Тема 3 Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях (1/1/1;1/1/1)

Тема 4 Коммутационные аппараты низкого напряжения.

Предохранители.(1/0/0;1/0/0)

План лекции

1 Классификация

2 Предохранители

 

Все основное оборудование распределительных устройств электрических станций и подстанций можно классифицировать по ряду признаков: назначение, области применения, принципу действия, роду тока, исполнению и др.

Основной является классификация по назначению, которая предусматривает разделение электрооборудования на следующие большие группы:

- коммутационные аппараты распределительных устройств, служащие для включения и отключения электрических цепей;

- ограничивающие аппараты, предназначенные для ограничения токов короткого замыкания и перенапряжения;

- пускорегулирующие аппараты, предназначенные для пуска, регулирования частоты вращения, напряжения и тока электрических машин или каких-либо других потребителей электрической энергии;

- аппараты для контроля заданных электрических или неэлектрических параметров;

- аппараты для измерений, с помощью которых цепи первичной коммутации изолируются от цепей измерительных и защитных приборов, а измеряемая величина приобретает стандартное значение, удобное для измерения;

- электрические регуляторы, предназначенные для регулирования заданного параметра по определенному закону.

Разделение электрооборудования по областям применения более условно. Электрооборудование для электрических систем и электроснабжения объединяют в группы аппаратов распределительных устройств низкого и высокого напряжения.

 

Предохранители - это аппараты, предназначенные для защиты электрических установок от токов короткого замыкания. Основным элементом предохранителей является плавкая вставка, перегорающая при протекании сверхтока и тем самым разрывающая электрическую цепь. Наиболее распространенные материалы вставок - медь, луженная для предотвращения окисления, серебро, цинк, олово.

К предохранителям предъявляются следующие требования:

- токовременная характеристика предохранителя должна проходить ниже характеристики защищаемого объекта, причем возможно ближе к ней;

- при коротком замыкании предохранители должны работать селективно; характеристики предохранителей должны быть стабильны;

- разброс параметров из-за производственных отклонений не должен нарушать защитные свойства предохранителей;

- в связи с возрастающей мощностью установок предохранители должны иметь высокую отличающую способность;

- замена сгоревшего предохранителя или плавкой вставки не должна требовать много времени.

Зависимость времени отключения цепи плавкой вставкой от времени протекания через нее тока называют защитной характеристикой предохранителя. Для совершенной защиты необходимо, чтобы токовременная характеристика предохранителя во всех точках шла ниже характеристики защищаемого объекта (рисунок 1). При небольших перегрузках(1,5…2) In нагрев предохранителя из-за отдачи большой части тепла окружающей среде протекает медленно.

Минимальный ток срабатывания называется пограничным током. Пограничный ток I_погр рассчитывается из уравнения баланса мощностей согласно выражению:

 

,

 

где К_Т - коэффициент теплоотдачи;

Т_ПЛ - температура плавления материала вставки, достигаемая при пограничном токе;

Т_окр - температура окружающей среды. Сопротивление плавкой вставки зависит от удельного сопротивления r₀ материала вставки, его температурного коэффициента a_Т, длины l и площади поперечного сечения вставки S.

, Ом.

 

 

Боковая поверхность охлаждения выражается через периметр поперечного сечения r и длину l, т.е, . Тогда получаемый пограничный ток:

 

,А,

 

 

Рисунок 1 Защитные характеристики плавких вставок

 

Для круглой плавкой вставки диаметром d:

 

,А. (1.4)

 

При токах, превышающих более чем в 4 раза номинальный ток, время нагрева вставки до температуры плавленая можно рассчитать без учета отдачи тепла в окружающую среду. Для этих условий

 

. (1.5)

 

Учитывая(1.2) и что V = Sl получим:

 

. (1.6)

 

Интегрируя в пределах времени от 0 до t_ПЛ прикотором достигается температура плавления материала Т_пл, получим выражение для времени нагрева вставки до температуры плавления.

 

, (1.7)

 

где .

 

Общее время срабатывания предохранителя складывается из времени плавления вставки и времени гашения дуги

 

.

 

Согласно рисунку 1 время отключения электрической цепи предохранителем при одном и том же токе тем меньше, чем меньше номинальный ток плавкой вставки. С увеличением аварийного тока эта разница во времени уменьшается, т.е. . В результате затруднительно получение селективного действия предохранителей при последовательном их включении, т.к. при больших токах короткого замыкания нет уверенности, что перегорит ближайший к месту короткого замыкания предохранитель.

Предохранители используются в электрическихсетях с напряжением до 1000В и в сетях с напряжением выше 1000В. Наибольшее применение предохранители получили в сетях с напряжением до 1000В. При напряжении выше 1000В предохранители служат для защиты маломощных радиальных сетей, небольших трансформаторных подстанций, а также для защиты трансформаторов напряжения.

Выбор предохранителей производится:

- по напряжению установки

U_уст≤ U_ном;

- по току

I_норм≤ I_ном, I_max≤ I_ном;

- по конструкции и роду установки;

- по току отключения

I_п,о≤ I_отк,п ,

где I_отк,п – предельно отключаемый ток (симметричная составляющая)

 

Рекомендуемая литература:

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.

Самостоятельная работа студентов:

1. Изучение конструкции предохранителей

 

Анализ работы схемы.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам: надежность электроснабжения потребителей;

приспособленность к проведению ремонтных работ;

оперативная гибкость электрической схемы;

экономическая целесообразность.

Надежность – свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и её отдельных узлов.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя нужно отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической схемы определяется её приспособленность для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а ещё лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется. Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

Анализ работы схемы должен содержать анализ соответствия этим требованиям главной схемы подстанции.

Выбор КРУ

Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.

Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

Применение КРУ приводит к сокращению объема и сроков проектирования, при необходимости легко производятся реконструкция и расширение электроустановки.

Для РУ 6-10 кВ понизительных подстанций широко применяются КРУ различных типов: с маломасляными выключателями ВМП, ВММ, ВМПЭ, ВМПП, ВК и МГГ; с электромагнитными выключателями ВЭМ, ВЭ; с вакуумными выключателями ВНВП, ВВТЭ и ВВТП.

Комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) предназначены для открытой установки вне помещения.

Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны, то КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью воздуха более 80 %, опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от -40 до +35 ˚С. В некоторых сериях КРУН предусматривается искусственный подогрев воздуха внутри шкафа для создания условий, препятствующих конденсации влаги при резких колебаниях температуры наружного воздуха.

КРУН могут иметь стационарную установку с выключателем подобно КРУ внутренней установки.

Шкафы КРУН широко применяются для комплектных трансформаторных подстанций и открытых РУ подстанций. Так же как и КРУ, они разработаны для схемы с одной системой шин.

Так как основным элементом комплектного распределительного устройства, внутренней и наружной установки является силовой выключатель, то выбор производится по параметрам выключателя.

Тема 3 Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях (1/1/1;1/1/1)

План лекции

1 Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС)

2 Теплофикационные электростанции – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

3 Атомные электростанции (АЭС)

4 Гидроэлектростанции (ГЭС)

5 Газотурбинные электростанции

6 Нетрадиционные типы электростанции

 

1 Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС)

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служит уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

Основными особенностями КЭС являются: удалённость 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.

Рисунок 1 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

 

На рисунке. 1 показана упрощённая 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. Построение КЭС по блочному принципу даёт определённые технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

1. облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

2. упрощается и становится более чёткой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надёжность работы и облегчается эксплуатация;

3. уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

4. сокращается объём строительных и монтажных работ;

5. уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

6. обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции (рисунок 1).

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 ещё большее количество тепла, затраченного при парообразовании, отдаёт 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, выдаётся на напряжении 110-750 кВ и лишь часть её отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключённый к выводам генератора.

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллюстрируется на рисунке 2.

 

а) б) в)

 

Рисунок 2 Варианты расположения основных сооружений КЭС:

1-главный корпус; 2-скад топлива; 3-дымовые трубы; 4-трансформаторы блоков; 5,6-распределительные устройства; 7-насосные станции; 8-промежуточные опоры электрических линий

 

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.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4-6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

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 золоулавители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее – при сжигании твёрдого 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.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твёрдого топлива).

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, объёмы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путём отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т.д.

 

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 стране.

Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 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.

 

 

Рисунок 3 Особенности технологической схемы ТЭЦ:

1-сетевой насос; 2-сетевой подогреватель

 

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 создаётся обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдаётся, 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 возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

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 (рис.4)

 

 

Рисунок 4 Вариант размещения основного оборудования на площадке ТЭЦ с отдельным зданием ГРУ:

1-дымовые трубы; 2-главный корпус; 3-многоамперные токопроводы; 4-здание ГРУ; 5-трансформатор связи; 6-ОРУ; 7-градирни (склад топлива для ТЭЦ не показан)

 

 

3 Атомные электростанции (АЭС)

 

АЭС – это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Один из основных элементов АЭС – реактор.

Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рисунке5 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.

 

 

Рисунок5 Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР:

1-реактор; 2-парогенератор; 3-турбина; 4-генератор; 5-трансформатор; 6-конденсатор турбины; 7-конденсатный (питательный) насос; 8-главный циркуляционный насос

 

АЭС, также 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.

АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. 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 производства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рисунке 6. 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 Pu-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

 

 

Рисунок 6 Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН:

а-принцип выполнения активной зоны реактора; б-технологическая схема:1-7-аналогичны указаниям на рис.5; 8-теплообменник натриевых контуров; 9-насос нерадиоактивного натрия; 10-насос радиоактивного натрия

 

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 конура 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 ТЭЦ, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота 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 надёжности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создаётся санитарно-защитная зона.

Возможное размещение основных сооружений АЭС на примере станции с блоками ВВЭР-1000 показано на рисунке 7

 

 

 

Рисунок 7 Вариант размещения основных узлов АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000:

1-помещение реактора; 2-машинный зал; 3-площадка трансформаторов; 4-сбросной канал (закрытый); 5-насосные станции; 6-водоподводящий канал (открытый); 7-ОРУ; 8-щит ОРУ; 9-объединённый вспомогательный корпус; 10-дизель-электрическая станция; 11-здание специальной водоподготовки; 12-административно-бытовой комплекс

 

4 Гидроэлектростанции (ГЭС)

 

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т.д.). В настоящее время на ГЭС врабатывается около15% всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станции сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории страны.

В настоящее время водные ресурсы используются в основном путём мощных гидроэлектростанций, 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, развиваемая гидрогенератором, 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 создаётся плотиной (рисунок 8). Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины – нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.

 

 

Рис.8 Принципиальная технологическая схема ГЭС

 

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, водосборные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклон 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, выдаётся 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 поддаётся 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 эксплутационным 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 определёнными перепадами высот между ними (рисунок 9). 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, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдаёт мощность в сеть.

 

 

Рисунок 9 Схема ГАЭС

 

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 вод и т.д. При сооружении крупных водохранилищ ГЭС, кроме того, создаются условия для развития тектонической активности.

Размещение основных объектов, входящих в состав электростанций, показано на примере приплотинной ГЭС (рисунок 10).

 

 

а)

б)

 

Рис.10 Размещение основных объектов приплотинной ГЭС:

а-план: 1-здание ГЭС; 2-станционная бетонная плотина; 3-бетонный водослив; 4-право- и левобережная каменно-набросные плотины; 5-ОРУ ВН и СВН;

б-разрез по станционной плотине: 1-плотина; 2-водопровод; 3-площадка электротехнического оборудования высокого напряжения; 4-здание машинного зала ГЭС

 

 

5 Газотурбинные электростанции

 

Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВт. Упрощённая принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена рисунке 11.

 

 

Рис.11 Принципиальная технологическая схема электростанций с газовыми турбинами:

КС – камера сгорания; КП – компрессор; ГТ – газовая турбина; G – генератор; Т – трансформатор; М – пусковой двигатель

 

Топливо (газ, дизельное горючее) подаётся 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%.

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, направляется 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. Разработаны ПГ мощностью 200-250 МВт с приемлемыми технико-экономическими показателями.

 

 

6 Нетрадиционные типы электростанции

 

Наряду с поисками новых источников энергии ведётся разработка и строительство станций на возобновляемых энергоресурсах экологически «чистого» типа, воздействие которых на окружающую среду минимально. Это станции, использующие энергию солнца, ветра, приливов и т.д.

Энергию солнца можно использовать через фотоэлементы путем прямого получения электроэнергии, или путем использования теплового излучения солнца, сфокусированного зеркалами на парогенераторе, пар из которого вращает турбину с генератором. Первый вид гелиостанций используется пока ограниченно и лишь в специальных установках, но по мере снижения стоимости и повышения отдачи фотоэлементов появится возможность широкого использования их в большой энергетике. Второй тип гелиостанций проще в реализации.

Ветроэлектростанции (ВЭС) не получили ещё распространения для удовлетворения нужд энергосистем. Они используются для сравнительно небольших автономных потребителей. Однако в пользу ВЭС говорят исследования по мощным электростанциям такого типа, в СНГ (до нескольких десятков МВт в комплекте) и в дальнем зарубежье (до нескольких МВт в единице с диаметром двухлопастного ветроколеса до 100м).

О достоинствах приливных электростанций можно судить по факту успешной эксплуатации при высоте приливов до 13 м Кислогубской ПЭС, сооружённой на Кольском полуострове. Выявлен ряд районов, где возможно и целесообразно сооружение ПЭС мощностью от десятков до сотен МВт.

Геотермальные электростанции используют энергию подземных термальных вод. Работоспособность таких станций доказана опытом их эксплуатации в США, Италии, Новой Зеландии, Мексике и других странах.

 

 

Рекомендуемая литература:

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.

Самостоятельная работа студентов:

1. Способы производства электроэнергии