанции (с паровым котлом, с кремневыми фотоэлементами), геотермальные электростанции, приливные электростанции.