Характеристика, виды и принцип работы электрических станций

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Общая характеристика электрических станций

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие, на котором производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.

В зависимости от видов природных источников энергии (твёрдое топливо, жидкое, газообразное, ядерное, водяная энергия) станции подразделяются на тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС).Станции, на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Для каждого типа станции разрабатывается своя технологическая схема превращения первичной энергии в электрическую, а для ТЭЦ - и в тепловую. Технологическая схема характеризует последовательность процесса производства электрической и тепловой энергии и оснащение преобразовательного процесса основным оборудованием (паровыми котлами, атомными реакторами, паровыми или гидравлическими турбинами, электрическими генераторами), а также разнообразным вспомогательным оборудованием и предусматривает высокую степень механизации и автоматизации процесса. Оборудование располагается в специальных зданиях, на открытых площадках или под землей. Агрегаты связаны между собой как в тепловой, так и в электрической части. Эти связи отражаются соответствующим образом в технологических, тепловых и электрических схемах. Кроме того, на станциях предусматриваются многочисленные коммуникации вторичных устройств-систем управления, контроля, защиты и автоматики, блокировки, сигнализации и т.п.

Участие различных электростанций в выработке электрической энергии:

- ТЭС (совместно КЭС и ТЭЦ) - приблизительно 65-67%;

- ГЭС-приблизительно 13-15%;

- АЭС-приблизительно 10-12%;

- другие типы электростанций 6-8%.

Под энергосистемой понимают совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом (ГОСТ 21027-75).

Энергетическую систему, условно можно представить следующей структурной схемой (рисунок 1.1):

Рисунок 1 - Структурная схема энергетической системы

В энергетической системе все электрические станции в электрической части работают параллельно, т.е. объединены в общую электрическую систему. Отдельные электрические станции по тепловой части работают раздельно, создавая автономные тепловые сети.

Объединение отдельных электрических станций, в общую энергетическую систему, какого-либо региона даёт значительные технические и экономические преимущества:

* Повышает надежность и экономичность электроснабжения;

* Позволяет производить такое распределение нагрузки между станциями, при котором достигается наиболее экономичная выработка электроэнергии в целом по системе при наилучшем использовании энергетических ресурсов района (топлива, водной энергии);

* Улучшает качество электроэнергии, т.е. обеспечивает постоянство частоты и напряжения, так как колебания нагрузки воспринимаются большим количеством агрегатов;

* При параллельной работе нескольких станций нет необходимости устанавливать резервные агрегаты на каждой станции, а достаточно иметь общую для всей энергосистемы резервную мощность, величина которой составляет обычно порядка 10-12 % мощности агрегатов системы, но не менее мощности самого крупного агрегата, установленного на станциях системы (на случай аварийного отключения или планового ремонта этого агрегата);

* Более полно используются энергетические ресурсы, так как пиковую часть графика нагрузки энергосистемы можно покрывать гидравлическими электростанциями, а базовую часть - тепловыми, на увеличение мощности которых в часы максимума нагрузки приходится затрачивать дополнительное топливо;

* Повышается экономичность выработки электроэнергии, так как в первую очередь можно увеличить мощность более экономичных станций, имеющих меньший расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии;

* Позволяет увеличить единичную мощность агрегатов, имеющих лучшие технико-экономические показатели;

* Позволяет сократить численность ремонтного персонала за счет концентрации мощности оборудования, централизации ремонтов, автоматизации производственных процессов.

К недостаткам энергетических систем относят более сложную релейную защиту, автоматику и управление режимами.

2. 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 работу- вращает 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 генератор- Запуск 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.

3. Собственные нужды тепловых электростанций

Потребители электрической энергии станций относятся к потребителям 1-й категории по надёжности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. Потребители с.н. тепловых электростанций 1-й категории делятся на ответственные и неответственные.

Ответственными являются те механизмы с.н., кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременное прекращения питания неответственных потребителей с.н. не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.

Рисунок 9 - Схема транспорта топлива на тепловой электростанции

Транспорт топлива.

С места добычи твердое топливо доставляется на электростанцию по железной дороге (рисунок 9) в специальных саморазгружающихся вагонах (1). Вагон поступает в закрытое разгрузочное устройство (2) с вагоноопрокидывателем, где топливо высыпается в находящийся под вагоноопрокидывателем приёмный бункер, из которого поступает на ленточный транспортёр (3). В зимнее время вагоны со смёрзшимся углем предварительно подаются в размораживающее устройство (4). Транспортёром уголь подается на склад угля) (5), который обслуживается мостовым грейферным краном (6). Или через дробильную установку (7) в бункера сырого угля (8), установленные перед фронтом котельных агрегатов. В эти бункера уголь может быть подан также со склада (5). Для учёта расхода топлива, поступающего в котельное отделение электростанции, на тракте топлива до бункеров котельной установлены весы для взвешивания этого топлива. Из бункеров сырого угля (8) топливо попадает в систему пылеприготовления: питатели сырого угля (9), а затем в углеразмолочные мельницы (10), из которых угольная пыль пневматически транспортируется через мельничный сепаратор (11), в пылевой циклон (12) и пылевые шнеки (13) и затем в пыле накопительный бункер (14), откуда питателями пыли (15) к котельным горелкам (16). Весь пневматический транспорт пыли от мельницы до топки осуществляется мельничным вентилятором (17). Воздух, необходимый для горения топлива, забирается дутьевым вентилятором (18) и подаётся в воздухоподогреватель (19), откуда после подогрева нагнетается частично в мельницу (10) для подсушки и транспортировки топлива в топку котельного агрегата (первичный воздух) и непосредственно к пылеугольным горелкам (вторичный воздух).

Получение пара, тепла и электрической энергии.

Пар на ТЭЦ вырабатывается парогенератором (котлом). Нормальную работу котла обеспечивают различного рода агрегаты, рабочие машины, которые приводятся в действие электродвигателями разного рода тока, напряжения и мощности. Схема получения пара, тепла и электрической энергии представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 - Схема получения пара, тепла и эл. энергии: 2-дутевые вентиляторы; 3-дымовая труба; 5- турбина; 6-генератор; 7-трансформатор связи; 8-питание потребителей собственных нужд; 9-потребители,питающиеся генераторным напряжением; 10-конденсатор; 11- циркуляционные насосы, подающие холодную воду в конденсатор, для охлаждения отработанного пара; 12- источник холодной воды;14- конденсатные насосы, подающие воду в деаэратор; 16- насосы, осуществляющие подпитку котла химически очищенной водой; 17- питательные насосы, подающие подготовленную воду в котёл; 18- бойлер тепловой сети; 19- сетевые насосы, питающие горячей водой тепловую сеть; 20- отбор пара на производственные нужды; 21- редукционно-охлаждающее устройство; 22- багорные насосы устройства гидро-золо удаления; 23- двигатели агрегатов шлакоудаления; 24- маслонасосы, обеспечивающие смазку вращающихся частей турбины и генератора; 25-пылепитатели

Кроме того, имеется большое количество электродвигателей не основного оборудования, обеспечивающих работу автоматики, открытие и закрытие задвижек и клапанов, вентиляции помещений и т.п.

Тепловые электрические станции, особенно ТЭЦ, являются наиболее энергоёмкими. Собственные нужды ТЭЦ потребляют 12-14% вырабатываемой станцией электроэнергии, причём агрегаты с.н. являются потребителями 1-й и 2-й категорий по надёжности электроснабжения и расход электроэнергии больше, чем в любой отрасли промышленности.

Источники питания системы собственных нужд электрических станций.

Основными источниками питания системы с.н. являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключённые непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания с.н. тоже связанны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станций, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи. В последнее время на тепловых станциях начали устанавливать газотурбинные агрегаты для питания системы с.н. в аварийных условиях.

Кроме того, на электростанциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждения оборудования при потере основного и резервных источников с.н. На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных КЭС и АЭС требуется установка дизель-генераторов соответствующей, технологическому процессу, мощности.

Основные требования, к системе с.н., состоят в обеспечении надёжности и экономичности работы механизмов с.н. первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов с.н. влечёт за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную. В настоящее время общепризнанно, что электроснабжение механизмов с.н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надёжно и экономично от генераторов станций и энергосистемы (рисунок 11).

Рисунок 11 - Общая схема питания собственных нужд ТЭС: 1- магистраль резервного питания; 2- пускорезервный трансформатор с.н.; 3- распределительное устройство высшего напряжения станции; 4- блок генератор-трансформатор; 5- рабочий трансформатор с.н.; 6- распределительное устройство с.н.

Эта схема питания системы с.н. станций всех типов в настоящее время обеспечивает надёжность и экономичность:

*широким применением в системе собственных нужд асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;

*успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети с.н.;

*применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях с.н.;

*широким внедрением устройств системной автоматики (АЧР, АВР, АРВ генераторов).

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель генераторов или газотурбинными установками. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов с.н. в нормальном режиме.

Литература

электростанция энергоресурс теплофикационный

1. Александров К.К. Электрические чертежи и схемы. / К.К. Александров, Е.Г. Кузьмина. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 285 с.

2. ГОСТ 2.105-95. Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам. - Взамен ГОСТ 2.105-79, ГОСТ 2.906-71; введ. 1996-07-01. - Минск: Межгос. совет по стандартизации, метрологии и сертификации; М. : Изд-во стандартов, 2002. - 26с.

3. ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы. - Взамен ГОСТ 2.106-68, ГОСТ 2.108-68, ГОСТ 2.112-70; введ. 1997-07-01. - М.: Изд-во стандартов, 2004. - 40с.

4. ГОСТ 7.32-2003. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления. - Взамен ГОСТ 7.1-84, ГОСТ 7.16-79, ГОСТ 7.18-79, ГОСТ 7.34-81, ГОСТ 7.40-82; введ. 2004-07-01. - М.: ИПК Изд-во стандартов, 2004. - 84с.

Размещено на Allbest.ru