![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
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 рк, 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 tп0; 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.
|