Предмет и цели изучения модуля № 9
9.1 Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС – ГРЭС)
9.2 Теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)
9.3 Атомные электростанции (АЭС)
Лабораторные работы к модулю 9
Вопросы для самопроверки к модулю 9
Предмет и цели изучения модуля № 9
Электрическими станциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.
Электростанции по особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого энергетического ресурса подразделяются на электростанции тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), дизельные (ДЭС). В последнее время большое внимание уделяется нетрадиционным источникам энергии (ветряные, солнечные, приливные, геотермальные электростанции), изучение которых предусматривается в специальной дисциплине и поэтому здесь не рассматривается.
В результате изучения данного раздела вы будете знать:
-устройство, назначение и технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях различного типа, объединяемых в энергосистемы.
уметь:
-выбирать электрические аппараты для установки на дизельных электростанциях, которые являются основным источником электроснабжения сельских потребителей удаленных от энергосистемы.
В настоящее время практически 99 % сельскохозяйственных потребителей получают питание от объединенных энергосистем.
Преимущества от объединения энергосистем следующие:
-объединение электростанций в энергосистему позволяет увеличить единичные мощности агрегатов. С возрастанием мощности агрегатов улучшаются их технические характеристики и снижается удельная стоимость выработки электроэнергии, т.е. улучшаются экономические показатели.
-создание объединенных энергосистем позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей.
Высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью является в настоящее время Российское акционерное общество “Единая энергетическая система России” (РАО “ЕЭС России”). Собственностью РАО являются:
-20 тепловых электростанций с установленной мощностью более 1000 МВт каждая (суммарной мощностью 42 ГВт);
-15 гидроэлектростанций с установленной мощностью более 300 МВт каждая (суммарной мощностью 26 ГВт);
-134 трансформаторных подстанции напряжением 220 кВ и выше с суммарной установленной мощностью трансформаторного оборудования 114,8ГВ·А;
-системообразующие линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше общей протяженностью около 57 тыс. км;
В настоящее время в состав ЕЭС входят шесть ОЭС (Центра, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири) из семи (ОЭС Востока пока работает отдельно от ЕЭС). Эти шесть ОЭС, в свою очередь, включают 64 РЭС из общего числа 74.
В ЕЭС России работают около 600 тепловых электростанций (ТЭС), разделяющихся на конденсационные (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), а также более 100 гидравлических (ГЭС) и 9 атомных (АЭС) электростанций. Характерной особенностью является высокая концентрация мощностей на электростанциях. На ТЭС эксплуатируются энергоблоки единичной мощностью 500, 800 и 1200 МВт, на АЭС работают реакторы максимальной электрической мощностью 1 ГВт. Установленная мощность отдельных электростанций достигает 4,0 ГВт на АЭС, 4,8 ГВт на ТЭС и 6,4 ГВт на ГЭС.
Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях различного типа.
9.1 Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС – ГРЭС)
На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут.
Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа – государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
На рис. 1.1 показан общий вид современной КЭС, а на рис. 1.3 – упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.
Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водо-подготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции (рис. 1.3).
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).
Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40-42%.
Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.
Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым распределительным устройством (ОРУ).
Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 – 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.
Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее – при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.
КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.
 |
| Общий вид современной КЭС 1 – главный корпус; 2 – вспомогательный корпус; 3 – открытое распределительное устройство; 4 – склад топлива |
 |
| Рис. 1.2. Принципиальная технологическая схема КЭС: 1 – склад топлива и система топливоподачи; 2 – система топливоприготовления; 3 – котел; 4 – турбина; 5 – конденсатор; 6 – циркуляционный насос; 7 – конденсатный насос; 8 – питательный насос; 9 – горелки котла; 10 – вентилятор; 11 – дымосос; 12– воздухоподогреватель; 13 – водяной экономайзер; 14 – подогреватель низкого давления; 15 – деаэратор; 16 – подогреватель высокого давления |
Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.
9.2 Теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)
Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла “отработавшего” в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии, вырабатываемой в СССР.
Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 1.3. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.
Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.
Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство
предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.
Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.
 |
| Рис. 1.3. Особенности технологической схемы ТЭЦ: 1 – сетевой насос; 2 – сетевой подогреватель |
Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала
9.3 Атомные электростанции (АЭС)
АЭС – это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.
Один из основных элементов АЭС – реактор. В нашей стране, как и во многих странах мира, используют в основном ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя – графит. Оба эти реактора нашли широкое применение на АЭС в РФ.
Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рис. 1.4 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.
АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.
Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части России.
АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. В настоящее время разработаны реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. При этом энергоблоки формируются следующим образом: реактор сочетается с двумя турбоагрегатами (реактор ВВЭР-440 и два турбоагрегата по 220 МВт, реактор 1000 МВт и два турбоагрегата по 500 МВт, реактор РБМК-1500 и два турбоагрегата по 750 МВт), или реактор сочетается с турбоагрегатом одинаковой мощности (реактор 1000 МВт и турбоагрегат 1000 МВт единичной мощности).
Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рис. 1.5. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Ри-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.
Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.
В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600.
АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. По этому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.
Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.
Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.
 |
| Рис. 1.4. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР: 1 – реактор; 2 – парогенератор; 3 – турбина; 4 – генератор; 5 – трансформатор; б–конденсатор турбины; 7 – конденсатный (питательный) насос; 8– главный циркуляционный насос |
 |
| Рис. 1.5. Принципиальная, технологическая схема АЭС с реактором типа БН: а – принцип выполнения активной зоны реактора; б – технологическая схема: 1–7–аналогичны указанным на рис. 1.7; 8 – теплообменник натриевых контуров; 9 – насос нерадиоактивного натрия; 10–насос радиоактивного натрия |
На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15% всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории РФ (большая часть их сосредоточена в восточной части страны).
В настоящее время водные ресурсы используются в основном на мощных гидроэлектростанциях, таких как Красноярская ГЭС (6 млн. кВт), Братская ГЭС (4,5 млн. кВт), Саяно-Шушенская ГЭС (6,4 млн. кВт), Усть-Илимская ГЭС (4,32 млн. кВт) и др.
Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы.
Мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.
На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рис. 1.6). Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины – нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор.
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.
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.
 |
| Рис. 1.6. Принципиальная технологическая схема ГЭС |
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. 1.7). В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины – в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок синхронные машины переводятся в генераторный режим, вода при этом сбрасывается через гидротурбину в нижний бассейн.
Такие электростанции способствуют выравниванию графиков нагрузки энергосистем.
 |
| Рис. 1.7 Схема ГАЭС |
Основными источниками питания в районах, удаленных от сетей энергосистем являются электростанции с дизелями в качестве первичных двигателей, которые могут использоваться также для резервного электроснабжения потребителей. Промышленностью выпускаются как передвижные, так и стационарные электростанции.
На станциях устанавливаются дизель-электрические агрегаты, состоящие из дизеля, генератора, предназначенного для выработки трехфазного переменного тока с частотой 50 Гц, возбудителя и пульта управления. Вал дизеля и генератора соединяют упругой муфтой. Весь агрегат устанавливается на одной общей раме.
Комплектную передвижную электростанцию монтируют на раме-салазках и размещают на автомобильном прицепе, в кузове автомобиля или в закрытом вагоне. От атмосферного воздействия электростанция защищается металлическим кожухом, если она размещена на прицепе или в кузове автомобиля и рассчитана для работы на открытом воздухе при температуре от - 50 до + 40°С.
Мощность выпускаемых промышленностью агрегатов электростанций 0,5-500 кВт. Первичными двигателями агрегата служат бензиновые, карбюраторные при мощности до 16 кВт и дизельные при мощности от 5 до 500 кВт. Дизельные первичные двигатели более экономичны, чем бензиновые, более долговечны, но и более тяжелые. В дальнейшем независимо от типа первичного двигателя все электростанции именуются ДЭС.
Стационарные ДЭС имеют такую же мощность, как и передвижные. Принято различать три категории ДЭС по мощности: малые – до 50 кВт, средние – до 200 кВт и большой мощности – свыше 200 кВт.
Для контроля и наблюдения за работой на ДЭС установлены соответствующая аппаратура и контрольно-измерительные приборы. Первичные двигатели имеют автоматические регуляторы скорости, а генераторы – автоматические регуляторы напряжения. Эти ДЭС не предназначены для параллельной работы и требуют наблюдения дежурного персонала. Дизельные двигатели агрегатов и станций выполняют с воздушной, водо-воздушной или водо-водяной системами охлаждения.
Стационарные дизельные электростанции состоят из следующих основных элементов и систем: дизель-электрический агрегат, топливное хозяйство, хозяйство смазочных масел, система технического водоснабжения, пусковая воздушная система, система выхлопа, воздухоочистительная система, щит управления, аккумуляторное хозяйство и распределительное устройство низкого напряжения.
Все элементы и основные системы стационарных дизель-электрических станций размещают в негорючих зданиях, выполненных из кирпича или железобетонных блоков. Повышающая подстанция и распределительное устройство высокого напряжения могут располагаться на открытом воздухе, рядом со зданием электростанции.
В сельской электрификации распространены дизельные электростанции с номинальным напряжением генераторов 400 В. Обмотки статора генераторов соединяются в звезду с заземленной нулевой точкой, что позволяет подключать к ним как трехфазные (электродвигатели), так и однофазные (освещение и бытовые приборы) потребители.
В зависимости от назначения дизельной электростанции ее схема электрических соединений будет различной.
В целях обеспечения электробезопасности персонала, работающего в сетях централизованного электроснабжения, не разрешается параллельная работа резервных источников с сетью. Поэтому конструкция переключающих устройств должна исключить возможность одновременного их включения на шины.
В качестве таких переключающих устройств рекомендуется применять трехполюсные переключатели на два направления (рубильники переключающие серии РП или переключатели врубные серии ВР-32), Допускается устройство блокировки между ручными приводами двух коммутационных аппаратов, установленных в цепях централизованного и резервного электроснабжения с помощью механических блокировок (блокировочных замков), а в случаях, когда коммутационные аппараты имеют катушки дистанционного включения и отключения, применять электрическую блокировку, исключающую возможность одновременного включения обоих аппаратов.
Рекомендуемые к применению схемы подключения предусматривают ручное управление операциями переключения и установку переключателей на два направления и отличаются друг от друга, в основном, местом установки пунктов подключения.
Место установки пункта подключения выбирается с учетом особенностей конкретного потребителя (взаимное расположение объектов; конструктивное выполнение ТП, РП и установленных на них щитов; балансовая принадлежность отдельных элементов сети и т.д.). Место установки пунктов подключения должно обеспечить также наиболее простое и быстрое выполнение электромонтажных работ, удобство и безопасность эксплуатации.
Если трансформаторная подстанция имеет закрытое исполнение (3ТП), то здание ДЭС рекомендуется пристроить к зданию ТП, Переключатели пункта питания устанавливают на вводах 380/220 В силовых трансформаторов, что обеспечивает подачу напряжения резервной электростанции непосредственно на шины распределительного устройства ТП, и размещают или в здании ТП или в здании ДЭС.
Если подстанция имеет комплектное исполнение (КТП), то здание ДЭС рекомендуется построить в непосредственной близости от КТП. Переключатели питания устанавливает на линиях 380/220 В, отходящих от КТП, которые вводятся в здание ДЭС, где размещается ПП. Это обеспечивает подачу напряжения СРЭ непосредственно на линии, питающие ответственные электроприемники. Подробно возможные схемы подключения резервных источников электроснабжения рассмотрены в [22,25].
Вопросы для самопроверки к модулю 9