Технологические схемы электростанций

Электроэнергетика

1.1 Электроэнергия – особый вид энергии

Свойства:

– возможность получения её из других (практически из любых) видов энергии (из механической, тепловой, химической, солнечной и других);

– возможность преобразования ее в другие виды энергии (в механическую, тепловую, химическую, световую, в другие виды энергии);

– возможность преобразования ее в электрическую же энергию любых требуемых параметров;

– возможность передачи на значительные (тысячи километров) расстояния;

– высокую степень автоматизации производства, преобразования, передачи, распределения и потребления;

– невозможность (пока) хранения в больших количествах длительное время: процесс производства и потребления электрической энергии – это одномоментный акт;

– относительную экологическую чистоту.

1.2 Потребление электроэнергии. График нагрузок потребителей.

Графики:

– суточные

– дневные

– месячные

– годовые

1.3 Электрические сети и системы (назначение и уровни напряжений)

Электрические сети являются промежуточным звеном в системе источник-потребитель; они обеспечивают передачу электроэнергии от источников к потребителям и ее распределение. Электрические сети условно подразделяют на:

– распределительные (потребительские), к ним непосредственно подключаются электроприёмники или укрупнённые потребители электроэнергии (завод, предприятие и т.д.), напряжение на них 6-10 кВ.

– районные (питающие), они предназначены для транспорта и распределения электроэнергии на территории некоторого промышленного, сельскохозяйственного, нефтегазодобывающего и (или) т.п. района. Напряжение на них 35-110 кВ

– системообразующие, обеспечивают мощные связи между крупными узлами энергосистемы, а в объединенной энергосистеме – связи между энергосистемами и энергообъединениями. Напряжение 220-750, (1150) кВ

Технологические схемы электростанций

2.1 Схемы КЭС (конденсационные электростанции), ГРЭС (государственная районная электростанция).

1 Технологическая схема КЭС(ГРЭС)

Топливо в газообразном, жидко-распыленном или пылевидном состоянии питателями пыли (ПП) и воздух дутьевыми вентиляторами (ДВ) подаются в котел или парогенерато (ПГ). Здесь топливо, перемешиваясь с воздухом, сгорает в виде факела, выделяя необходимое количество тепла. В котел питательным насосом (ПН) подается также питательная вода, которая под действием высокой температуры превращается в пар. Таким образом, на выходе котла получают острый пар с параметрами: p=3...30 МПа, t=400...650°С. Острый пар подается в паровую турбину (Т). Здесь энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Эта энергия передается электрическому синхронному генератору (Г), где она преобразуется в электрическую энергию. Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор (К) (поэтому эти станции называют конденсационными), охлаждается холодной водой и конденсируется. Конденсат конденсатным насосом (КН) подается в систему водоподготовки (СВП), а затем, после пополнения химически очищенной водой (теперь он называется питательной водой), питательным насосом подается в котел. Источниками холодной воды, которая подается в конденсатор циркуляционным насосом (ЦН), могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также градирни и брызгальные бассейны. Пропуск основной части пара через конденсатор приводит к тому, что 60...70 % тепловой энергии, вырабатываемой котлом, уносится циркуляционной водой.

Газообразные продукты сгорания топлива из котла удаляются дымососами (Дс) и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу высотой 100...250 м (самая высокая труба высотой 420 м занесена в книгу рекордов Гиннесса), а твердые частицы системой гидрозолоудаления (ГЗУ) отправляются на золоотвал.

Особенности КЭС следующие:

– строятся по возможности ближе к месторождениям топлива или потребления электрической энергии;

– подавляющую часть вырабатываемой электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений (110...750 кВ);

Первые два пункта определяют назначение станций конденсационного типа – электроснабжение районных сетей (если станция строится в районе потребления электрической энергии) и выдача мощности в систему (при строительстве станции в местах добычи топлива).

– работают по свободному (не зависящему от тепловых потребителей) графику выработки электроэнергии – мощность может меняться от расчетного максимума до технологического минимума (определяемого в основном устойчивостью горения факела в котле);

– низкоманевренны – разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требуют примерно 3...10 ч;

Пункты 3 и 4 определяют режим работы таких станций – они работают в основном в базовой части графика нагрузки системы.

– требуют большего количества охлаждающей воды для подачи ее в конденсаторы турбин;

Эта особенность определяет строительную площадку станции – вблизи водоема с достаточным количеством воды.

– имеют относительно низкий КПД – 30...40 %.

2.2 Схема ТЭЦ (Теплоэлектроцентрали)

Механизмы собственных нужд на ТЭЦ аналогичны механизмам на КЭС, но есть дополненные механизмы, обеспечивающие выдачу тепловой энергии потребителю. К ним относятся: сетевые насосы (СН), конденсатные насосы бойлеров, насосы подпитки теплосети, насосы обратного конденсата (НОК), другие механизмы.

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии существенно усложняет технологическую схему ТЭЦ и обуславливает зависимость выработки электрической энергии от теплового потребителя. Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбины и в конденсаторы. Кроме того, во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее должен быть обеспечен пропуск определенного количества пара во всех режимах. Экономичность электростанции при этом снижается. При снижении электрической нагрузки на ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром котла.

Особенности ТЭЦ следующие:

– строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

– обычно работают на привозном топливе (большинство ТЭЦ использует газ, транспортируемый по газопроводам);

– 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 потребителя);

– низкоманевренны (как и КЭС);

– имеют относительно высокий суммарный КПД (60...75 % при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды).

2.3 Схема АЭС

На атомных станциях СНГ используются ядерные реакторы следующих основных типов:

– РБМК (реактор большой мощности, канальный) – реактор на тепловых нейтронах, водо-графитовый;

– ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) – реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;

– БН (быстрые нейтроны) – реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7, 0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту.

Двухконтурную схему применяют в водо-водяном реакторе типа ВВЭР. В активную зону реактора подается под давлением вода, которая нагревается до температуры 568...598°С при давлении 12, 25...15, 7 МПа. Энергия теплоносителя используется в парогенераторе для образования насыщенного пара. Второй контур нерадиоактивен.

Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом, схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С .

Особенности АЭС следующие:

– могут строиться в любом географическом месте, в том числе в труднодоступном;

– по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;

– требуют малого количества топлива;

– могут работать по свободному графику нагрузки;

– чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах;

– 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.

2.4 Схемы ГЭС (гидроэлектростанция)

При сооружении ГЭС обычно преследуют цель:

– выработки электроэнергии;

– улучшение условий судоходства по реке;

– улучшение условий орошения прилегающих земель.

Виды ГЭС:

– гидроаккумулирующие;

– деривационные

– плотинные станции.

Механизмы собственных нужд ГЭС по назначению делятся на агрегатные и общестанционные.

Агрегатные механизмы собственных нужд обеспечивают пуск, остановку и нормальную работу гидрогенераторов и связанных с ними при блочных схемах повышающих силовых трансформаторов. К ним относятся:

- маслянные насосы системы регулирования гидротурбины;

- насосы и вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;

- маслянные или водянные насосы системы смазки агрегата;

- насосы непосредственного водянного охлаждения генераторов;

- компрессоры торможения агрегата;

- насосы откачки воды с крышки турбины;

- вспомогательные устройства системы возбуждения генератора;

- возбудители в системах самовозбуждения.

К общестанционным относятся:

- насосы откачки воды из спиральных камер и отсасывающих труб;

- насосы хозяйственного водоснабжения;

- дренажные насосы;

- устройства заряда, обогрева и вентиляции аккумуляторных батарей;

- краны, подъемные механизмы затворов плотин, щитов, шандоров отсасывающих труб, сороудерживающих решеток;

- компрессоры ОРУ;

- отопление, освещение и вентиляция помещений и сооружений;

- устройства обогрева затворов, решеток и пазов.

Особенности ГЭС следующие:

– строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с местоположением электрической нагрузки;

– большую часть электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;

– работают по свободному графику (при наличии водохранилища);

– высокоманевренны (разворот и набор нагрузки занимает примерно 3...5 мин.);

– имеют высокий КПД (до 85 %).

2.5 ГАЭС – тоже самое что и ГЭС, только имеет режим перехода из электростанции в насосный режим, для перекачки воды в водохранилище, и увеличивают нагрузку на ТЭС и АЭС

2.6 Газотурбинные установки

КПД современных газотурбинных установок составляет 33–39%. Газотурбинная установка состоит из двух основных частей: силовая турбина и электрический генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Использование тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки. ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе: в обычном рабочем режиме — на газе, а в резервном (аварийном) — автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ в энергетике работают как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

В настоящее время газотурбинные установки начали широко применяться в малой энергетике. ГТУ предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях как основной или резервный источник электроэнергии и тепла для объектов производственного или бытового назначения. Области применения газотурбинных установок практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, муниципальные образования. Блочно-модульное исполнение ГТУ обеспечивает высокий уровень заводской готовности газотурбинных электростанций. Степень автоматизации газотурбинной электростанции позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала в блоке управления. Контроль работы станции может осуществляться с главного щита управления, дистанционно.

Принцип работы.

В газотурбинных установках — ГТУ многоступенчатый компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В камеру сгорания газотурбинных установок — ГТУ подается и определенное количество топлива. При столкновении на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются. Топливовоздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Затем, энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струями раскаленного газа лопаток турбины. Некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на электрический генератор. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТУ. Отработавшие газы направляются в утилизатор для получения тепловой энергии. Газотурбинные двигатели имеют самую большую удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг. В качестве топлива могут использоваться любое горючее: керосин, дизельное топливо, газ.

2.7 Парогазовая установка

электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принцип действия

Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как тприродный газ, так и продукты нефтяной промышленности. На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Приимущества

– Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42 %

– Низкая стоимость единицы установленной мощности

– Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками

– Короткие сроки возведения (9-12 мес.)

– Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом

– Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии

– Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками.