4 Электрические станции
4.1 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%.
4.2 Технологический режим основных типов электростанций
4.2.1 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 (η=30÷40%).
4.2.2 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 η =60÷70%).
4.2.3 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;
ηΣ–суммарный КПД;
ηС – КПД водоподводящих сооружений;
ηТ–КПД гидротурбины;
ηГ–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 (ηΣ ≈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 4.
Рисунок 4–Схема ГЭС
4.2.4 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.
4.2.5 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–4. 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
4.2.6 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.
4.3 Собственные нужды (с.н.) 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
4.3.1 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).
4.3.2 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.
4.3.3 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.