Класифікація електричних станцій - електропостачання електрифікованих залізниць
Сторінка 5 з 35
Класифікація електричних станцій і особливості їх виробничого процесу
Мал. 6. Принципова схема технологічного процесу теплової конденсаційної електростанції і теплоелектроцентралі, що працюють на вугіллі
Конденсаційні електростанції (КЕС). Розглянемо роботу КЕС (рис. 6): зі складу палива 1 вугілля по транспортерів надходить в угледробільние 2 і пилоприготувальних 3 пристрої, де він розмелюють до пилоподібного станів через пальники вдувається в топку котла 4 вентилятором 7. Для кращого згоряння вугільний пил підігрівають гарячим повітрям. Повітря підігрівається в воздухоподогревателе 6 відходять димовими газами котла. Гази відсмоктуються в атмосферу димососом 8. Пар з котла надходить в турбіну 14. приводячи її в обертання. Вал турбіни з'єднаний з валом електричного генератора 9, в результаті чого механічна енергія перетворюється в електричну. Електроенергія надходить на збірні шини 10 станції; частина її розподіляється на генераторному напрузі, інша частина надходить на підвищувальну підстанцію 11 і при напрузі 35 кВ і вище передається по ВЛ в енергосистему.
Отработавший в турбіні пар конденсується в конденсаторі 13 під дією температури проточної води, яка подається насосом 12 з річки чи водойми. Конденсат насосом 20 подається в живильний бак 18 і далі за допомогою насоса 16 через підігрівачі 15
і 5 надходить в котел. Використання конденсату пара зменшує забруднення, котла. Для заповнення втрат в турбіні, конденсаторі та інших елементах і витрати пара і води на власні потреби електростанції в бак 18 додають воду з водопроводу, попередньо очищену в пристрої 17 від механічних і хімічних домішок. В котел надходить вода температурою 160-200 ° С.
К. п. Д. КЕС складає 35%. Такий низький к. П. Д. Пояснюється великими втратами в конденсаторі, котлі, паропроводах, турбінах, генераторах. К. п. Д. КЕС (%)
(1)
де 860 - тепловий еквівалент 1 кВт-год, ккал; а - питома витрата палива, кг / (кВт-ч);
7000 - теплотворна здатність 1 кг умовного палива, ккал.
Наприклад, при а = 0,34 кг / (кВт-ч) маємо т) = 36,2%.
На сучасних КЕС застосовують турбогенератори потужністю 200; 300; 500; 800 і 1200 тис. КВт з тиском пари 22-30 МПа і температурою перегріву 560- 600 ° С. Зі збільшенням параметрів пара і одиничної потужності агрегатів к. П. Д. Електростанції зростає. КЕС зазвичай будують в місцях видобутку дешевого природного палива, так як перевезення його на великі відстані неекономічна.
Теплоелектроцентралі (ТЕЦ). Мають ТЕЦ в місцях споживання теплової енергії і працюють вони на привізній висококалорійне паливо. Теплофікаційні турбіни мають кілька ступенів відбору пара. Від цих ступенів пар надходить безпосередньо на виробництва (див. Штриховую лінію на рис. 6) і в водопідігрівач 21 (бойлер), через який насосом 22 нагріта до 100-120 ° С вода подається в опалювальні системи і для побутових послуг. У бойлері
пар, віддавши тепло, конденсується і конденсат насосом 19 подається в живильне систему котла.
К. п. Д. ТЕЦ досягає 60-70%. Комбінована вироблення на ТЕЦ теплової та електричної енергії дозволяє економити 15-20% палива в порівнянні з роздільним виробленням електроенергії на КЕС та теплової енергії в котельних установках. Найбільш економічним є режим роботи ТЕЦ за графіком теплового споживання при найменшому пропуску пара до конденсатору.
На ТЕЦ встановлюють турбіни потужністю 50, 100 і 250 тис. КВт з напругою генератора 6 і 10 кВ. Для зв'язку з електромережею енергосистеми споруджують підвищує підстанцію з вторинною напругою 35-220 кВ.
Атомні електростанції (АЕС). На АЕС використовується теплова енергія ділення ядер, що розщеплюються,: ураіа-235, плутоіія-239, урану-233, які отримали назву ядерного палива. Атомні котли мають спеціальні сповільнювачі, звані реакторами. У них внутрішньоядерна енергія перетворюється в теплову, а теплова через теплоносій (воду і пар) - в електричну. АЕС споруджують з реакторами на теплових нейтронах і на швидких нейтронах. Вони можуть працювати по технологічному процесу КЕС або ТЕЦ.
Розглянемо спрощену схему одного з варіантів технологічного процесу роботи атомної електростанції (рис. 7). У реакторі 1 відбувається ланцюгова реакція поділу ядер ураіа-235 повільними нейтронами, в результаті чого виділяється велика кількість теплової енергії. Як сповільнювачів нейтронів використовують графіт. У графітових блоках 2 є циліндричні канали, в які вставлено втулки 3, виконані з урану у вигляді спеціального сплаву. За знаходяться всередині каналу 5 U-подібним сталевим трубам під тиском протікає вода. Виділяється в процесі ділення ядер урану тепло відводиться водою, що циркулює в трубах.
Мал. 7. Принципова схема технологічного процесу атомної конденсаційної електростанції
Нагріта до 320 ° С вода з тиском 20 МПа надходить в сепаратор 6, у верхній частині якого збирається насичений пар. Ця пара підсушується і перегрівається, проходячи знову по трубах каналів 4 реактора. Перегріта пара з цих каналів (530 ° С і 17 МПа) надходить по трубах в парогенератор 9; пройшовши його, пар конденсується і конденсат разом з водою з сепаратора 6 насосом 7 подається в канали 5 реактора.
Парогенератор складається з підігрівача конденсату 8, парогенератора насиченої пари 10 і пароперегрівача 11. Перегрітий пар з парогенератора надходить в парову турбіну 12, яка приводить в обертання генератор 13. Отработавший в турбіні пар надходить в конденсатор 14, звідки конденсат насосом 15 подається в підігрівач 16 і далі в парогенератор 9.
Реактор і охолоджуючий його теплоносій - джерела небезпечних для людей радіоактивних випромінювань.
Тому приміщення реакторів і парогенераторів захищають захисними конструкціями, виконаними з товстих шарів бетону, свинцю, води та інших; матеріалів. На АЕС передбачені два самостійних контуру циркуляції, що зроблено для безпеки обслуговуючого персоналу. Пар другого контуру перегрівається до 480-500 ° С і під тиском 9 МПа надходить в турбіну.
Продуктивність реактора регулюють за допомогою стрижнів, виконаних з матеріалу, активно поглинає нейтрони, і знаходяться в каналах реактора. Змінюючи положення цих стрижнів, змінюють інтенсивність реакції поділу ядер урану. К п. Д. Такий АЕС - 35%. Собівартість електроенергії на потужних АЕС нижче собівартості електроенергії на КЕС. При ядерної реакції 1 г урану-235 виділяється енергія 22 тис. КВт-год (19 млн. Ккал), що еквівалентно енергії, що виділяється при спалюванні 2800 кг вугілля. Перша в світі АЕС потужністю 5 тис. КВт була пущена в експлуатацію в СРСР в 1954 р Потужність блоків сучасних АЕС становить 1-1,5 млн. КВт.
Подальший розвиток і вдосконалення атомної енергетики - спорудження АЕС з реакторами на швидких нейтронах, паливом для яких є плутоній-239 і уран-233 (в природі їх немає), одержувані відповідно з урану-238 і торію-232 в реакторах. В 1 т природного урану міститься 7 кг ураіа-235 і 99,3% припадає на частку ураіа-238, нормально не розщеплюється. В результаті реакцій одночасно з отриманням енергії відтворюється нова речовина - плутоній-239, який є ефективним ядерним паливом. Реактори на швидких нейтронах здатні не тільки виробляти енергію, але і забезпечувати відтворення палива для своєї роботи. Коефіцієнт відтворення ядерного палива досягає 1,4-1,7 в залежності від типу реактора.
Перетворення в реакторах урану-238 на плутоній-239 збільшує ресурси ядерного палива приблизно в 100 разів, а торію-232 в уран-233 - в 200 разів. В СРСР перша АЕС на швидких нейтронах потужністю 350 тис. КВт працює з 1973 р в м Шевченко. На Белоярской АЕС (на Уралі) працюють агрегати потужністю по 600 тис. КВт. Перспектива використання ядерної енергії - шлях синтезу легких атомних ядер. Реакція злиття легких атомних ядер і утворення більш важких називається термоядерної, або термоядерним синтезом. З'єднання ядер важкого водню - дейтерію і надважкого водню - тритію в процесі синтезу утворює гелій, в результаті чого звільняється в 7-8 разів більше енергії, ніж при ядерної реакції поділу. Після вирішення проблеми управління термоядерної реакцією відкриється невичерпне джерело енергії, так як кількість дейтерію в світовому океані дуже велике (
5-1013 т).
Гідроелектростанції (ГЕС). Радянський Союз у своєму розпорядженні великі гідроенергетичні ресурси, широке використання їх для виробництва електроенергії дозволяє економити тверде та рідке паливо. ГЕС будують на річках і каналах, будують також приливні електростанції (ПЕС), що використовують енергію припливів і відливів океанів і морів. На гірських річках потік води відводять на ГЕС дериваційного каналом або тунелем, що йде в обхід основного русла річки. Гідростанції, на яких натиск створюється і греблею і деривації, називаються гребле-дериваційними. Дериваційні ГЕС будують малої і середньої потужності. На повноводних річках рівнин натиск створюється греблею, що перегороджує русло річки. Такі ГЕС називають греблі. Основними спорудами гідровузла є гребля, будівля ГЕС і судноплавний шлюз. Рівень води перед дамбою називають верхнім бьефом, нижче греблі - нижнім бьефом. Різниця верхнього та нижнього бьефов називають напором.
Греблі бувають водозливні і глухі; вони можуть бути споруджені із залізобетону і землі. Водозливні греблі створюють необхідний натиск і мають пристрої для скидання зайвої води в нижній б'єф при паводках. Глухі греблі служать тільки для створення необхідного напору. При невеликих напору (до 30 м) будівля електростанції вбудовують в водонапірна споруда і воно є продовженням греблі. Такі ГЕС називають русловими.
При напору більше 30-40 м зазвичай споруджують ГЕС пригребельного типу, у яких будівля розташована нижче греблі, з боку нижнього б'єфу. Весь натиск води сприймається тілом греблі 1 (рис. 8). Вода з верхнього б'єфу 2 по каналу 3 греблі надходить в спіральну камеру 6 і стікає на лопаті колеса турбіни 5, потім через канал 4 - в нижній б'єф 7. Під дією напору Н вода віддає свою енергію турбіні, що приводить в обертання генератор 9. Гідротурбіна і генератор мають загальний вал 8 і розташовані зазвичай вертикально. Електроенергія від генератора надходить на шини генераторної напруги 6,6; 10,5; 18 і 21 кВ. Частина її розподіляється на цьому ж напрузі, а інша частина після підвищення напруги до 35-750 кВ передається по ВЛ в енергосистему для розподілу.
На ГЕС встановлюють гідрогенератори потужністю 10, 20, 30, 50, 100, 200, 300, 500 і 640 тис. КВт. К. п. Д. Гідростанції досягає 85-86% (втрати в гідроспорудах 4%, гідротурбінах 6% і генераторах 3-5%). Собівартість електроенергії ГЕС в 5-8 разів менше, ніж виробляється на КЕС.
Мал. 8. Поперечний розріз пригреблева ГЕС
Гідроакумулюючі електростанції (ГАЕС). Електричну енергію можна запасти в великих кількостях. А такі запаси необхідні в зв'язку з нерівномірним добовим споживанням електроенергії в великих промислових центрах і містах. В окремі години дня (вранці, ввечері) витрата енергії різко зростає, вночі знижується. Для покриття «пікової» частини графіка навантаження електричної системи і служить ГАЕС. Вночі в годинник зниження навантажень турбіни ГАЕС працюють в режимі насоса, закачуючи воду з річки в спеціальне водосховище, розташоване на більшій висоті, ніж річка. У години «пікових» навантажень вода з цього водосховища подається на турбіни ГАЕС, в результаті чого виробляється електроенергія для покриття цих навантажень. ГАЕС здатна розвивати необхідну потужність протягом декількох хвилин, в той час як турбін КЕС і АЕС для цього необхідні годинник.
Перша ГАЕС в нашій країні працює під Києвом. Споруджується Загорська ГАЕС під Москвою потужністю 1200 тис. КВт. Вона буде використовувати 100-метровий перепад між річкою і штучним водосховищем. ГАЕС будуть споруджуватися і в інших районах країни, потужність кожної складе 1,5-2,0 МВт.
Загальні відомості про підстанціях
Генератори і приймачі електроенергії випускають на певні стандартні напруги (ГОСТ 721- 77), тому при передачі і розподілі електроенергії її доводиться перетворити кілька разів, змінюючи значення напруги. Перетворювачами змінного струму є силові трансформатори.
Електричні установки, службовці для прийому, перетворення змінного струму однієї напруги в інше при тій же частоті і розподілу електроенергії, називають трансформаторними підстанціями. Підстанції можуть бути підвищують П1 (рис. 9) і знижувальними, перші споруджують поруч з електростанціями і служать для підвищення генераторної напруги до необхідного значення: 35-750 кВ в залежності від віддаленості споживачів. Понижуючі підстанції розміщують в місцях споживання і розподілу електроенергії і призначені вони для зниження напруги (35; 10,5 кВ і нижче).
Мал. 9. Принципова схема електропостачання споживачів від ГЕС
Понижуючі підстанції поділяють на районні та місцеві. Районні постачають електроенергією великі райони з міськими, Промисловими, залізничними та іншими споживачами. Ці підстанції отримують харчування за ВЛ 110 кВ і вище, вторинна напруга їх 110; 35; 10,5 або 6,3 кВ. Районні підстанції можуть бути вузловими П2 (див. Рис. 9), прохідними ПЗ і тупиковими П4.
Місцеві підстанції призначені для електропостачання невеликих міст, залізничних станцій або вузлів. Вони можуть отримувати живлення від ВЛ 110-35 кВ П4. Вторинна напруга їх 6 і 10 кВ. Понижуючі підстанції, що мають одне вторинна напруга 400/230 В для живлення освітлювальної мережі або невеликий силового навантаження (ТП2) або два напруги 400/230 і 690 В (ТП1), називають трансформаторними пунктами. Їх розташовують у споживачів, встановлюючи один або два трансформатора невеликої потужності (у споживачів напругу 380/220 і 660 В).