Типы электростанций
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Иркутский Государственный Технический
Университет
Кафедра электрических станций, сетей
и систем
Отчёт по разделу №1
Выполнил:
студент группы ЭС-10-2
Хамнуев А.В.
Проверил:
профессор А.С. Жданов
Иркутск 2013
Введение
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СТАНЦИЯ - это промышленное предприятие, на котором
производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия.
В зависимости от вида природных источников энергии (твердое топливо,
жидкое, газообразное, ядерное, водная энергия, энергия ветра и т.д.), различают
тепловые электростанции (ТЭС), конденсационные электростанции (КЭС), атомные
электростанции (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), ветроэлектростанции (ВЭС), теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ) и другие.
Структурная схема простейшей электрической системы дана на рис. 1, где
условно в виде одного обобщенного агрегата представлены ТЭЦ, КЭС, АЭС и ГЭС.
Показаны также электрические сети различного напряжения с их связями и
подстанции (ПС) с соответствующими узлами нагрузки.
Как правило, электростанции работают в следующих режимах эксплуатации:
· основной - когда нет питающей электросети, и электростанция
является единственным источником электропитания;
· резервный - когда есть питающая электросеть, а электростанция
используется в случае перебоев в питающей электросети;
· параллельная работа с основной сетью - для перекрытия либо
пиковых нагрузок, с которыми не справляется основная сеть, либо для питания
мощного оборудования при малых отпущенных лимитах на электроэнергию;
Типы электростанций
В настоящее время в выработке электроэнергии участвуют электростанции
следующих типов:
· тепловые (ТЭС), которые делятся на теплофикационные- ТЭЦ и
конденсационные-КЭС (крупные КЭС исторически получили название государственных
районных электростанций - ГРЭС). ТЭС могут также сооружаться с использованием
газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок;
· гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие
электростанции (ГАЭС);
· атомные электростанции (АЭС);
· дизельные электростанции (ДЭС);
· солнечные электростанции (СЭС);
· геотермальные электростанции (ГЕОТЭС);
· приливные электростанции (ПЭС);
· ветроэлектростанции (ВЭС).
Электрическая часть электростанции тесно связана с другими частями, и
поэтому режим ее работы должен, как правило, рассматриваться во взаимосвязи с
режимом работы технологического (котельного, турбинного и иного) оборудования.
Характеристика электрических станций различного типа
Конденсационные тепловые электростанции. Принципиальная схема
конденсационной тепловой электростанции (КЭС) приведена на рис. 2. В котел Кт
подается топливо (уголь, мазут, торф, сланцы), подогретый воздух и питательная
вода (ее потери компенсируются химически очищенной водой ХОВ). Подача воздуха
осуществляется дутьевым вентилятором ДВ, а питательной воды - питательным
насосом ПН, Образующиеся при сгорании топлива газы отсасываются из котла
дымососом Д и выбрасываются через дымовую трубу (высотой 100-250 м) в
атмосферу. Острый пар из котла подается в паровую турбину Тб, где, проходя
через ряд ступеней, совершает механическую работу - вращает турбину и жестко
связанный с ней ротор генератора. Отработанный пар поступает в конденсатор К
(тепло-обменник); здесь он конденсируется благодаря пропуску через конденсатор
значительного количества холодной (5-25 °С) циркуляционной воды (расход
циркуляционной воды в 50-80 раз больше расхода пара через конденсатор).
Источником холодной воды могут быть река, озеро, искусственное
водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими башнями
(градирнями) или с брызгальными бассейнами (на относительно мелких
электростанциях), откуда охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными
насосами ЦН. Воздух, попадающий в конденсатор через неплотности, удаляется с
помощью эжектора Э. Конденсат, образующийся в конденсаторе, с помощью
конденсатного насоса КН подается в деаэратор Др, который предназначен для
удаления из питательной воды газов и, в первую очередь, кислорода, вызывающего
усиленную коррозию труб котла. В деаэратор также подается химически очищенная
вода. После деаэратора питательная вода питательным насосом ПН подается в
котел.
Предварительно вода подогревается, причем ее подогрев осуществляется в
подогревателях различного давления, снабжаемых паром из отборов турбины, а
также в экономайзере (хвостовой части) котла. Пропуск основной массы пара через
конденсатор приводит к тому, что 60- 70 % тепловой энергии, вырабатываемой
котлом, бесполезно уносится циркуляционной водой.
Особенности КЭС следующие:
· строятся по возможности ближе к
месторождениям топлива;
· подавляющую часть выработанной
электроэнергии отдают в электрические сети повышенных напряжений (110-750 кВ);
· работают по свободному (т. е. не
ограниченному тепловыми потребителями) графику выработки электроэнергии;
мощность может меняться от расчетного максимума до так называемого
технологического минимума;
· низкоманевренны: разворот турбин и
набор нагрузки из холодного состояния требуют примерно 3-10 ч;
· имеют относительно низкий КПД (30-40
%).
Теплофикационные электростанции. Принципиальная схема ТЭЦ дана на рис. 3. В
отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного
в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды. Коммунально-бытовые
потребители обычно получают тепловую энергию от сетевых подогревателей
(болеров) СП.
При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом
потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с
помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающиеся острым паром котле.
Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше тепловой
энергии уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД
электростанции. Следует, однако, отметить, что во избежание перегрева хвостовой
части турбины через нее должен быть обеспечен во всех режимах пропуск
определенного количества пара.
Рис. 3. Принципиальная схема ГЭС
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 вырабатываемой
электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или
повышенном напряжении);
· работают по частично вынужденному
графику выработки электроэнергии (т. е. график зависит от теплового
потребления);
· низкоманевренны (так же, как и КЭС);
· имеют относительно высокий суммарный
КПД (при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды
КПД = 60-70 %).
Гидроэлектростанции.
Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора Н (рис. 4). Эта
мощность, кВт, определяется выражением:
;
;
где Q - расход воды, м3/с; Н -
напор, м; 
- суммарный КПД;
-
КПД водоподводящих сооружений;
- КПД гидротурбины;
- КПД гидрогенератора.
Рис. 4. Принципиальная схема ГЭС
При небольших напорах строят русловые (Угличская и Рыбинская ГЭС) или
совмещенные (Волжские ГЭС имени В. И. Ленина и имени XXII съезда КПСС)
гидроэлектростанции, а при значительных напорах (более 30-35 м) - приплотинные
ГЭС (ДнепроГЭС, Братская ГЭС). В горных местностях сооружают деривационные ГЭС
(Гизель - ДонГЭС, ГюмюшГЭС, Фархад ГЭС, ЭзминГЭС) с большими напорами при малых
расходах.
Особенности ГЭС следующие:
· строятся 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);
· высокоманевренные (разворот и набор
нагрузки занимает примерно 3-5 мин);
· имеют высокий (КПД ≈ 85 %).
Атомные электростанции. Атомные электростанции проектируются и сооружаются с реакторами
различного типа на тепловых или быстрых нейтронах по одноконтурной, двухконтурной
или трехконтурной схеме. АЭС могут сооружаться для производства только
электрической энергии, аналогично КЭС, или для производства тепловой и
электрической энергии, аналогично ТЭЦ.
Упрощенная принципиальная схема двухконтурной АЭС приведена на рис. 1.7.
Как видно, оборудование второго контура, включающего турбину Гб и конденсатор
К, аналогично оборудованию тепловых электростанций. Первый, радиоактивный
контур содержит реактор, парогенератор и питательный насос.
В качестве расщепляющегося материала на АЭС обычно используется уран 235U (92 протона и 143 нейтрона) в виде
концентрата закиси-окиси урана U3O8.
Поглощая один нейтрон, уран 235U делится на две части (осколки) с выделением энергии. При
расщеплении 1 кг урана 235U выделяется энергии 21,6 млн. кВт-ч, что эквивалентно энергии,
выделяющейся при сгорании примерно 2900 т угля.
Урана на земле не так мало, но 235U в нем только 0,714%, а основную массу (99,28 %)
составляет 238U,
который нормально не расщепляется. Найдена возможность использовать и этот
изотоп с получением плутония, также расщепляющегося материала:
На АЭС возможно также использовать торий, из которого получается
расщепляющийся материал 233U.
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
учетом требования экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика
нагрузки энергосистемы;
1. 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 установки. Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые
турбины мощностью 25 - 100 МВт. Упрощенная принципиальная схема энергоблока
газотурбинной электростанции представлена на рис. 6.
электрический станция напряжение атомный
Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же
компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою
энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор.
Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2
мин, в связи, с чем газотурбинные установки (ГТУ) отличаются высокой
маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.
Основная часть теплоты, получаемая в камере сгорания ГТУ, выбрасывается в
атмосферу, поэтому общий КПД таких электростанций составляет 25-30%.
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 имеет два электрических генератора, приводимых во
вращение: один - газовой турбиной, другой - паровой турбиной. При этом мощность
газовой турбины составляет около 20% паровой.
Дизельные электростанции. Принципиальная схема дизельной электростанции дана на рис. 7. Основной
ее элемент-дизель-генератор, состоящий из двигателя внутреннего сгорания ДВС и
генератора переменного тока G.
Дизельные электростанции мобильны, автономны, поэтому широко используются в
труднодоступных районах, а также для электроснабжения сельскохозяйственных
потребителей. В настоящее время дизель-генераторы используются в качестве
резервных аварийных источников питания систем собственных нужд АЭС и крупных
ГРЭС.
Ветроэлектростанции.
Ветроэлектростанции, как правило, состоят из четырех основных узлов. Наиболее
технологичным из них, без сомнения, является винт, вращающийся под воздействием
силы ветра. Далее в состав ВЭС входят устройство для крепления винта
(собственно корпус "ветряка"), генератор и аккумулятор.
Ветроэлектростанции разделяются на стационарные и
мобильные. Мощные, стационарные ВЭС устанавливаются только после проведения
ряда исследований, а также подготовительных строительных, и окончательных
монтажных работ. Такие электростанции способны полностью обеспечить
электроснабжением, например, жилой дом, или небольшое производство. Кроме того,
они способны накапливать в аккумуляторных батареях достаточное количество
энергии, которая используется в безветренную погоду.
Мобильные электростанции более неприхотливы, просты в
обслуживании и установке. Они используются в основном в путешествиях, а также
для непосредственного питания электроприборов.
Ветроэлектростанции обладают рядом преимуществ, среди
которых можно выделить такие как:
· ВЭС полностью независимы от внешних
источников электроэнергии;
· энергию, которую вырабатывают
ветрогенераторы, можно использовать совместно с другими источниками, такими
как, например, дизель-электростанции, или другими, в том числе и
альтернативными, например солнечными батареями;
· ВЭС могут быть стационарными,
различной мощности. А могут быть и передвижными, и в этом случае, например при
использовании в путешествиях, они могут являться незаменимыми источниками
дешевой электроэнергии;
· в настоящее время, выпускается
огромное количество моделей ветрогенераторов, самой различной мощности,
благодаря чему можно легко подобрать наиболее оптимальный вариант для каждого
конкретного случая.
Солнечные электростанции. Принципиальные схемы солнечных электростанций (гелиоэлектростанций) даны
на рис. 8. Солнечные электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих
значительное число солнечных дней в году. КПД солнечной ЭС достигают 24%
для монокристаллических преобразователей, 17% - для поликристаллических и 11% -
для аморфных. Основным материалом является кремний. К сожалению,
фотоэлектричество сегодня является самым дорогим способом получения
электроэнергии. Цена модулей ФЭП достигает 4000 долл./кВт, а установок на их
основе - даже до 10000. Самой дорогой является и стоимость производимой
электроэнергии: 15-40 центов/кВтч. В области фотоэлектричества наиболее
перспективными считаются следующие направления: ФЭП с концентраторами солнечной
энергии; ФЭП на основе арсенида галлия - арсенида алюминия; тонкопленочные
солнечные элементы.
Рис. 9
Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных
источников. Принципиальная схема такой электростанции представлена на рис. 9.
Поступающая из геотермального резервуара по подъемной скважине
пароводяная смесь направляется в сепаратор, где происходит разделение на жидкую
(вода с растворенными солями и газами) и газовую (водяной пар и пластовые
неконденсирующиеся газы) фазы. Затем парогазовая смесь поступает на
противодавленческую паровую турбину с генератором, отработанный пар с
неконденсирующимися газами сбрасывается в атмосферу, а отсепарированная вода
после возможного использования для теплоснабжения возвращается в геотермальный
резервуар по нагнетательной (реинжекционной) скважине. При низком
солесодержании возможен сброс отработанной воды в открытые водоемы.
Геотермальные электростанции работают в Исландии, Новой Зеландии, Папуа,
Новой Гвинее, США и Италии, причем в Италии они дают около 6 % всей
вырабатываемой электроэнергии.
Приливные
электростанции. Особый вид гидроэлектростанции
<#"659027.files/image017.jpg">
Рис. 10. Регулирование частоты методом ведущей станции 1 - характеристика
первой станции, 2 - характеристика второй станции
На рис.10. схематично показной процесс регулирования частоты методом
ведущей станции на примере параллельной работы двух станций, одна из которых (№
1) ведущая. При уменьшении частоты от fном до f1
дополнительные загрузки первой и второй станции соответственно составят 
P1 и P2. Вторичный регулятор
частоты 1-ой станции смещает ее статическую характеристику параллельно самой
себе, увеличивая впуск пары в турбину. При этом восстанавливается номинальная
частота в системе и вторая станция возвращается к режима, который передует
возмущению.
Следует отметить, что в зависимости от мощности системы, ее параметров и
структуры, а также от необходимого диапазона регулирования мощности ведущими в
системе может быть отдельный генератор, или электростанция.
Регулирование частоты методом ведущей станции выполняется относительно
простыми и дешевыми средствами, однако при его использовании возникают сменные
по знаку перетоки мощности между ведущей и известными электростанциями и
существенные изменения перетоков по транзитным линиям электропередачи. Разработан
ряд довольно эффективных комплексных централизованных и децентрализованных
устройств автоматического регулирования частоты, мощности и перетоков (АРЧП и
П), что обеспечивают автоматическое групповое регулирование перетоков по линиям
электропередачи при учета режимных ограничений.
Регулирование напряжения
Для компенсации потери напряжения в элементах сети при передаче энергии
предусматривают ряд мер: повышение номинального напряжения генераторов (1,05Uн
потребителей), изменение коэффициента трансформации трансформаторов, создающего
необходимую добавку напряжения и др. Они позволяют улучшить качество
напряжения, уменьшить его отклонения от номинального значения. Такими
средствами являются регулирование напряжения генераторов путем изменения
возбуждения, применение трансформаторов с устройствами регулирования напряжения
под нагрузкой (РПН) или линейных регуляторов (ЛР), установка на понижающих
подстанциях синхронных компенсаторов (СК), батарей конденсаторов (БК),
тиристорных компенсирующих установок (ТКУ), применение автоматического
регулирования возбуждения мощных синхронных двигателей, применение продольной и
регулируемой поперечной емкостной компенсации. Уровни напряжений в узловых
точках и отдельных районах электрической сети определяются режимом реактивной и
активной мощностей в системе, а также реактивными и активными сопротивлениями
сети.
Возмещение резерва мощности
Резервная мощность подразделяется на вращающийся или горячий резерв и
холодный резерв. Горячий резерв сосредоточен в агрегатах, нагрузка которых
меньше номинальной мощности; холодный резерв - мощность в неработающих
агрегатах, которые в случае необходимости могут быть быстро введены в работу.
С учетом резервной мощности, а также требований устойчивости и надежности
работы энергосистем мощность наиболее мощного агрегата в энергосистеме не
должна превышать 2% установленной мощности энергосистемы. Мощность же наиболее
крупной электростанции не должна превышать 8-12% установленной мощности
энергосистемы.
Практика показывает, что резервная мощность должна быть не менее 10-15%
суммарной установленной мощности. Увеличение ведет к ухудшению
технико-экономических показателей энергосистемы, а её уменьшение - к понижению
надежности электроснабжения потребителей.
Экологические проблемы энергетической сферы
1) Выбросы дымовых и других газов в атмосферу (двуокиси углерода,
фтора, серы и азота, вызывающие кислотные дожди), в зависимости от количества и
вида сжигаемого топлива и объема оборудования с элегазовым наполнением;
) Тепловое загрязнение окружающей среды (градирни, пруды,
циркуляционная вода, дымовые газы, утечки в паропроводах и выбросы пара из
котлов при разгрузке их и авариях);
) Механическое и химическое загрязнение окружающей среды (от золы,
шлака, паров кислот, щелочи, продуктов переработки угля, газа, нефти, масел,
мазута и их утечки, от канализации);
) Отведение площадок и зон отчуждения для шлака, золы, ЛЭП,
теплотрасс, ПС, ЭС, токопроводов, кабельных каналов и галерей, паро- и
водопроводов, водоканалов и т.д.;
) Радиационное загрязнение среды (от ТЭС, АЭС, АТЭЦ, АСТ);
) Климатическое воздействие ЭС на природу от градирен, брызгальных
устройств, водохранилищ, каналов, прудов, от золо- и шлакоотвалов, дыма,
выбросов пара;
) Воздействие на животный мир (рыбу, птиц, растительность) в нормальных
эксплуатационных режимах, и особенно при аварийных ситуациях (сливы и выбросы
ядовитых газов и веществ, масел, нефтепродуктов и продуктов их разложения при
пожарах и взрывах);
) Затопление земель, лесов, полезных ископаемых, населенных
пунктов;
) Нарушение ландшафта, разрушение береговой части рек, озер,
водоемов, водохранилищ;
) Сгорание кислорода воздуха при сжигании органического топлива на
ТЭС (чего нет на АЭС, АТЭЦ и АСТ);
) Шум при работе энергетических объектов (аварийные выбросы пара,
вибрация и шум при работе турбин, ВЭУ, генераторов, трансформаторов, ЛЭП,
выключателей и т.д.);
) Электромагнитное воздействие электроустановок высокого и
сверхвысокого напряжения на технические и биологические системы (корона, радио-
и телепомехи, электромагнитное воздействие на животных и человека, работу
измерительных приборов, устройств контроля, управления, сигнализации,
блокировок, коррозия металлов, изменение физико-химических свойств материалов и
изоляции).
Заключение
Прогресс немыслим без борьбы с потребительским подходом к природе и её
ресурсам. Нетрадиционная энергетика есть альтернатива использованию
невозобновимых видов топлива и загрязнению тем самым окружающей среды. Хотя
использование нетрадиционной энергетики не всегда может способствовать осуществлению
этих целей. По прогнозам учёных, уже через 10 лет доля нетрадиционной
энергетики в мировом производстве электроэнергии составит 5,7%. Однако наше
настоящие целиком опирается на классические типы электростанций (ТЭС, АЭС, ГЭС)
и исследование прогрессивно новых технологических процессов в них также
является необходимой составляющей дальнейшего прогресса.