Классификация электрических станций и особенности их производственного процесса
Общие сведения. Электрической станцией называют промышленное предприятие, вырабатывающее электроэнергию для снабжения ею различных потребителей. Электростанции подразделяют на тепловые, атомные, гидроэлектрические, ветроэлектростанции, солнечные и др. Тепловые электростанции по роду первичного двигателя могут быть с паровыми турбинами, машинами с двигателями внутреннего сгорания и газовыми турбинами. Атомные электростанции (АЭС) являются также тепловыми, паротурбинными, но работают не на органическом, а на ядерном топливе. Гидроэлектростанции (ГЭС) в зависимости от способа создания напора воды могут быть приплотинными, деривационными, смешанными. Ветроэлектростанции, солнечные, геотермальные используют соответственно энергию ветра, солнца, тепло недр земли. Они имеют пока ограниченные мощности и применяются редко.
Основное значение в электроэнергетике СССР имеют тепловые паротурбинные электростанции, на которых вырабатывается 78% всей электроэнергии, на ГЭС — 15% и на АЭС — 7%. Паротурбинные электростанции могут быть конденсационными (КЭС) и теплофикационными (ТЭЦ). Первые снабжают потребителей только электроэнергией, а ТЭЦ—и электрической и тепловой энергией в виде пара и горячей воды. В качестве топлива используется каменный уголь, сланцы, торф, мазут и природный газ. Электростанции на газе по сравнению с электростанциями, работающими на твердом топливе, требуют меньших капитальных затрат на 15—20%, к. п. д. их выше на 3—4%, а себестоимость электроэнергии ниже. К началу 1982 г. в СССР и за рубежом введено в эксплуатацию более 250 АЭС. Запасы на земле ядерного топлива (по содержанию энергии) во много раз больше, чем органического. Кроме того, АЭС меньше загрязняют атмосферу и почву, чем тепловые КЭС и ТЭЦ. Предполагается, что к 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС во всех странах достигнет 50% общей выработки электроэнергии.
Получают развитие новые типы электростанций с магнитогидродинамическими (МГД) и плазменными генераторами. МГД-генераторы позволяют непосредственно преобразовывать тепло в электроэнергию и могут использовать как органическое, так и ядерное топливо. Электроэнергия в МГД-генераторах вырабатывается в результате взаимодействия быстроперемещающихся электропроводящих жидкости или газа в неподвижном магнитном поле. Сильные магнитные поля создают в специальных установках, в которых обмотки электромагнитов работают в условиях сверхпроводимости при температуре жидкого гелия. К. п. д. таких установок достигает 60%. Если перевести одну тепловую КЭС мощностью 1 млн. кВт на работу с МГД-генераторами, то экономия в год составит 500 тыс. т топлива.
Электрические станции подразделяют на местные и районные. Районные электростанции имеют значительную мощность и предназначаются для питания потребителей крупного района. Электростанции делят также на стационарные и передвижные. Передвижные используют при строительстве и ремонтно-восстановительных работах. Выполняют их на автомобильном и железнодорожном ходу. Электростанции на железнодорожном ходу (мощностью 2,5—10 тыс. кВт) называют энергопоездами.
Рис. 6. Принципиальная схема технологического процесса тепловой конденсационной электростанции и теплоэлектроцентрали, работающих на угле
Конденсационные электростанции (КЭС). Рассмотрим работу КЭС (рис. 6): со склада топлива 1 уголь по транспортерам поступает в угледробильные 2 и пылеприготовительное 3 устройства, где он размалывается до пылевидного состояниям через горелки вдувается в топку котла 4 вентилятором 7. Для лучшего сгорания угольную пыль подогревают горячим воздухом. Воздух подогревается в воздухоподогревателе 6 отходящими дымовыми газами котла. Газы отсасываются в атмосферу дымососом 8. Пар из котла поступает в турбину 14. приводя ее во вращение. Вал турбины соединен с валом электрического генератора 9, в результате чего механическая энергия преобразуется в электрическую. Электроэнергия поступает на сборные шины 10 станции; часть ее распределяется на генераторном напряжении, другая часть поступает на повышающую подстанцию 11 и при напряжении 35 кВ и выше передается по ВЛ в энергосистему.
Отработавший в турбине пар конденсируется в конденсаторе 13 под действием температуры проточной воды, подаваемой насосом 12 из реки или водоема. Конденсат насосом 20 подается в питательный бак 18 и далее с помощью насоса 16 через подогреватели 15
и 5 поступает в котел. Использование конденсата пара уменьшает загрязнение, котла. Для восполнения потерь в турбине, конденсаторе и других элементах и расхода пара и воды на собственные нужды электростанции в бак 18 добавляют воду из водопровода, предварительно очищенную в устройстве 17 от механических и химических примесей. В котел поступает вода температурой 160—200° С.
К. п. д. КЭС составляет 35%. Такой низкий к. п. д. объясняется большими потерями в конденсаторе, котле, паропроводах, турбинах, генераторах. К. п. д. КЭС (%)
(1)
где 860 — тепловой эквивалент 1 кВт-ч, ккал; а — удельный расход топлива, кг/(кВт-ч);
7000 — теплотворная способность 1 кг условного топлива, ккал.
Например, при а=0,34 кг/(кВт-ч) имеем т)=36,2%.
На современных КЭС применяют турбогенераторы мощностью 200; 300; 500; 800 и 1200 тыс. кВт с давлением пара 22—30 МПа и температурой перегрева 560— 600° С. С увеличением параметров пара и единичной мощности агрегатов к. п. д. электростанции возрастает. КЭС обычно строят в местах добычи дешевого природного топлива, так как перевозка его на большие расстояния неэкономична.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Располагают ТЭЦ в местах потребления тепловой энергии и работают они на привозном высококалорийном топливе. Теплофикационные турбины имеют несколько ступеней отбора пара. От этих ступеней пар поступает непосредственно на производства (см. штриховую линию на рис. 6) и в водоподогреватель 21 (бойлер), через который насосом 22 нагретая до 100—120° С вода подается в отопительные системы и для бытовых услуг. В бойлере
пар, отдав тепло, конденсируется и конденсат насосом 19 подается в питательную систему котла.
К. п. д. ТЭЦ достигает 60—70%. Комбинированная выработка на ТЭЦ тепловой и электрической энергии позволяет экономить 15—20% топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии в котельных установках. Наиболее экономичным является режим работы ТЭЦ по графику теплового потребления при наименьшем пропуске пара к конденсатору.
На ТЭЦ устанавливают турбины мощностью 50, 100 и 250 тыс. кВт с напряжением генератора 6 и 10 кВ. Для связи с электросетью энергосистемы сооружают повышающую подстанцию со вторичным напряжением 35—220 кВ.
Атомные электростанции (АЭС). На АЭС используется тепловая энергия деления ядер расщепляющихся материалов: ураиа-235, плутоиия-239, урана-233, получивших название ядерного топлива. Атомные котлы имеют специальные замедлители, называемые реакторами. В них внутриядерная энергия преобразуется в тепловую, а тепловая через теплоноситель (воду и пар) — в электрическую. АЭС сооружают с реакторами на тепловых нейтронах и на быстрых нейтронах. Они могут работать по технологическому процессу КЭС или ТЭЦ.
Рассмотрим упрощенную схему одного из вариантов технологического процесса работы атомной электростанции (рис. 7). В реакторе 1 происходит цепная реакция деления ядер ураиа-235 медленными нейтронами, в результате чего выделяется большое количество тепловой энергии. В качестве замедлителей нейтронов используют графит. В графитовых блоках 2 имеются цилиндрические каналы, в которые вставлены втулки 3, выполненные из урана в виде специального сплава. По находящимся внутри канала 5 U-образным стальным трубам под давлением протекает вода. Выделяющееся в процессе деления ядер урана тепло отводится водой, циркулирующей в трубах.
Рис. 7. Принципиальная схема технологического процесса атомной конденсационной электростанции
Нагретая до 320° С вода с давлением 20 МПа поступает в сепаратор 6, в верхней части которого собирается насыщенный пар. Этот пар подсушивается и перегревается, проходя вновь по трубам каналов 4 реактора. Перегретый пар из этих каналов (530° С и 17 МПа) поступает по трубам в парогенератор 9; пройдя его, пар конденсируется и конденсат вместе с водой из сепаратора 6 насосом 7 подается в каналы 5 реактора.
Парогенератор состоит из подогревателя конденсата 8, парогенератора насыщенного пара 10 и пароперегревателя 11. Перегретый пар из парогенератора поступает в паровую турбину 12, которая приводит во вращение генератор 13. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор 14, откуда конденсат насосом 15 подается в подогреватель 16 и далее в парогенератор 9.
Реактор и охлаждающий его теплоноситель — источники опасных для людей радиоактивных излучений.
Поэтому помещения реакторов и парогенераторов ограждают защитными конструкциями, выполненными из толстых слоев бетона, свинца, воды и других; материалов. На АЭС предусмотрены два самостоятельных контура циркуляции, что сделано для безопасности обслуживающего персонала. Пар второго контура перегревается до 480—500° С и под давлением 9 МПа поступает в турбину.
Производительность реактора регулируют с помощью стержней, выполненных из материала, активно поглощающего нейтроны, и находящихся в каналах реактора. Изменяя положение этих стержней, меняют интенсивность реакции деления ядер урана. К- п. д. такой АЭС — 35%. Себестоимость электроэнергии на мощных АЭС ниже себестоимости электроэнергии на КЭС. При ядерной реакции 1 г урана-235 выделяется энергия 22 тыс. кВт-ч (19 млн. ккал), что эквивалентно энергии, выделяющейся при сжигании 2800 кг угля. Первая в мире АЭС мощностью 5 тыс. кВт была пущена в эксплуатацию в СССР в 1954 г. Мощность блоков современных АЭС составляет 1—1,5 млн. кВт.
Дальнейшее развитие и совершенствование атомной энергетики — сооружение АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, топливом для которых является плутоний-239 и уран-233 (в природе их нет), получаемые соответственно из урана-238 и тория-232 в реакторах-размножителях. В 1 т естественного урана содержится 7 кг ураиа-235 и 99,3% приходится на долю ураиа-238, нормально не расщепляющегося. В результате реакций одновременно с получением энергии воспроизводится новое вещество — плутоний-239, являющийся эффективным ядерным топливом. Реакторы на быстрых нейтронах способны не только вырабатывать энергию, но и обеспечивать воспроизводство топлива для своей работы. Коэффициент воспроизводства ядерного топлива достигает 1,4—1,7 в зависимости от типа реактора.
Превращение в реакторах-размножителях урана-238 в плутоний-239 увеличивает ресурсы ядерного топлива примерно в 100 раз, а тория-232 в уран-233 — в 200 раз. В СССР первая АЭС на быстрых нейтронах мощностью 350 тыс. кВт работает с 1973 г. в г. Шевченко. На Белоярской АЭС (на Урале) работают агрегаты мощностью по 600 тыс. кВт. Перспектива использования ядерной энергии — путь синтеза легких атомных ядер. Реакция слияния легких атомных ядер и образования более тяжелых называется термоядерной, или термоядерным синтезом. Соединение ядер тяжелого водорода — дейтерия и сверхтяжелого водорода — трития в процессе синтеза образует гелий, в результате чего освобождается в 7—8 раз больше энергии, чем при ядерной реакции деления. После решения проблемы управления термоядерной реакцией откроется неисчерпаемый источник энергии, так как количество дейтерия в мировом океане очень велико (~5-1013 т).
Гидроэлектростанции (ГЭС). Советский Союз располагает большими гидроэнергетическими ресурсами, широкое использование их для производства электроэнергии позволяет экономить твердое и жидкое топливо. ГЭС строят на реках и каналах, строят также приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов океанов и морей. На горных реках поток воды отводят на ГЭС деривационным каналом или тоннелем, идущим в обход основного русла реки. Гидростанции, на которых напор создается и плотиной и деривацией, называются плотинно-деривационными. Деривационные ГЭС строят малой и средней мощности. На полноводных реках равнин напор создается плотиной, перегораживающей русло реки. Такие ГЭС называют плотинными. Основными сооружениями гидроузла являются плотина, здание ГЭС и судоходный шлюз. Уровень воды перед плотиной называют верхним бьефом, ниже плотины — нижним бьефом. Разность верхнего и нижнего бьефов называют напором.
Плотины бывают водосливные и глухие; они могут быть сооружены из железобетона и земли. Водосливные плотины создают необходимый напор и имеют устройства для сбрасывания лишней воды в нижний бьеф при паводках. Глухие плотины служат только для создания необходимого напора. При небольших напорах (до 30 м) здание электростанции встраивают в водонапорное сооружение и оно является продолжением плотины. Такие ГЭС называют русловыми.
При напорах более 30—40 м обычно сооружают ГЭС приплотинного типа, у которых здание расположено ниже плотины, со стороны нижнего бьефа. Весь напор воды воспринимается телом плотины 1 (рис. 8). Вода из верхнего бьефа 2 по каналу 3 плотины поступает в спиральную камеру 6 и стекает на лопасти колеса турбины 5, затем через канал 4 — в нижний бьеф 7. Под действием напора Н вода отдает свою энергию турбине, приводящей во вращение генератор 9. Гидротурбина и генератор имеют общий вал 8 и расположены обычно вертикально. Электроэнергия от генератора поступает на шины генераторного напряжения 6,6; 10,5; 18 и 21 кВ. Часть ее распределяется на этом же напряжении, а остальная часть после повышения напряжения до 35—750 кВ передается по ВЛ в энергосистему для распределения.
На ГЭС устанавливают гидрогенераторы мощностью 10, 20, 30, 50, 100, 200, 300, 500 и 640 тыс. кВт. К. п. д. гидростанции достигает 85—86% (потери в гидросооружениях 4%, гидротурбинах 6% и генераторах 3—5%). Себестоимость электроэнергии ГЭС в 5—8 раз меньше, чем вырабатываемой на КЭС.
Рис. 8. Поперечный разрез приплотинной ГЭС
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Электрическую энергию нельзя запасти в больших количествах. А такие запасы необходимы в связи с неравномерным суточным потреблением электроэнергии в крупных промышленных центрах и городах. В отдельные часы дня (утром, вечером) расход энергии резко возрастает, ночью снижается. Для покрытия «пиковой» части графика нагрузки электрической системы и служит ГАЭС. Ночью в часы снижения нагрузок турбины ГАЭС работают в режиме насоса, закачивая воду из реки в специальное водохранилище, расположенное на большей высоте, чем река. В часы «пиковых» нагрузок вода из этого водохранилища подается на турбины ГАЭС, в результате чего вырабатывается электроэнергия для покрытия этих нагрузок. ГАЭС способна развивать необходимую мощность в течение нескольких минут, в то время как турбинам КЭС и АЭС для этого необходимы часы.
Первая ГАЭС в нашей стране работает под Киевом. Сооружается Загорская ГАЭС под Москвой мощностью 1200 тыс. кВт. Она будет использовать 100-метровый перепад между рекой и искусственным водохранилищем. ГАЭС будут сооружаться и в других районах страны, мощность каждой составит 1,5—2,0 МВт.
Общие сведения о подстанциях
Генераторы и приемники электроэнергии выпускают на определенные стандартные напряжения (ГОСТ 721— 77), поэтому при передаче и распределении электроэнергии ее приходится преобразовать несколько раз, изменяя значение напряжения. Преобразователями переменного тока являются силовые трансформаторы.
Электрические установки, служащие для приема, преобразования переменного тока одного напряжения в другое при той же частоте и распределения электроэнергии, называют трансформаторными подстанциями. Подстанции могут быть повышающими П1 (рис. 9) и понижающими, первые сооружают рядом с электростанциями и служат для повышения генераторного напряжения до требуемого значения: 35—750 кВ в зависимости от удаленности потребителей. Понижающие подстанции размещают в местах потребления и распределения электроэнергии и предназначены они для понижения напряжения (35; 10,5 кВ и ниже).
Рис. 9. Принципиальная схема электроснабжения потребителей от ГЭС
Понижающие подстанции подразделяют на районные и местные. Районные снабжают электроэнергией большие районы с городскими, Промышленными, железнодорожными и другими потребителями. Эти подстанции получают питание по ВЛ 110 кВ и выше, вторичное напряжение их 110; 35; 10,5 или 6,3 кВ. Районные подстанции могут быть узловыми П2 (см. рис. 9), проходными ПЗ и тупиковыми П4.
Местные подстанции предназначены для электроснабжения небольших городов, железнодорожных станций или узлов. Они могут получать питание от ВЛ 110—35 кВ П4. Вторичное напряжение их 6 и 10 кВ. Понижающие подстанции, имеющие одно вторичное напряжение 400/230 В для питания осветительной сети или небольшой силовой нагрузки (ТП2) или два напряжения 400/230 и 690 В (ТП1), называют трансформаторными пунктами. Их располагают у потребителей, устанавливая один или два трансформатора небольшой мощности (у потребителей напряжение 380/220 и 660 В).
