Типы электростанций

Способы производства электроэнергии.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса электростанции подразделяют на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТУ).

ТЭС, предназначенные только для производства электроэнергии, называются конденсационными электростанциями (КЭС). КЭС, работающие на органическом топливе, строятся обычно вблизи мест добычи топлива.

КЭС большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основ­ном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное его давление (глубокий вакуум). Это дает возможность умень­шить расход тепла на единицу выработанной электроэнергии, так как чем выше начальные параметры р₀ и t₀ перед турбиной и ниже конечное давление пара р_к, тем выше к. п. д. установки.

Рисунок 1 - Типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных уста­новок на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (а) и с промежуточным перегревом (б): 1 - парогенератор; 2 - турбина; 3 - электрогенератор; 4 - конденсатор; 5 - конден­сатный насос; 6 - регенеративные подогреватели низкого давления: 7 - дренажный насос; 8 - деаэратор; 9 - питательный насос; 10 - регенеративные подогреватели высокого давления

На рис.1 представлены типичные тепловые схемы конден­сационных установок на органическом топливе. По схеме рис.1, aподвод тепла к циклу происходит только при генера­ции пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева t_п0; по схеме рис.1, б наряду с передачей тепла при этих усло­виях тепло подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давления (ЧВД) турбины.

Первая схема называется схемой без промежуточного перегрева, вторая – с промежуточным перегревом пара. Тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров проме­жуточного перегрева (промперегрева) выше.

По обеим схемам отработавший пар конденсируется в кон­денсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках техниче­ской водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8. Деаэра­тор служит для удаления из воды растворенных в ней газов, однако одновременно в нем, так же как в регенеративных подо­гревателях, питательная вода парогенераторов подогревается па­ром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в экономайзер парогенератора.

Рисунок 2 – Технологическая схема пылеугольной электростанции: 1- вагон с топливом; 2 - разгрузочное уcтройство; 3 – угольный склад;. 4 - ленточный транспортep; 5 – дробильная установка; 6 – бункер сырого угля; 7 - пылеугольная мельница; 8 - сепаратор; 9 - циклон; 10 - бункер угольной пыли; 11 - питатели пыли; 12 – мельничный вентилятор; 13 – парогенератор; 14 - дутьевой вентилятор; 15 - электрофильтр; 16 - дымосос; 17 - дымовая труба; 18 и 19 – регенеративные подогреватели низкого и высокого давления; 20 -деаэратор; 21 - питательный насос; 22 - турбина и электрический генератор; 23 - конденсатор; 24 –конденсатный насос; 25 – циркуляционный насос; 26 и 27 – приемный и сбросной колодцы; 28 – устройства для химической обработки добавочной воды (в химцехе); 29 - сетевой подогреватель; 30 – подающая и обратная линии сетевой воды; 31­ - отвод конденсата греющего пара; 32 - главное электрическое распределительное устройство станции; 33 - багерный насос

Технологическая схема такой электростанции, работающей на угольной пыли, показана на рис.2. Топливо в железнодорож­ных составах поступает к разгрузочным устройствам 2, откуда с помощью ленточных транспортеров 4 - на склад 3, со склада топливо подается в дробильную установку 5. Имеется возмож­ность подавать топливо в дробильную установку и непосредст­венно от разгрузочных устройств. Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля 6, а оттуда через пита­тели - в пылеугольные мельницы 7. Угольная пыль пневмати­чески транспортируется через сепаратор и циклон в бункер угольной пыли 10, а оттуда питателями 11 подается к горелкам.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, прохо­дят последовательно газоходы парогенератора (котлоагрегата), где отдают тепло пароперегревателю (первичному и вторичному, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом), водя­ному экономайзеру и воздухоподогревателю, очищаются от лету­чей золы в золоуловителях (электрофильтрах) 15 и через дымо­вую трубу дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухо­подогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33, которые перекачивают их на золоотвалы.

Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподо­греватели парогенератора дутьевым вентилятором 14. Забирает­ся воздух обычно наверху котельной или (при парогенераторах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Перегретый пар от парогенератора 13 поступает к турбине 22. Конденсат из конденсатора турбины подается конденсатными насосами через регенеративные подогреватели низкого давления 18 в деаэратор 20, а оттуда питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер парогенера­тора.

Потери пара и конденсата восполняются в данной схеме хи­мически обессоленной водой, которая подается в линию конден­сата за конденсатором турбины.

Охлаждающая вода подается в конденсатор из источника водоснабжения циркуляционными насосами 25. Подогретая вода сбрасывается в тот же источник на расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателям 29 этой установки пар поступает от отборов турбины.

Выработанная электрическая энергия отводится от электри­ческого генератора к внешним потребителям через повышающие электрические трансформаторы.

Для снабжения электроэнергией электродвигателей, освети­тельных устройств и приборов электростанции имеется электри­ческое распределительное устройство собственных нужд.

Электрические станции на органическом топливе всегда ис­пользуют перегретый пар. Температура перегрева определяется конструкционными материалами, применяемыми для изготовле­ния пароперегревателей, паропроводов и некоторых элементов турбины. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно принимается равной 540⁰С при давлении пара перед тур­биной до 235 бар.

На атомных электрических станциях широко применяется также насыщенный пар. Это объясняется тем, что в ряде случа­ев перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе весьма усложняет конструкцию реактора и схему установки, требует существенных дополнительных капитальных затрат. В то же время ядерное горючее значительно дешевле органического, вследствие чего выработка электроэнергии на установках мень­шей стоимости даже при болеенизких значениях к. п. д. эконо­мически оправдывается.

Схема атомной электрической станции может быть однокон­турной, двухконтурной и трехконтурной.

Рисунок 3 – Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС: 1 – реактор; 2 – промежуточный теплообменник; 3 – парогенератор; 4 – турбогенератор; 5 – конденсатор; 6 – насос; 7 – циркуляционный насос ІІ контура; 8 - циркуляционный насос І контура

На электростанции, работающей по одноконтурной схеме (рис.3, а), пар образуется в активной зоне реактора и оттyдa направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар перегревается в перегревательных каналах реактора или отдельном ядерном пароперегревателе.

Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующий­ пар в реакторе в этом случае становится радиоактивным. По­ этому большая часть оборудования контура должна иметь защи­ту от излучений. В процессе работы электростанции в паропро­водах, турбине и других элементах оборудования могут скапли­ваться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде электролиты, продукты коррозии), обла­дающие наведенной активностью, что затрудняет контроль за оборудованием и его ремонт.

По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис.3, б и в) отвод тепла из реактора осуществляется теп­лоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного кон­тура.

На электростанциях, работающих по двухконтурной или трехконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях неактивны, поэтому эксплуатация электростанции существенно облегчается. Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсатопроводов и турбинного трак­та не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исклю­чена, например, при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как контакт его с водой может привести к крупной аварии. В двухконтурной схеме электростанции даже при небольших нарушениях плотности произойдет контакт актив­ного натрия с водой, и аварию ликвидировать будет довольно трудно. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен.

Технологическая схема І контура двухконтурной АЭС пока­зана на рис.4.

Рисунок 4 - Технологическая схема контура АЭС: 1 - контейнер; 2 - бассейн: 3 - перегрузочный кран; 4 - реактор; 5 - мостовой кран реакторного зала; 6 - главная задвижка; 7 - главный циркуляционный насос; 8 - парогенератор; 9 ­- трубопроводы питательной воды; 10- трубопроводы вторичного пара

Ядерное горючее, находящееся в тепловыделяющих элемен­тах (ТВЭЛ) определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загру­жается в активную зону реактора 4 (рис.4). Кассеты с вы­горевшими тепловыделяющими элементами помещаются в бас­сейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет заметно уменьшается, кассеты в контейнерах вывозятся на перерабаты­вающие заводы. Тепло, выделяющееся в реакторе и воспринятое теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем Іконтура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур (рис.3, в).

Пар, образовавшийся в парогенераторе (при двухконтурных и трехконтурных схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по паропроводу к турбине.

Дальнейшая часть схемы в основном не отличается от схемы обычной ТЭС с органическим топливом (см. рис.2).

На гидроэлектростанциях (ГЭС) для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.).

Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развивае­мая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q, т. е.

P=H·Q.

Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.

На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рис.5). Вод­ное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже пло­тины - нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.

Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.

В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные соору­жения и др.

Рисунок 5 – Принципиальная технологическая схема ГЭС

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, напра­вляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в ос­новном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатывае­мая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (110-500 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление элек­троэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз мень­ше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механиз­мов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судо­ходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с., поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами.

Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90 %.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость элек­троэнергии на ГЭС, как правило в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккуму­лирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют как минимум два бассейна - верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними (рис.6). В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обра­тимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генера­торы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины - в насосный.

Рисунок 6 - Схема ГАЭС

Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных на­грузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощно­сти, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.

Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график на­грузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций.

Воздействие ГЭС и ГАЭС на окружающую среду связано с сооруже­нием плотин и водохранилищ. Это обстоятельство, кроме отчуждения больших площадей земли с их природными богатствами, сказывается на изменении ландшафта, уровня грунтовых вод, на переформировании бере­гов, увеличении испарения воды и т. д. При сооружении крупных водохра­нилищ ГЭС, кроме того, создаются условия для развития тектонической активности.

Газотурбинные электростанции.

Основу современных газотурбинных электростанций составляют га­зовые турбины мощностью 25 -100 МВт. Упрощенная принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена на рис.7.

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 %.

Рисунок 7 - Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами: КС - камера сгорания; КЛ - компрессор; ГТ - газовая турбина; G - генератор; Т ­- трансформатор; М - пусковой двигатель

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.

Геотермальные электростанции (ГТЭС) используют внутреннее тепло Земли, геотермическую энер­гию гейзеров, термальных источников для теплофикации и для производства электроэнергии.

В России геотермальные источники существуют на Камчатке, на Курильских островах, в Сибири.

Впервые геотермальная станция на глубинном паре давлением 5 атм и температурой +200 ⁰С была построена в Италии в городе Ларде­релло в 1904 г.

Геотермальные станции используются в Италии, Исландии, Рос­сии, Японии, Новой Зеландии.

В России на Камчатке в 1967 году бьла построена Паужетская ГТЭС нa 11 МВт, в начале XXI века Мутновская на 200 МВт, строит­ся Паратунковская ГТЭС.

Гелиоэлектростанции (ГЛЭС)

Они используют тепловую энергию солнечных лучей с помощью приемников двух видов:

- плоских, улавливающих солнечные лучи, направленные перпендикулярно плоскости (приемники отслеживают направление сол­нечных лучей, автоматически разворачивая свою плоскость);

- концентрирующих, в которых солнечные лучи с помощью зер­кальных сферических поверхностей концентрируются в фокусе, где расположены тепловые элементы установки (например, паровой ко ­ тел).

Сконструированы солнечные электростанции на полупроводни­ковых фотоэлементах (кремниевых, селеновых и др.). В таких уста­новках солнечная энергия непосредственно превращается в электри­ческую энергию.

В конце ХХ в. в США и России был создан двухслойный полу­проводниковый фотоэлемент из арсенида галлия, который преобразу­ет в электричество видимую часть солнечного спектра, а инфракрас­ная часть спектра, проходящая через этот прозрачный слой, поглоща­ется и преобразуется в электричество во втором слое – антимониде галлия или арсениде алюминия. В итоге КПД такого фотоэлемента составляет примерно 30-37 %, что сопоставимо с КПД современных тепловых и атомных электростанций (у обычных фотоэлементов в настоящее время КПД составляет где-то 10-12 %).

В Италии гелиоэлектростанция с паровой турбиной имеет мощ­ность 200 кВт. В Армении была построена полупроводниковая сол­нечная электростанция мощностью 1200 кВт.

Приливные гидроэлектростанции (ПЭС) вырабатывают электрическую энергию за счет ис­пользования потенциальной энергии приливов и отливов моря. Величина прилива (в результате притяжения Луны) в разных местах Земли неодинакова: у берегов Америки она составляет 21 м, у бере­гов Франции и Англии - порядка 15 м, у берегов России - 8... 11 м на Белом и Охотском морях. Установлено, что использовать энергию приливов целесообразно уже при 3-4 м высоты прилива.

Приливные станции строят в бухтах с узким проходом. Перего­раживают вход плотиной и в ней устанавливают гидрогенераторы. Во время прилива и отлива вода по трубам подходит к гидротурбинам и вращает их, а следовательно, и электрогенератор, сидящий на одном валу с турбиной.

Для ПЭС используют обратимые турбины, когда вращение не­прерывно при любом направлении движения воды.

Приливы для вращения мельничных колес использовались 1000 лет тому назад в Испании, Франции, Англии.

ПЭС работают в Китае, во Франции, в России (Кислогубская ПЭС на Баренцевом море имеет мощность 1200 кВт) и других стра­нах.

Ветровые электростанции (ВЭС) используют энергию ветра. Энергия ветра используется человечеством уже несколько тысячелетий, но для выработки электроэнергии, в основном, в ХХ веке.

Чаще всего изготавливают ветродвигатели крыльчатого типа. Диаметр крыльев бывает от 8 до 30 м и более, а мощность таких ус­тановок от 1 до 1000 кВт и более.

Мощность ветрового двигателя Р определяют скорость ветра С, м/с и k - коэффициент полезного действия установки­

P = k·C (кВт).

В период полной работы ветра элек­трическая энергия аккумулируется с по­следующей отдачей в период безветрия.

Россия в начале ХХ века была одной из ведущих стран в практическом приме­нении энергии ветра. В 30-е годы была построена в районе Балаклавы ветроэлек­тростанция мощностью 100 кВт, с диа­метром колеса 30 метров. Затем, в связи со строительством мощных электростанций, интерес к ветростанциям упал. Сейчас они снова набирают силу.