Получение электроэнергии на тепловых электростанциях. Как производится электроэнергия на тепловой электростанции (ТЭЦ). Основные технологические процессы в электроэнергетике

Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».

Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 - млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6% (по ЕЭС России - на 1,5%).

В 2018 г. увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из‑за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт-ч. Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г.,
когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте-газопроводного и железнодорожного транспорта.

В течение 2018 г. значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался:

• в энергосистеме Вологодской области (прирост потребления 2,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «Северсталь»;
• в энергосистеме Липецкой области (прирост потребления 3,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «НЛМК»;
• в энергосистеме Оренбургской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Уральская сталь»;
• в энергосистеме Кемеровской области (прирост потребления 2,0% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Кузнецкие ферросплавы».

В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии:

• в энергосистеме Пермской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Соликамскбумпром»;
• в энергосистеме Республики Коми (прирост потребления 0,9% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Монди СЛПК».

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

• в энергосистемах Астраханской области (прирост потребления (1,2% к 2017 г.) и Республики Калмыкия (прирост потребления 23,1% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум);
• в энергосистемах Иркутской (прирост потребления 3,3% к 2017 г.), Томской (прирост потребления 2,4% к 2017 г.), Амурской областей (прирост потребления 1,5% к 2017 г.) и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) (прирост потребления 14,9% к 2017 г.) - увеличение потребления магистральными нефтепроводами на территориях указанных субъектов Российской Федерации.

Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 г. отмечено на промышленных предприятиях:

• в энергосистеме Нижегородской области (прирост потребления 0,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»;
• в энергосистеме Самарской области (прирост потребления 2,3% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Самара»;
• в энергосистемах Оренбургской (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) и Челябинской областей (прирост потребления 0,8% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»;
• в энергосистеме Свердловской области (прирост потребления 1,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Югорск».

В 2018 г. наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 г. электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».

В 2018 г. с увеличением объема производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. Для АЭС это проявилось в значительной мере с вводом в 2018 г. новых энергоблоков №5 на Ленинградской АЭС и №4 на Ростовской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2018 г. выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России - 1070,9 млрд кВт∙ч) (табл. 1, табл. 2).

Увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7%, в том числе:

• ТЭС - 630,7 млрд кВт∙ч (падение на 1,3%);
• ГЭС - 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3%);
• АЭС - 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7%);
• электростанции промышленных предприятий - 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9%).
• СЭС - 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7%).
• ВЭС - 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии за 2018 г., млрд кВтч

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2018 г., млрд кВтч

* - Норильско-Таймырский энергетический комплекс

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности) (табл. 3, табл. 4).

В 2018 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

• ТЭС - около 4 075 часов (46,5% календарного времени);
• АЭС - 6 869 часов (78,4% календарного времени);
• ГЭС - 3 791 часов (43,3% календарного времени);
• ВЭС - 1 602 часов (18,3% календарного времени);
• СЭС - 1 283 часов (14,6% календарного времени).

По сравнению с 2017 г. использование установленной мощности на ТЭС и ГЭС увеличилось на 20 и 84 часа соответственно, снизилось на СЭС на 2 часа.

Существенно, на 409 часов снизилось использование установленной мощности АЭС, а использование установленной мощности ВЭС наоборот увеличилось на 304 часа.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2019

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2017 и 2018 годах, %

Табл. 5 Изменение показателей установленной мощности электростанций объединенных энергосистем, в том числе ЕЭС России в 2018 году

Тепловые электростанции подразделяют на станции:

по виду приводного двигателя - паротурбинные, газотурбинные, с двигателями внутреннего сгорания;

по виду топлива - с твердым органическим топливом (уголь, дрова, торф), жидким топливом (нефть, бензин, керосин, дизельное топливо), работающие на газе.

На тепловых электростанциях энергия сжигаемого топлива преобразуется в тепловую энергию, которая используется для нагрева воды в котле и образования пара. Энергия водяного пара приводит во вращение паровую турбину, соединенную с генератором.

Тепловые электростанции, в которых пар полностью используется для получения электроэнергии, называются конденсационными электростанциями (КЭС). Мощные КЭС располагаются вблизи районов добычи топлива, удалены от потребителей электроэнергии, поэтому передача электроэнергии осуществляется при высоких напряжениях (220 - 750 кВ). Строятся электростанции блоками.

В городах широко используются теплофикационные электростанции или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На этих электростанциях пар, частично отработавший в турбине, используется для технологических нужд, а также для отопления и горячего водоснабжения в жилищно-коммунальном хозяйстве. Одновременное производство электрической и тепловой энергии снижает затраты на электро- и теплоснабжение по сравнению с раздельным производством электрической и тепловой энергии.

На тепловых электростанциях, для получения из воды большого количества пара под высоким давлением, используют тепло, образуемое в процессе сжигания органического топлива, такого как нефть, газ, уголь или мазут. Как понимаете, пар тут хотя и выступает теплоносителем из эпохи паровых машин, тем не менее он вполне способен вращать турбогенератор.

Пар из котла подается в турбину, с валом которого соединен генератор трехфазного переменного тока. Механическая энергия вращения турбины преобразуется в электрическую энергию генератора и передается потребителям на генераторном напряжении либо на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы.

Давление подаваемого к турбине пара составляет порядка 23,5 МПа, при этом его температура может доходить до 560°С. А вода применяется на тепловой электростанции именно потому, что разогревается она типичным для таких станций ископаемым органическим топливом, запасы которого в недрах нашей планеты пока еще достаточно велики, хотя и дают огромный минус в виде вредных выбросов, загрязняющих окружающую среду.

Так вот, вращающийся ротор турбины сопряжен здесь с якорем турбогенератора огромной мощности (несколько мегаватт), который в конечном счете и генерирует электроэнергию на данной тепловой электростанции.

По энергоэффективности тепловые электростанции в принципе таковы, что преобразование тепла в электроэнергию осуществляется на них с КПД порядка 40%, при том очень большое количество тепла оказывается в худшем случае просто сброшенным в окружающую среду, а в лучшем - сразу же подается в системы отопления и горячего водоснабжения близлежащих потребителей. Таким образом, если высвобождаемое на электростанции тепло тут же используется для теплоснабжения, то КПД такой станции в целом достигает уже 80%, а станция называется теплоэлектроцентралью или ТЭЦ.

Самая обычная турбина генератора тепловой электростанции содержит на своем валу множество колес с лопатками, разнесенных в две отдельные группы. Пар под наиболее высоким давлением - тот, что выбрасывается из котла, он сразу попадает на проточную часть генераторной установки, где и вращает первую группу рабочих колес с лопатками. Далее этот же пар дополнительно подогревается в пароподогревателе, после чего попадает уже на вторую группу колес, работающих при давлении пара пониже.

В итоге турбина, напрямую связанная с ротором генератора, совершает 50 оборотов в секунду (с соответствующей частотой вращается и магнитное поле якоря, пересекающее обмотку статора генератора). Чтобы генератор не нагревался бы в процессе работы сверх меры, на станции реализована система охлаждения генератора, предотвращающая его перегрев.

Внутри котла тепловой электростанции установлена горелка, на которой сгорает топливо, образуя высокотемпературное пламя. К примеру, сжигаться может угольная пыль с подачей кислорода. Пламя охватывает большую площадь трубопровода сложной конфигурации с движущейся по нему водой, которая разогреваясь становится паром, вырывающимся наружу под высоким давлением.

Вырывающийся под высоким давлением водяной пар подается на лопатки турбины, передавая ей свою механическую энергию. Турбина вращается, и энергия механическая преобразуется в электрическую. Преодолев систему лопаток турбины, пар направляется в конденсатор, где попадая на трубы с холодной водой, он конденсируется, то есть снова становится жидкостью - водой. Такая тепловая электростанция называется конденсационной электростанцией (КЭС).

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), в отличие от конденсационных электростанций (КЭС), содержат в своем составе систему отбора тепла у пара, после того как он прошел через турбину и уже поспособствовал выработке электроэнергии.

Пар отбирается с разными параметрами, что зависит от вида конкретной турбины, при том количество отбираемого от турбины пара также регулируется. Отобранный для получения тепла пар конденсируется в сетевых подогревателях воды, где он отдает свою энергию воде из сети, а вода насосами направляется в пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. Далее вода подается в систему тепломагистралей.

При необходимости отбор тепла у пара на ТЭЦ может быть полностью перекрыт, тогда теплоэлектроцентраль превратится в обычную КЭС. Таким образом ТЭЦ способна работать в одном из двух режимов: в тепловом режиме - когда приоритет на выработку тепла или в электрическом - когда приоритет электричеству, например летом.

Преобразование первичной энергии во вторичную, в частности в электрическую, осуществляется на станциях, которые в своем назва­нии содержат указание на то, какой вид первичной энергии в какой вид вторичной преобразуется на них:

ТЭС – тепловая электрическая станция преобразует тепловую энергию в электрическую;

ГЭС – гидроэлектростанция преобразует механическую энер­гию движения воды в электрическую;

ГАЭС – гидроаккумулирующая станция преобразует механи­ческую энергию движения предварительно накопленной в искус­ственном водоеме воды в электрическую;

АЭС – атомная электростанция преобразует атомную энергию ядерного топлива в электрическую;

ПЭС – приливная электростанция преобразует энергию при­ливов в электрическую, и т. д.

В Республике Беларусь более 95% энергии вырабатывается на ТЭС. По назначению тепловые электро­станции (ТЭС) делятся на два типа:

КЭС – конденсационные тепловые электростанции, предназ­наченные для выработки только электрической энергии;

ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, на которых осуществляется со­вместное производство электрической и тепловой энергии .

На рис. 1. представлена тепловая схема ТЭС. Ее основное обору­дование состоит из котла-парогенератора ПГ, турбины Т и генератора Г. В котле при сжигании топлива выделяется теп­ловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине Т водяной пар превраща­ется в механическую энергию вращения. Гене­ратор Г превращает энер­гию вращения в электри­ческую. Тепловая энергия для нужд потребления может быть взята в виде пара из турбины либо котла. На рис. 1. кроме основного оборудования ТЭС показаны конден­сатор пара К, в котором отработанный пар, отдавая скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде, с помощью циркуляционного насоса Н в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. Схе­ма ТЭЦ отличается тем, что взамен конденсатора устанавливается теп­лообменник, где пар при значительном давлении нагревает воду, пода­ваемую в главные тепловые магистрали. Технология преобразований энергии на ТЭС может быть представ­лена в виде цепи следующих превращений:

Рис. 1. Тепловая схема ТЭС

Топливо и окислитель, которым обычно служит воздух, непрерывно поступает в топку котла. В качестве топлива чаще всего используются уголь, сланцы, природный газ и мазут (продукт переработки нефти – остаток пос­ле отгонки из нефти бензина, керосина и других легких фракций). Однако использование природного газа и особенно мазута в перспективе должно сокращаться, так как это слишком ценные вещества, чтобы их использо­вать в качестве котельного топлива. За счет тепла, образующегося в резуль­тате сжигания топлива, в паровом котле вода превращается в пар с температурой около 550°С. КПД ТЭС – это отношение полученной электрической энергии к тепловой энергии, образовавшейся при сжигании топлива; он растет при повышении начальной температуры пара. Но при этом для наиболее ответственных деталей установки, испытывающих боль­шие механические нагрузки в сочетании с высокой температурой, прихо­дится применять высококачественные, дорогие стали. Выигрыш в КПД не компенсирует повышенных затрат на металл. В турбине способ преобразования тепловой энергии пара в меха­ническую энергию состоит в следующем. Пар высокого давления и тем­пературы, имеющий большую тепловую энергию, из котла поступает в сопла турбины. Сопла – это неподвижно укрепленные, не вращающие­ся вместе с валом турбины, сделанные из металла каналы, в которых температура и давление пара уменьшаются, а значит, уменьшается и его тепловая энергия, но зато увеличивается скорость движения потока пара. Таким образом, за счет уменьшения тепловой энергии пара возра­стает его механическая (кинетическая) энергия. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее – в механическую энергию турбогенератора, так как валы турбины и элек­трического генератора соединены между собой. Современные паровые турбины для ТЭС – весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины. Количество охлаждающей воды должно быть в несколько десятков раз больше, чем количество конденсируемого пара. Поэтому ТЭС стро­ят поблизости от крупных водных источников. Процесс производства электроэнергии на ТЭС условно можно раз­делить на три цикла: химический – горение, в результате которого внутренняя хи­мическая энергия топлива превращается в тепловую и переда­ется пару; механический – тепловая энергия пара превращается в энергию вращения турбины и ротора турбогенератора; электрический – механическая энергия превращается в элект­рическую .

Предприятиями, на которых производится тепловая и электрическая энергии, являются: ТЭС на углеводородном топливе, ТЭЦ производит электрическую и тепловую энергию, АЭС использует энергию ядерного распада. ТЭС включает комплект оборудования, в котором внутренняя химическая энергия топлива (твердого, жидкого или газообразного) превращается в тепловую энергию воды и пара, преобразующуюся в механическую энергию вращения, которая и вырабатывает электрическую энергию. Поступающее со склада в парогенератор топливо при сжигании выделяет тепловую энергию, которая, нагревая подведенную с водозабора воду, преобразует ее в энергию водяного пара с температурой 550˚С. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения, передающуюся на генератор, который превращает ее в электрическую. В конденсаторе пара отработанный пар с температурой 123-125˚С отдает скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде и с помощью циркулярного насоса в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. На ТЭС могут использоваться газотур­бинные установки (ГТУ). Широкое распространение газовые турбины получили на транспорте в качестве основных элементов авиационных двигателей, на железнодорожном транспорте – газотурболокомотивы.

В ГТУ в качестве рабочего тела служит смесь продуктов сго­рания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом дав­лении и высокой температуре. По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутрен­него сгорания, а при очень высоких температурах рабочего тела их экономичность выше. Газовые турбины более компактны, чем паро­вые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощно­сти. Важнейшим преимуществом газовой турбины является ее высокая маневренность: время запуска составляет 1–1,5 мин. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, чем паротурбинная, легко пускается, останавливается, регулируется. Недостаток ГТУ заключается в том, что газовые турбины работают, в основном, на жидком высокосортном топливе или на газообразном (природный газ; искусственный газ, по­лучаемый при особом сжигании твердых топлив). Тем не менее, ана­литические исследования перспективных направлений развития ми­ровой энергетики называют ГТУ в числе наиболее прогрессивных преобразователей энергии XXI века. На рис. 2. представлена принципиальная схема ТЭС с газотурбин­ной установкой.

Рис. 2. Схема ТЭС с газотурбинной установкой (ГТУ)

В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообраз­ное топливо и воздух. Образующиеся в ней газы 2 высокого давления при температуре 750-770°С направляются на рабочие лопатки турби­ны 3. Турбина 3 вращает электрический генератор 4, вырабатывающий электрическую энергию, и компрессор 5, служащий для подачи под дав­лением воздуха 6 в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре 5 воздух 6 перед подачей в камеру сгорания 1 подогревается в регенераторе 7 от­работанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволя­ет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания. Для повышения экономической эффективности использования ГТУ на ТЭС применяют парогазовые установки – совмещение газотур­бинных и паротурбинных агрегатов. Они являются высокоманеврен­ными и служат для покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме. Принципиальная схема ТЭС с парога­зовой установкой приведена на рис. 3. На ней обозначены: 1– паро­генератор, 2 – компрессор, 3 – газовая турбина, 4 – генератор, 5 – паровая турбина, 6 – конденсатор, 7 – насос, 8 – экономайзер. Экономайзер по­зволяет отработанные в турбине газы использовать для подогрева пита­тельной воды, что дает возможность уменьшить расход топлива и по­высить КПД до 44%.

Рис. 3. Схема ТЭС с парогазовой установкой

На рис. 4. представлена еще одна возможная схема ТЭС с парогазовой установкой – с выбросом отработанных газов в паровой котел. Здесь 8 – камера сгорания.

Рис. 4. Схема ТЭС с парогазовой установкой с выбросом отработанных газов в паровой котел

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), где осуществляется комплексная вы­работка электрической и тепловой энергии, обладают КПД в 1,5-1,7 раз выше, достигающим 60-65%. Комплексная выработка электро­энергии и тепла очень выгодна. Многим отраслям промышленности: химической, металлургичес­кой, текстильной, пищевой и др. тепло необходимо для технологичес­ких целей. Примерно 50% добываемого топлива расходуется на тепло­вые нужды предприятий. Отработанный в турбинах КЭС пар имеет температуру 25-30°С и давление около 0,04 бара (0,04-10~7МПа) и не­пригоден для использования в технологических целях на предприяти­ях. Тре­буется горячая вода и для отопления жилых зданий. Тепловая энергия в виде пара указанных параметров и горячей воды может производиться централизованно на ТЭЦ и в крупных ко­тельных или децентрализованно на заводских мини-ТЭЦ и в индиви­дуальных котельных. На ТЭЦ для получения пара с необходимыми потребителю парамет­рами используют специальные турбины с промежуточными отборами пара. В них, после того как часть энергии пара израсходуется на приведе­ние в движение турбины и параметры его понизятся, производится отбор некоторой доли пара для потребителей. Оставшаяся доля пара обычным способом используется в турбине для приведения ее во вращение и затем поступает в конденсатор. Поскольку для части пара перепад давления оказывается меньшим, то несколько возрастает расход топлива на выра­ботку электроэнергии. Однако это увеличение в конечном счете меньше по сравнению с расходом топлива в случае раздельной выработки элект­рической энергии и тепла на небольших котельных. При сжигании топ­лива только для получения тепла, например для отопления, весь «темпе­ратурный напор» примерно от 1500°С до 100°С, т.е. от температуры, получаемой при сжигании топлива, до температуры, нужной для отопле­ния, никак не используется. Выгоднее использовать этот температурный интервал больше 1000°С для получения из тепловой энергии механичес­кой, а тепло (около 100°С) направить на отопление. Конечно, в этом слу­чае механической энергии при том же количестве сжигаемого топлива получится меньше за счет повышения конечной температуры примерно на 70°С (с 30 до 100°С). Такое повышение необходимо для обеспечения температуры воды на нужды отопления. Горячая вода и пар под давлени­ем до 3 МПа доставляются потребителям по трубопроводам. Совокуп­ность трубопроводов для передачи тепла называется тепловой сетью. Передача тепла в виде пара неэкономична на расстояние более 5–7 км .

Централизованное теплоснабжение на базе комплексной выработ­ки тепловой и электрической энергии обеспечивает в настоящее время основную долю потребности в тепле промышленного и жилищно-ком­мунального хозяйства, уменьшает расход топливно-энергетических ре­сурсов, а также материальных и трудовых затрат в системах теплоснаб­жения, имеет экологические преимущества. Однако при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ можно выработать только 25-30% требуемой электрической энер­гии. Работа же конденсационных станций определяется условиями вы­работки электроэнергии, которую технологически и экономически возможно передавать на значительные расстояния. Это делает благо­приятным концентрацию больших электрических мощностей и позво­ляет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в национальной энергетической системе необходимо и целе­сообразно сочетание КЭС и ТЭЦ.

В качестве весьма энергоэффективного решения снабжения крупных производств элект­роэнергией и теплом рассматриваются мини-ТЭЦ. Атомная электростанция (АЭС) по своей сути также является теп­ловой электростанцией. Однако вместо котла, где сжигается органическое топливо, использует­ся ядерный реактор. Внутриядерная энергия превращается в тепловую энергию пара, которая затем – в механическую энергию вращения тур­богенератора и в электрическую энергию. Наличие термодинамическо­го цикла на АЭС ограничивает КПД этой станции, как и обычных теп­ловых станций. Недостаток АЭС заключается также в отсутствии маневренности: пуск и останов блоков и агрегатов этих станций требу­ет значительных затрат времени и труда.

Введение

В настоящем издании приведены общие сведения о процессах производства, передачи и потребления электрической и тепловой энергии, взаимной связи и объективных закономерностях этих процессов, о различных типах электростанций, их характеристиках, условиях совместной работы и комплексного использования. В отдельной главе рассмотрены вопросы энергосбережения.

Производство электрической и тепловой энергии

Общие положения

Энергетика - это совокупность естественных, природных и искусственных, созданных человеком систем, предназначенных для получения, преобразования, распределения и использования энергетических ресурсов всех видов. Энергоресурсами являются все материальные объекты, в которых сосредоточена энергия для возможного использования ее человеком.

Среди различных видов энергии, используемых людьми, электроэнергия выделяется рядом существенных достоинств. Это относительная простота ее производства, возможность передачи на очень большие расстояния, простота преобразования в механическую, тепловую, световую и иную энергию, что делает электроэнергетику важнейшей отраслью жизнедеятельности человека.

Процессы, происходящие при производстве, распределении, потреблении электрической энергии, неразрывно взаимосвязаны. Также взаимосвязаны и объединены установки по выработке, передаче, распределению и преобразованию электроэнергии. Такие объединения называются электроэнергетическими системами (рис.1.1) и являются составной частью энергетической системы. В соответствии с энергетической системой называют совокупность электрических станций, котельных, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии и теплоты при общем управлении этими режимами.

Составной частью электроэнергетической системы является система электроснабжения, представляющая собой совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.

Аналогичное определение можно дать системе теплоснабжения.

Тепловые электрические станции

Получение энергии из топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) посредством их сжигания в настоящее время является наиболее простым и доступным способом производства энергии. Поэтому до 75% всей электроэнергии в стране вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). При этом возможны как совместная выработка тепловой и электрической энергии, например, на тепловых электростанциях (ТЭЦ), так и их раздельное производство (рис. 1.2).

Структурная схема ТЭС приведена на рис. 1.3. Работа происходит следующим образом. Система топливоподачи 1 обеспечивает поступление твердого, жидкого или газообразного топлива к горелке 2 парового котла 3. Предварительно топливо соответствующим образом подготавливается, например, уголь дробится до пылевидного состояния в дробилке 4, подсушивается и насыщается воздухом, который дутьевым вентилятором 5 от воздухо-заборника 6 через подогреватель 7 также подается к горелке. Тепло, выделяемое в топке котла, используется для нагрева воды в теплообменниках 8 и образования пара. Вода подается насосом 9 после того, как проходит специальную систему водоподготовки 10. Пар из барабана 11 при высоком давлении и температуре поступает в паровую турбину 12, где энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения вала турбины и электрического генератора 13. Синхронный генератор вырабатывает переменный трехфазный ток. Отработанный в турбине пар конденсируется в конденсаторе 14. Для ускорения этого процесса используется холодная вода естественного или искусственного водоема 15 или специальные охладители - градирни. Конденсат насосами вновь подается в парогенератор (котел). Такой цикл называется конденсационным. Электростанции, использующие этот цикл (КЭС), вырабатывают только электрическую энергию. На ТЭЦ часть пара из турбины забирается при определенном давлении до конденсатора и используется для нужд потребителей тепла.

Рис. 1.1.

G - генераторы электроэнергии; Т - трансформаторы; Р - электрические нагрузки;

W - линии электропередачи (ЛЭП); АТ - автотрансформаторы

Рис.1.2.

а - совмещенное производство; б - раздельное производство

Рис.1.3.

Топливо и его приготовление. На ТЭС используется твердое, жидкое или газообразное органическое топливо. Его общая классификация приведена в таблице 1.1 .

Таблица 1.1. Общая классификация топлива

Топливо в том виде, в каком оно сжигается, называется "рабочим топливом”. В состав рабочего топлива (твердого и жидкого) входят: углерод С, водород Н, кислород О, азот N, зола А и влага W. Выражая компоненты топлива в процентах, отнесенных к одному килограмму массы, получают уравнение состава рабочей массы топлива.

Сера называется летучей и составляет часть общего количества серы, находящейся в топливе, остальная негорючая часть серы входит в состав минеральных примесей.

Естественное газообразное топливо содержит: метан, этан, пропан, бутан, углеводороды, азот, углекислый газ. Последние два компонента - балласт. Искусственное газообразное топливо имеет в своём составе метан, окись углерода, водород, углекислый газ, водяные пары, азот, смолы.

Основной теплотехнической характеристикой топлива является теплота сгорания, которая показывает, какое количество теплоты в килоджоулях выделяется при сжигании одного килограмма твердого, жидкого или одного кубического метра газообразного топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания.

Высшей теплотой сгорания топлива называют количество теплоты, выделяемой топливом при полном его сгорании c учётом теплоты, выделившейся при конденсации водяных паров, которые образуются при горении.

Низшая теплота сгорания отличается от высшей тем, что не учитывает теплоту, затрачиваемую на образование водяных паров, которые находятся в продуктах сгорания. При расчётах используют низшую теплоту сгорания, т.к. теплота водяных паров бесполезно теряется с уходящими в дымовую трубу продуктами сгорания.

Взаимосвязь высшей и низшей теплоты сгорания для рабочеймассы топлива определяется уравнением

Для сравнения различных видов топлива по величине теплоты сгорания введено понятие "условное топливо" (у. т.). Условным считают топливо, низшая теплота сгорания которого при рабочей массе равна 293 кДж/кг для твёрдого и жидкого топлива или 29300 кДж/м3 для газообразного топлива. В соответствии с этим каждое топливо имеет свой тепловой эквивалент Эт = QНР / 29300.

Перевод расхода рабочего натурального топлива в условное производится по уравнению

Вусл = Эт? Вт.

Краткая характеристика отдельных видов топлива приведена в табл.1.2.

Таблица 1.2. Характеристика топлива

Особо следует отметить низшую теплоту сгорания в кДж/кг мазута - 38000...39000, природного газа - 34000...36000, попутного газа - 50000...60000. Кроме того, это топливо практически не содержит влаги и минеральных примесей.

Перед подачей топлива в топку производят его подготовку. Особенно сложна система приготовления твердого топлива, которое последовательно проходит очистку от механических примесей и посторонних предметов, дробление, сушку, пылеприготовление, перемешивание с воздухом.

Система подготовки жидкого и особенно газообразного топлива значительно проще. Кроме тоготакое топливо экологически более чистое, практически не имеет зольности.

Простота транспортировки, легкость автоматизации управления процессами горения, высокая теплота сгорания обусловливают перспективность использования в энергетике природного газа. Однако запасы этого сырья ограничены.

Водоподготовка. Вода, являясь теплоносителем на ТЭС, непрерывно циркулирует по замкнутому контуру. При этом особое значение имеет очистка воды, подаваемой в котел. Конденсат от паровой турбины (рис.1.3) поступает в систему 10 очистки от химических примесей (химводоочистка - ХВО) и свободных газов (деаэрация). В технологическом цикле вода -пар-конденсат неизбежны потери. Поэтому от внешнего источника 15 (пруд, река) через водозабор 16 производится подпитка водяного тракта. Вода, поступающая в котел, предварительно подогревается в экономайзере (теплообменнике) 17 уходящими продуктами сгорания.

Паровой котел. Котел является парогенератором на ТЭС. Основные конструкции представлены на рис.1.4.

Котел барабанного типа имеет стальной барабан 1, в верхней части которого собирается пар. Питательная вода подогревается в экономайзере 2, находящемся в камере 3 уходящих газов, и поступает в барабан. Коллектор 4 замыкает паро-водяной цикл котла. В топочной камере 5 горение топлива при температуре 1500. ..20000С обеспечивает закипание воды. По стальным подъемным трубам 6, имеющим диаметр 30...90 мм и покрывающим поверхность топочной камеры, вода и пар поступают в барабан. Пар из барабана через трубчатый пароперегреватель 7 подается в турбину. Пароперегреватель может выполняться двух - трехступенчатым и предназначен для дополнительного нагрева и сушки пара. Система имеет опускные трубы 8, по которым вода из нижней части барабана опускается в коллектор.

В котле барабанного типа обеспечивается естественная циркуляция воды и пароводяной смеси за счет их разной плотности.

Такая система позволяет получить докритические параметры пара (критической называется точка состояния, в которой исчезает различие в свойствах жидкости и пара): давление до 22,5 МПа, а практически не более 20 МПа; температура до 374°С (без пароперегревателя). При большем давлении нарушается естественная циркуляция воды и пара. Принудительная циркуляция пока не нашла применения в мощных барабанных котлах из-за своей сложности. Поэтому котлы данного типа используются в энергоблоках мощностью до 500 МВт при паропроизводителъности до 1600 тонн в час.

В котле прямоточного типа специальные насосы осуществляют принудительную циркуляцию воды и пара. Питательная вода насосом 9 через экономайзер 2 подается в трубы-испарители 10,где превращается в пар. Через пароперегреватель 7 пар поступает в турбину. Отсутствие барабана и принудительна циркуляция воды и пара позволяют получить сверхкритические параметры пара: давление до 30 МПа и температуру до 590°С. Это соответствует энергоблокам мощностью до 1200 МВт и паропроизводителъности до 4000 т/ч.

Котлы, предназначенные только для теплоснабжения и устанавливаемые в местных или районных котельных, выполняются на тех же принципах, что рассмотрены выше. Однако параметры теплоносителя, определяемые требованиями потребителей тепла, существенно отличаются от рассмотренных ранее (некоторые технические характеристики таких котлов приведены в табл.1.3).

Таблица 1.3. Технические данные котлов отопительных систем

Например, котельные, пристроенные к зданиям, допускают применение котлов с давлением пара до 0,17 МПа и температурой воды до 1150С, а максимальная мощность встроенных котельных не должна превышать 3,5 МВт при работе на жидком и газообразном топливе или I,7 МВт при работе на твёрдом топливе. Котлы отопительных систем различаются по виду теплоносителя (вода, пар), по производительности и тепловой мощности, по конструкции (чугунные и стальные, малометражные и шатровые и др.).

Эффективность работы системы парогенерации или подготовки горячей воды во многом определяется коэффициентом полезного действий (КПД) котлоагрегата.

В общем случае КПД парового котла и расход топлива определяются выражениями:

Кг/с, (1.1)

где hk - КПД парового котла, %; q2, q3, q4, q5, q6 - потеря теплоты соответственно с уходящими газами, химическим недожогом, механическим недожогом, на наружное охлаждение, со шлаком, %; В - полный расход топлива, кг/с; QПК - теплота, воспринятая рабочей средой в паровом котле, кДж/м; - располагаемая теплота поступающего в топку топлива, кДж/кг.

Рис.1.4.

а - барабанного типа; б - прямоточного типа

1- барабан; 2 - экономайзер; 3 - камера уходящих газов; 4 - коллектор; 5 - топочная камера; 6 - подъёмные трубы; 7 - пароперегреватель; 8 - опускные трубы; 9 - насос; 10 - трубы-испарители

Если теплота уходящих газов не используется, то

а при разомкнутой системе сушки топлива уходящими газами

где Нух, Нотб, - энтальпия соответственно уходящих газов, газов в месте отбора на сушку и холодного воздуха, кДж/кг; r - доля отбора газов на сушку; ?yx - избыток воздуха в уходящих газах.

Энтальпия газа при температуре Т численно равна количеству теплоты, которое подведено к газу в процессе нагревания его от нуля градусов Кельвина до температуры Т при постоянном давлении.

При разомкнутой системе сушки все данные о топливе относят к подсушенному топливу.

В этом случае расход сырого топлива при изменении влажности от WР до Wсуш составляет

где Всуш - расход подсушенного топлива по (1.1), кг/с; Wсуш, WР - влажность подсушенного и неподсушенного топлива, %.

При изменении влажности меняется и низшая теплота сгораниятоплива от до:

КДж/кг (1.4)

Низшая теплота сгорания соответствует количеству теплоты, выделяемой топливом при полном его сгорании без учёта теплоты, затрачиваемой на образование водяных паров, которые находятся в продуктах сгорания.

Полная располагаемая теплота поступающего в топку топлива

КДж/кг, (1.5)

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; - дополнительная теплота, вносимая в котел подогретым снаружи воздухом, паровым дутьем и т.д., кДж/кг.

Для ориентировочных расчетов.

Теплота, воспринимаемая рабочей средой в паровом котле

КДж/с, (1.6)

где Dп - паропроизводительность котла, кг/с; hпп, hпв - энтальпия перегретого пара и питающей воды, кДж/кг; ?Qпк - дополнительно воспринимаемая теплота при наличии в котле пароперегревателя, продувки водой и т.д., кДж/с.

Для ориентировочных расчетов?Qпк=0,2…0,3 Dп(hпп - hпв).

где?ун- доля уноса золы с продуктами сгорания; Ншл - энтальпия шлака, кДж/кг; АР - рабочая зольность топлива, %.

Значения q3, q4, q5, Wр, Aр, приводятся в специальной литературе, а также в учебных пособиях .

При твердом шлакоудалении можно принять?ух=1,2…1,25; ?ун=0,95; Ншл=560 кДж/кг.

Кроме того, при температуре воздуха перед котлом 300С =223 кДж/кг, а при температуре уходящих газов 1200С Нух=1256 кДж/кг.

Пример расчета. Определить КПД и расход топлива для парового котла при следующих условиях: Dп=186 кг/с; топливо - подсушенный Березовский угль с Wсуш=13%; разомкнутая система сушки, r=0,34; отбираемый на сушку газ имеет Нотб=4000кДж/кг; энтальпия перегретого пара и питательной воды соответственно hпп =3449 кДж/кг, hпв=1086,5 кДж/кг.

Решение. Предварительно по (1.4) определяется низшая теплота сгорания подсушенного топлива.

Здесь Wр=33% и =16200 кДж/кг приняты по .

Принимая по (1.5)

находим по (1.2)

По находим: q3=1%, q4=0,2%, q5=0,26% и с учётом (1.7)

Для расчета расхода топлива по (1.6) находим

Расход подсушенного топлива по (1.1)

Расход сырого топлива при Wр =33% по (1.3) составляет

Паровая турбина. Это тепловой двигатель, в котором энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора (вала) и закреплённых на нём рабочих лопаток. Упрощенная схема устройства паровой турбины приведена на рис.1.5. На валу 1 турбины крепятся диски 2 с рабочими лопатками 3. На эти лопатки из сопла 4 подаётся пар из котла, подводимый по паропроводу 5. Энергия пара приводит во вращение рабочее колесо турбины, а вращение вала передаётся через муфту 6 валу 7 синхронного генератора. Отработавший пар через камеру 8 направляется в конденсатор.

Паровые турбины по конструкции разделяются на активные и реактивные. В активной турбине (рис.1.5в) объем пара V2 при входе на рабочие лопатки равен объёму пара V3 при выходе с лопаток. Расширение объёма пара от V1 до V2 происходит только в соплах. Там же изменяется давление от р1 до p2 и скорость пара от с1 до с2. В этом случае остаётся неизменным давление пара на входе р2 и выходе р3 с лопаток, а скорость пара падает от с2 до с3 за счет передачи кинетической энергии пара лопаткам турбины:

Gп?(с2-с3)2 / 2 Gт?ст2 / 2,

где Gп, Gт - масса пара и рабочего колеса турбины; с2, с3, ст - скорость пара на входе и выходе с лопаток и скорость перемещения рабочего колеса.

Конструкция лопаток реактивной турбины такова (рис.1.5г), что пар расширяется не только в соплах от V1 до V2, но и между лопатками рабочего колеса от V2 до V3. При этом изменяется давление пара от р2 до р3 и скорость пара от с2 до с3. Поскольку V2p3 и в соответствии с первым законом термодинамики элементарная работа расширения единицы пара

где F - площадь лопатки, м2; (р2 - р3) - разность давления на входе и выходе с лопаток, Па; dS - перемещение лопатки, м.

При этом - работа, используемая для вращения рабочего колеса турбины. Таким образом, в реактивных турбинах помимо центробежных сил, возникающих при изменении скорости движения пара, на лопатки действуют реактивные силы, вызванные расширением пара.

Современные турбины выполняются как активными, так и реактивными. В мощных агрегатах параметры пара на входе приближается к значениям 30 МПа и 6000С. При этом истечение пара из сопла происходит со скоростью, превышающей скорость звука. Это ведёт к необходимости большой частоты вращения ротора. Возникают огромные центробежные силы, действующие на вращающиеся части турбины.

Практически частота вращения ротора, обусловленная конструктивными особенностями, как самой турбины, так и синхронного генератора, составляет 3000 1/мин. При этом линейная скорость на окружности колеса турбины диаметром один метр составляет 157 м/с. В этих условиях частицы стремятся оторваться с поверхности колеса с силой в 2500 раз превышающей их вес. Инерционные нагрузки уменьшают применением ступеней скорости и давления. Каждой ступени отдаётся не вся энергия пара, а только часть ее. Это обеспечивает и оптимальный теплоперепад на ступени, который составляет 40...80 кДж/кг при окружной скорости 140...210 м/с. Общий теплоперепад, срабатываемый в современных турбинах, составляет 1400...1600 кДж/кг.

По конструктивным соображениям 5...12 ступеней группируются в одном корпусе, который называют цилиндром. Современная мощная турбина может иметь цилиндр высокого давления (ЦВД) с давлением пара на входе 15...30 МПа, цилиндр среднего давления (ЦСД) с давлением 8...10 МПа и цилиндр низкого давления (ЦНД) с давлением 3...4 МПа. Турбины мощностью до 50 МВт обычно выполняются в одном цилиндре.

Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор для охлаждения и конденсации. В трубчатый теплообменник конденсатора подаётся охлаждающая вода с температурой 10...15°С, что способствует интенсивной конденсации пара. С этой же целью давление в конденсаторе поддерживается в пределах 3...4 кПа. Охлаждённый конденсат вновь подаётся в котёл (рис.1.5), а охлаждающая вода, нагревшаяся до 20...25°С, удаляется из конденсатора. Если вода для охлаждения забирается из водоёма и затем безвозвратно сбрасывается, система называется разомкнутой прямоточной. В замкнутых системах охлаждения вода, нагревшаяся в конденсаторе, подается насосами на градирни - конусообразные башни. С верхней части градирен с высоты 40…80 м вода струится вниз, охлаждаясь при этом до необходимой температуры. Затем вода снова поступает в конденсатор.

Обе системы охлаждения имеют свои достоинства и недостатки и находят применение на электростанциях.

Рис.1.5. Устройство паровой турбины:

а - рабочее колесо турбины; б - схема трехступенчатой активной турбины; в - работа пара в активной ступени турбины; г - работа пара в реактивной ступени турбины.

1 - вал турбины; 2 - диски; 3 - рабочие лопатки; 4 - сопла; 5 - паропровод; 6 - муфта; 7 - вал синхронного генератора; 8 - камера отработавшего пара.

Турбины, у которых весь поданный в них пар после совершения работы поступает в конденсатор, называются конденсационными и используются для получения только механической энергии с последующим преобразованием её в электрическую. Такой цикл называется конденсационным, используется на ГРЭС и КЭС. Пример конденсационной турбины - К300-240 мощностью 300 МВт с начальными параметрами пара 23,5 МПа и 600°С.

В теплофикационных турбинах часть пара отбирается до конденсатора и используется для подогрева воды, которая затем направляется в систему теплоснабжения жилых, административных, производственных зданий. Цикл называется теплофикационным и используются на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина Т100-130/565 мощностью 100 МВт на начальные параметры пара 13 МПа и 5650С имеет несколько регулируемых отборов пара.

Промышленно-теплофикационные турбины имеют конденсатор и несколько регулируемых отборов пара для теплофикационных и промышленных нужд. Они используется на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина П150-130/7 мощностью 50 МВт на начальные параметры пара 13 МПа и 5650С обеспечивает промышленный отбор пара при давлении 0,7 МПа.

Турбины с противодавлением работают без конденсатора, а весь отработавший пар поступает теплофикационным и промышленным потребителям. Цикл называется противодавленческим, а турбины используются на ТЭЦ и ГРЭС. Например, турбина Р50-130/5 мощностью 50 МВт на начальное давление пара 13 МПа и конечное давление (противодавление) 0,5 МПа с несколькими отборами пара.

Использование теплофикационного цикла позволяет достичь на ТЭЦ КПД до 70% с учетом отпуска тепла потребителям. При конденсационном цикле КПД составляет 25...40% в зависимости от начальных параметров пара и мощности агрегатов. Поэтому КЭС размещаются в местах добычи топлива, что снижает затрата на транспортировку, а ТЭЦ приближаются к потребителям тепла.

Синхронные генераторы. Конструкция и характеристики этой машины, преобразующей механическую энергию в электрическую, подробно рассматриваются в специальных дисциплинах. Поэтому ограничимся общими сведениями.

Основные элементы конструкции синхронного генератора (рис.1.6): ротор 1, обмотка 2 ротора, статор 3, обмотка 4 статора, корпус 5, возбудитель 6 - источник постоянного тока.

Неявнополюсной ротор быстроходных машин - турбогенераторов (n = 3000 1/мин) выполняется из листовой электротехнической стали в форме цилиндра, находящегося на валу 7. Тихоходные машины - гидрогенераторы (n ? 1500 1/мин) имеют явнополюсный ротор (показан пунктиром). В пазах на поверхности ротора располагается медная изолированная обмотка, подключённая с помощью скользящих контактов 8 (щёток) к возбудителю. Статор представляет собой полный цилиндр из электротехнической стали, на внутренней поверхности которого в пазах располагаются три фазные обмотки - А, В, С. Обмотки выполняется медным изолированным проводом, идентичны друг другу и имеют осевую симметрию, занимая секторы по 120°. Начала фазных обмоток А, В, С через изоляторы выводятся наружу, а концы обмоток Х, У, Z соединяются в общую точку N - нейтраль.

Работа генератора происходит следующим образом. Ток возбуждения iB в обмотке ротора создает магнитный поток Ф, пересекающий обмотки статора. Вал генератора приводится во вращение турбиной. Тем самым обеспечивается равномерное вращение магнитного поля ротора с угловой частотой?=2?f, где f - частота переменного тока, 1/с - Гц. Для получения частоты переменного тока 50 Гц при числе пар магнитных полюсов р необходима частота вращения ротора n=60?f /p.

При р = 1, что соответствует наявнополюсному ротору, n= 3000 1/мин. Вращающееся магнитное поле пересекая обмотки статора наводит в них электродвижущую силу (ЭДС). В соответствии с законом электромагнитной индукции мгновенное значение ЭДС

где w - число витков.

ЭДС в обмотках статора наводятся синхронно с изменением магнитного поля по мере вращения ротора.

Рис.1.6.

а - конструкция генератора; б - схема соединения обмоток;

в - ЭДС на выводах обмоток генератора

1 - ротор; 2 - обмотка ротора; 3 - статор; 4 - обмотка статора; 5 - корпус; 6 - возбудитель; 7 - вал (ось) ротора; 8 - контактные кольца

При равномерном вращении ротора и осевой симметрии обмоток статора мгновенные значения фазных ЭДС равны:

где ЕМ - амплитудное значение ЭДС.

Если к выводам обмоток статора генератора подключена электрическая нагрузка Z во внешней цепи протекает электрически ток

где - напряжение на выводах обмоток при протекании в них тока i и сопротивлении обмотки статора Zвн.

На практике удобнее использовать не мгновенные, а действующие значения электрических величин. Необходимые соотношения известны из курса физики и теоретических основ электротехники.

Работа генератора во многом зависит от режима возбуждения и охлаждения машины. Различные системы возбуждения (независимое и самовозбуждение, электромашинное и тиристорное и т.д.) позволяют изменять величину iB и, следовательно, магнитного потока Ф и ЭДС в обмотках статора. Это даёт возможность регулировать напряжение на выводах генератора в определённых пределах (обычно ±5%).

Величина активной мощности, отдаваемой турбогенератором в электрическую сеть, определяется мощностью на валу турбины и регулируется подачей в турбину пара.

В процессе работы генератора происходит его нагрев, прежде всего из-за выделения тепла в обмотках, обтекаемых током. Поэтому существенное значение имеет эффективность системы охлаждения.

Генераторы малой мощности (1...30 МВт) имеют воздушное охлаждение внутренних поверхностей по проточной (разомкнутой) или регенеративной (замкнутой) схеме. На генераторах средней мощности (25...100 МВт) применяют поверхностное водородное охлаждение по замкнутой схеме, что более эффективно, но требует применения специальных мер безопасности. Мощные генераторы (более 100 МВт) имеют форсированное водородное, водяное или масляное охлаждение, при котором охладитель прокачивается под давлением внутри статора, ротора, обмоток по специальным полостям (каналам).

Основные технические характеристики генераторов: номинальное напряжение на выводах обмотки статора генератора, Uном: 6,3-10,5-21 кВ (бoльшие значения соответствуют более мощным генераторам); номинальная активная мощность, Рном, МВт; номинальный коэффициент мощности; номинальный КПД, составляющий 90...99%.

Эти параметры связаны между собой:

Собственные нужды электростанций. Не вся электрическая и тепловая энергия, произведённая на ТЭС, отдаётся потребителям. Часть остаётся на станции и используется для обеспечения её работы. Основными потребителями этой энергии являются: система транспортировки и подготовки топлива; насосы подачи воды, воздуха; система очистки воды, воздуха, уходящих газов и др.; отопление, освещение, вентиляция бытовых и производственных помещений, а также целый ряд других потребителей.

Многие элементы собственных нужд относятся к первой категории по надёжности электроснабжения . Поэтому они подключаются, по крайней мере, к двум независимым источникам энергии, например, к источникам на своей станции и к энергосистеме.

Распределительное устройство. Электроэнергия, выработанная генераторами, собирается на распределительном устройстве (РУ), а затем распределяется между потребителями. Для этого выводы обмоток статоров генераторов через специальные коммутационные аппараты (выключатели, разъединители и др.) жесткими или гибкими проводниками (шинами) присоединяются к сборным шинам РУ. Каждое присоединение в РУ осуществляется посредством специальной ячейки, содержащей необходимый комплект аппаратуры. Поскольку передача, распределение и генерация электроэнергии, а также ее потребление происходят при разном напряжении, на станции есть несколько РУ. На номинальное напряжение генераторов, например, 10,5 кВ, выполняется РУ генераторного напряжения. Обычно оно находится в здании станции и по конструкции является закрытым (ЗРУ). К этому РУ подключаются близко расположенные потребители. Для передачи электроэнергии по линиям электропередачи (ЛЭП) на большие расстояния и связи с другими станциями и системой необходимо использовать напряжение 35...330 кВ. Такая связь осуществляется с помощью отдельных РУ, обычно открытого исполнения (ОРУ), где устанавливаются повышающие трансформаторы. Для подключения потребителей собственных нужд служит - РУСН. С шин РУСН электроэнергия непосредственно и через понижающие трансформаторы передаётся потребителям на электростанции.

Схожие принципы используются и при распределении тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ. Специальные коллекторы, паропроводы, насосы обеспечивают подачу тепла промышленным и коммунальным потребителям, а также в систему собственных нужд.

История [ | ]

Основной принцип выработки электроэнергии был открыт в 1820-х и начале 1830-х годов британским ученым Майклом Фарадеем . Его метод, который используется и сегодня, заключается в том, что в замкнутом проводящем контуре при движении этого контура между полюсами магнита , возникает электрический ток.

С развитием техники экономически выгодной стала следующая схема производства электричества. Электрические генераторы, установленные на электростанции, централизованно вырабатывают электрическую энергию в виде переменного тока . С помощью силовых трансформаторов электрическое напряжение вырабатываемого переменного тока повышается, что позволяет передавать его по проводам с низкими потерями. На месте потребления электрической энергии, напряжение переменного тока снижается с помощью понижающих трансформаторов и передаётся потребителям. Электрификация наряду с бессемеровским способом выплавки стали стала основой Второй промышленной революции . Основные изобретения, сделавшие электричество общедоступным и незаменимым, сделали Томас Алва Эдисон и Никола Тесла .

Производство электроэнергии на центральных электростанциях началось в 1882 году, когда на станции Пёрл-стрит в Нью-Йорке паровой двигатель, приводил в движение динамо-машину, которая производила постоянный ток, для освещения Пёрл-стрит . Новая технология была быстро внедрена во многих городах по всему миру, которые быстро перевели осветительные фонари на электрическую энергию. Вскоре после этого электрические лампы стали широко использоваться в общественных зданиях, на предприятиях и для питания общественного транспорта, (трамваев и поездов). С тех пор производство электрической энергии в мире постоянно возрастает.

Способы выработки электроэнергии [ | ]

Основным способом производства электрической энергии является её выработка электрическим генератором , находящимися на одной оси с турбиной , и преобразующим кинетическую энергию вращения турбины в электричество. В зависимости от вида рабочего агента, вращающего турбину электростанции делятся на гидравлические и тепловые (включая ядерные).

Гидроэнергетика [ | ]

Гидроэнергетика - отрасль производства электроэнергии от , использующая для производства электроэнергии кинетическую энергию водного потока . Предприятиями по производству энергии в этой области являются гидроэлектростанции (ГЭС), которые строят на реках.

При строительстве гидроэлектростанции с помощью плотин на реках искусственно создается перепад уровней водной поверхности (верхний и нижний бьеф). Вода под действием силы тяжести переливается из верхнего бьефа в нижний специальными водоводам, в которых расположены водные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина вращает соосный ротор электрогенератора.

Особой разновидностью ГЭС является гидроаккумулирующие электрические станции (ГАЭС). Их нельзя считать генерирующими мощностями в чистом виде, так как они потребляют практически столько же электроэнергии, сколько вырабатывают, однако такие станции очень эффективно справляются с разгрузкой сети в пиковые часы.

Тепловая электроэнергетика [ | ]

Предприятиями тепловой электроэнергетики является тепловые электростанции (ТЭС), на которых в электрическую энергию превращается тепловая энергия сгорания органического топлива. Тепловые электростанции бывают двух основных видов:

Экономика производства электроэнергии [ | ]

Строительство объектов электроэнергетики очень затратно, срок их окупаемости велик. Экономическая эффективность того или иного способа производства электроэнергии зависит от многих параметров, в первую очередь, от спроса на электроэнергию и от региона. В зависимости от соотношения этих параметров варьируются и отпускные цены не электроэнергию, например, цена электроэнергии в Венесуэле составляет 3 цента за кВтч, а в Дании - 40 центов за кВтч.

Выбор типа электростанции также основывается в первую очередь на учете местных потребностей в электроэнергии и колебаниях спроса. Кроме того, все электрические сети имеют различные нагрузки, но электростанции, которые подключены к сети и работают непрерывно должны обеспечить базовую нагрузку - дневной минимум потребления. Базовую нагрузку могут обеспечить только крупные тепловые и атомные электростанции, мощность которых можно в определенных пределах регулировать. В гидроэлектростанциях возможность регулирования мощности значительно меньше.

Тепловые электростанции предпочтительно строить в районах с высокой плотностью промышленных потребителей. Отрицательное влияние загрязнения местности отходами может быть сведено к минимуму, поскольку электростанции обычно располагаются вдали от жилых районов. Существенным для теплоэлектростанции является вид сжигаемого топлива. Обычно самым дешевым топливом для тепловых электростанций является уголь. Но если цена природного газа опускается ниже определенного предела, его использование для выработки электроэнергии становится более предпочтительным чем выработка электроэнергии путем сжигания угля .

Главным достоинством атомныъ электростанций является большая мощность каждого энергетического блока при относительно небольших размерах и высокая экологичность при чётком соблюдении всех правил работы. Однако потенциальные опасности от сбоя атомных станций очень велики.

Гидроэлектростанции строятся, как правило, в отдаленных районах и являются чрезвычайно экологичными, но их мощность сильно меняется в зависимости от времени года, и они не могут регулировать выдаваемую в электрическую сеть мощность в широких пределах.

Стоимость выработки электроэнергии из возобновляемых источников (за исключением гидроэнергии) в последнее время значительно упала. Стоимость электроэнергии, добываемой из солнечной энергии, энергии ветра, энергии приливов во многих случаях уже сопоставима со стоимостью электроэнергии, добываемой на тепловых электростанциях. С учётом государственных субсидий строительство электростанций работающих с возобновляемыми источниками экономически целесообразно. Однако главный недостаток подобных электростанций - непостоянный характер их работы и невозможность регулировать их мощность.

В 2018 году производство электроэнергии на ветровых электростанциях, расположенных в море, стало дешевле производства электроэнергии на атомных электростанциях .

Экологические проблемы [ | ]

Различия между странами, производящими электроэнергию, влияют на озабоченность состоянием окружающей среды. Во Франции только 10% электроэнергии вырабатывается из ископаемого топлива, в США этот показатель доходит до 70%, а в Китае - до 80% . Экологичность производства электричества зависит от типа электростанции. Большинство ученых сходятся во мнении, что выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов от производства электроэнергии на основе ископаемого топлива составляют значительную часть мировых выбросов парниковых газов; в Соединенных Штатах на выработку электроэнергии приходится почти 40% выбросов, самый большой из всех источников. Транспортные выбросы сильно отстают, обеспечивая около трети производства