3. Основные типы станций: тэц, кэс, гэс, аэс, гту, пгу. Возобновляемые источники энергии: ГэоЭс, вэс, пэс и др.

Электрическая станция – это совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории. В зависимости от источника энергии различают тепловые электростанции, гидроэлектрические станции, гидроакку­мулирующие электростанции, атомные электростанции, приливные электростанции, ветроэлектростанции, геотермические электростанции и электростанции с магнитогидродинамическим генератором.

Тепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. По своему функциональному назначению Тепловые электрические станции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется сначала в механическую, а затем в электрическую.

Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут.

Первые ТЭС появились в конце XIX в. (1882  в Нью-Йорке, 1883  в Петербурге, 1884  в Берлине). В начале XXI в. ТЭС  продолжает оставаться основным видом электрических станций.

Технология производства электроэнергии на тепловой электростанции (рис.1.4 - ГРЭС, рис.1.5 - ТЭЦ) включает четыре основных компонента: подсистему подготовки и подачи топлива, паровую подсистему (котел и система транспортировки пара), Уголь, поступающий на электростанцию, проходит несколько ступеней подготовки. Из него удаляются металлические примеси, происходит дробление особо крупных кусков, после предварительной подготовки уголь поступает в бункер сырого угля 25. Из бункера уголь попадает в угольные мельницы 26, где происходит его измельчение до состояния пыли. Угольная пыль попадает либо в бункер пыли, а потом по пылепроводам в топку котла 2 либо сразу в топку. При сжигании топлива в топку котла необходимо подавать воздух, который также проходит несколько ступеней подготовки, заключающихся в подогреве холодного воздуха в воздухоподогревателях 22 и 24. После чего воздух попадает в топку 27 либо в питатели пыли для осуществления транспорта пыли.

При сжигании топлива 28, 29, подаваемого в топку котла, происходит образование водяного пара в замкнутом объеме под давлением (в случае небольших котлов) или в трубах, образующих топочные экраны (в современных промышленных котлах). Для повышения КПД процесса используются различные устройства, являющиеся частью котла или связанные с ним, например пароперегреватели 3, промежуточные пароперегреватели 5, экономайзеры 18.

Отходами процесса сжигания являются отходящие газы, а в случае использования угля или нефтепродуктов зола. Очистка отходящих газов производится в пылеуловителях 23 – электрических фильтрах, в которых на угольных станциях осуществляется очистка уходящих газов от угольной пыли. Также в процессе сгорания образуются шлаки, которые удаляются системой шлакоудаления 30.

Пар высокой температуры и высокого давления, образующийся в котле, поступает в паровую турбину. Проходя через турбину, пар вращает ротор, а затем попадает в конденсатор 9, где поддерживаются низкая температура и низкое давление.

Пар низкого давления, покидающий турбину, конденсируется на трубках конденсатора, по которым циркулирует охлаждающая вода 10, 11. По пароводяному тракту конденсат возвращается в котел, где снова превращается в пар. Поскольку конденсат является практически несжимаемой жидкостью с относительно небольшим объемом, его закачка 12 в трубы котла, находящиеся под высоким давлением, не требует значительных затрат энергии. Конденсат, перед тем как попасть в котел, проходит по пароводяному тракту, где его подогревают в подогревателях низкого 14 и высокого давления 17, производят очистку от воздуха в деаэраторе и поднимают давление до давления в котле в конденсаторном насосе 12 и питательном насосе 16.

Одно из основных отличий теплоэлектроцентрали от конденсационных станций установка на ней специальной теплофикационной турбиной с отбором пара. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе и затем поступает в конденсатор, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для нужд теплоснабжения и производства

Второе отличие ТЭЦ от КЭС заключается в технологической схеме. КЭС являются электростанциями с мощными энергоблоками (достигнута мощность 1200 кВт) и высокими параметрами пара. Это обусловливает блочный принцип построения таких электростанций (рис. 1.4), т. е. электростанция строится блоками котел–турбина–генератор–трансформатор.

На ТЭЦ же установлены значительно менее мощные энергоблоки, поэтому с точки зрения надежности тепло- и электроснабжения, а также для повышения экономичности работы электростанции возможно объединение на параллельную работу котлов (котлы выдают пар в общий коллектор пара), рис. 1.5.

ТЭЦ строят обычно вблизи потребителей  промышленных предприятий или жилых массивов, так как радиус действия мощных городских ТЭЦ по снабжению горячей водой не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,61,6 МПа может быть передан не далее чем на 23 км.

Рис. 1.6. Станция смешанного типа

Этим обусловлено следующее отличие ТЭЦ: так как потребители электроэнергии находятся вблизи электростанции, то отпадает необходимость в двойном преобразовании электроэнергии сначала в высокое напряжения, а затем наоборот, что уменьшает потери электроэнергии в силовых трансформаторах. Для электроснабжения потребителей строятся распределительные устройства на генераторном напряжении (ГРУ), рис. 1.5. Мощные ТЭЦ строят по блочному или смешанному принципу: часть блоков подключена к ГРУ, а часть – по блочному принципу, рис 1.6.

Тепловые конденсационные электростанции имеют невысокий КПД (3040 %), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 6070 %.

Современные паровые турбины для ТЭС  весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1,2 млн кВт, и это не является пределом.

Технологические схемы АЭС, ГЭС, ГАЭС и станций на возобновляемых источниках энергии изучить самостоятельно.

ЛЕКЦИЯ 2. РАЗДЕЛ 1. ТЕМА 1.4 (1 час)

ГРАФИКИ НАГРУЗОК, КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, КЛАССИФИКАЦИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

План

1. Графики нагрузок СЭС

2. Качество электроэнергии

3. Классификация потребителей

1. Графики нагрузок СЭС

Режим потребления электроэнергии определяется характером нагрузки, временем суток и года и может быть представлен графиком нагрузки  зависимостью активной, реактивной и полной мощности от времени.

Суточные графики нагрузки электростанций

Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы.

График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды. При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд:

,

где Р  мощность, отдаваемая с шин станции; Р_уст  установленная мощность генераторов; Р_{сн, max}  максимальный расход на собственные нужды; коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Р_{сн, max}.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальную экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.

При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой.

Требуемый график Р_т получают, вычитая из графика нагрузки генераторов Р_г график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Р_сн.

Годовой график продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс  часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Р_max до Р_min (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Годовой график продолжительности нагрузок

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. На рис. 2.2 показан способ построения графика при наличии двух суточных графиков нагрузки  зимнего (183 дня) и летнего (182 дня).

Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в справочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

Рис. 2.2. Способ построения годового графика продолжительности нагрузок

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т. п.

Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки.

Площадь ограниченная кривой графика активной нагрузки (рис. 2.2), численно равна произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период

,

где P_i – мощность i-й ступени графика; Т_i – продолжительность ступени.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год) равна

,

где Т – длительность рассматриваемого периода; W_п – электроэнергия за рассматриваемый период.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения:

.

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение К_зп к единице.

Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки.

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии W_п за этот период времени. Определение величины Т_max можно проиллюстрировать на примере рис. 3.1.

В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности К_и.

Коэффициент использования К_и характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что К_и < 1, а Т_уст < Т. С учетом соотношения Р_уст  Р_max имеем К_и К_зп.

В среднем для энергосистем Советского Союза продолжительность пользования установленной мощности электростанций составляет около 5000 часов в год.