Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009]. В. П. Казанцев Общая энергетика

• Название: В. П. Казанцев Общая энергетика
• Анкор: Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009].doc
• Дата: 22.04.2017
• Размер: 7.69 Mb.
• Имя файла: Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009].doc
• Тип: Документы; #5273
• страница: 3 из 17

1.4. Электрические станции
В зависимости от источника энергии (сырья) различают следующие основные типы электростанций: тепловые элек­тростанции (ТЭС), гидравлические (ГЭС) и атомные (АЭС). Кроме того, для выработки электрической и тепловой энергии применяют геотермальные, ветровые, сол­нечные, приливные, газотурбинные, дизельные, бензиновые и иные малые электростанции.

Основным назначением электрических станций (ЭС) является выработка электрической энергии для снабжения ею промышленных и сельскохозяйственных предприятий, коммунального хозяйства и транспорта. Многие ЭС обеспечивают предприятия и жилые здания также тепловой энергией (паром и горячей водой).

Электрическая энергия, вырабатываемая ЭС, измеряется в мегаватт–часах (МВт∙ч), мощность энергетических установок – в мегаваттах (МВт). Основными параметрами электрической энергии являются напряжение и ток. Напряжение измеряется в вольтах (киловоль­тах), ток – в амперах (килоамперах).

Тепловая энергия измеряется в килокалориях (гигакалориях), а ее основные параметры – температура (T, °C) и давление (Р, МПа). В частности, температура пара на входе в паровые турбины может достигать 650°C, а давление – 25 МПа. Заметим, что 1 МПа = 1 Мн/м² = 10 кгc/см² = 10 атм. = 10 бар.

Тепловые электростанции (ТЭС)являются основой электроэнергетики. Электрическая и тепловая энергия на них вырабатывается в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. По типу энергетического оборудования, установленного на ТЭС (типу первичного двигателя), их подразделя­ют на паротурбинные, газотурбинные и дизельные. Находят применение также комбинированные схемы с паротурбинными и газотурбинными установками, называемые парогазовыми установками. Газотурбинные и парогазовые ТЭС имеют ограниченное применение, хотя и обладают весьма ценным свойством – высокой маневренностью. Дизельные и бензиновые электростанции применяют, как правило, только в качестве автономных электростанций, резервных и аварийных источников энергии.

Паро­турбинныеТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем и подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС) и теплофикационные электроцентрали (ТЭЦ).

КЭС предназначены только для производства электроэнергии и имеют турбины чисто конденсационного типа. Для крупных КЭС исторически широко используется термин ГРЭС – Государственная районная электростанция. На КЭС устанавливаются паровые турбины с глубоким вакуумом в
конденсаторе, так как чем ниже давление пара на выходе из турбины, тем большая часть энергии рабочей среды превращается в электрическую. При этом основной поток пара конденсируется в конденсаторе и большая часть содержащейся в нем энергии теряется с охлаждающей водой. В связи с большими потерями энергии на охлаждение теплоносителя КПД КЭС достигает только 35–40%.

На современных КЭС работают энергоблоки “котел–турбина–генератор–трансформатор”. Мощности энергоблоков КЭС: 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт. На ряде КЭС сохранились в работе малоэкономичные турбогенераторы мощностью 25, 50, 100 МВт.

КЭС на высококачественном топливе (см. подразд. 1.9) с большой теплотворной способностью (газ, мазут, лучшие марки угля) располагают, по возможности, вблизи центров потребления электроэнергии. КЭС на низкокачественном топливе (торфе, бурых углях) выгоднее располагать вблизи источника топлива.

ТЭЦ предназначены для комбинированного производства электроэнергии и тепла в виде горячей воды и (или) пара, получаемого из отборов турбин. КПД ТЭЦ может достигать 70–75 %.

Мощность и состав агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Наиболее крупные агрегаты имеют мощность 100, 135, 175, 250 МВт и выполнены по блочной схеме. Мощности ТЭЦ, как правило, не превышают 500 МВт, однако для теплоснабжения крупных городов могут быть больше и достигать 1250 МВт (например, ТЭЦ–22 Мосэнерго).

В связи с нецелесообразностью дальней передачи тепла (свыше 50 км) ТЭЦ обычно строят вблизи потребителя теплоты – промышленных предприятий или жилых массивов.

При раздельномпроизводстве электрической и тепловой энергии электроэнергия вырабатывается на КЭС, а для теплоснабжения используются тепловые энергетические установки (котельные).

Гидравлические электростанции (ГЭС) предназначены для выработки только электроэнергии и, как дорогостоящие электростанции, сооружаются обычно в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи судоходства, водоснабжения, ирригации и др. Наиболее крупные ГЭС РФ построены в Сибири: Красноярская ГЭС (6 млн. кВт с агрегатами 500 МВт), Саянская ГЭС (6,4 млн. кВт с агрегатами 640 МВт). В европейской части РФ наиболее мощными являются Волгоградская ГЭС (2,5 млн. кВт) и Самарская ГЭС (2,3 млн. кВт).

Для повышения маневренности энергосистем строятся крупные гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), участвующие в выравнивании суточного графика электрической нагрузки. Первая из этой серии в РФ – Загорская ГАЭС мощностью 1,2 млн. кВт с агрегатами мощностью 200 МВт.

Атомные электростанции (АЭС), как и ТЭС, могут быть конденсационными электростанциями (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние годы в некоторых странах, где ощущается недостаток пресной воды, большое внимание уделяется использованию теплоты комбинированных атомных установок для опреснения морских и солончаковых вод.

Атомная энергия может использоваться также только для целей теплоснабжения. Такие атомные станции (ACT) имеются уже в ряде стран.

На АЭС, так же как на электростанциях, работающих на органическом топливе, осуществляется процесс превращения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электрическую энергию. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС, состоит лишь в том, что в одном случае используется энергия, выделяющаяся при распаде ядер тяжелых элементов (применяемых в качестве топлива), в другом — при горении топлива.

На АЭС преимущественно применяются энергетические реакторы на тепловых (медленных) нейтронах. В блоке с агрегатами 440 МВт устанавливаются по 2 турбоагрегата мощностью 220 МВт, с реакторами по 1000 МВт – по 2 турбоагрегата мощностью 500 МВт.

АЭС всегда строят вблизи крупных промышленных потребителей электрической энергии. На таких электростанциях масса расходуемого топлива невелика (в тысячи раз ниже, чем на ТЭС) и транспортировка его даже на большие расстояния несущественно отражается на стоимости электроэнергии.
1.5. Электрические и тепловые сети

Потоки электрической энергии, передаваемые на разных ступенях электрической системы от электростанций к потребителям, весьма различны и характеризуются различными уровнями напряжения и передаваемого тока. Оптимальные напряжения для передачи и распределения электроэнергии могут быть определены индивидуально для каждого потребителя или группы потребителей. При этом номинальные напряжения питания потребителей и соответствующие им номинальные генераторные напряжения или напряжения обмоток трансформаторов являются строго регламентированными.

Электрические сети (электросети) служат для передачи электрической энергии от электростанций к потребителям.

По конструктивному исполнению различают воздушные (ВЛ), кабельные (КЛ) и смешанные (СЛ) линии электропередачи (ЛЭП).

По величине номинального напряжения различают электросети низкого (до 1000 В) и высокого (выше 1000 В) напряжений. Сети напряжением 330–750 кВ иногда называют сетями сверхвысокого напряжения, а сети напряжением 1150 кВ – сетями ультравысокого напряжения.

По конфигурации электрические сети подразделяются на разомкнутые и замкнутые. К первым относят сети, электроприемники которых могут получать электроэнергию только с одной стороны. Они бывают радиальными, магистральными и разветвленными. Электросеть называют замкнутой, если каждая ее линия электропередачи входит хотя бы в один замкнутый контур.

По выполняемым функциям сети разделяются на системообразующие (330 кВ и выше), питающие (110–220 кВ) и распределительные (35 кВ и ниже).

По месторасположению и характеру потребителей распределительные сети подразделяют на городские (на территории города), сельские (в сельской местности) и промышленные (на промышленных предприятиях). Иногда распределительные сети напряжением 35 кВ и ниже относят к местным сетям, напряжением выше 35 кВ – к районным электросетям.

Напряжение 3 кВ (генераторное напряжение 3,15 кВ) для электрических сетей и электроприемников применяется крайне редко, например, для собственных нужд электростанций при напряжении генератора 10,5 кВ.

Напряжения 6 (6,3 кВ) и 10 кВ (10,5 кВ) наиболее распространены в распределительных сетях городов, промышленных предприятий и сельских районов. Преимущественное применение имеет напряжение 10 кВ в силу меньших потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Напряжение 35 кВ широко применяется для распределительных сетей (главным образом для создания центров питания сетей напряжением 6 и 10 кВ) при значительном расстоянии от центров питания (5–30 км).

Основными источниками питания являются крупные электростанции и сети районных энергосистем.

Передача энергии большинством крупных электростанций производится на напряжениях 110 или 220 кВ для питания предприятий местного района, 330 кВ и более – для передачи мощности в основную системообразующую сеть. Питающие сети напряжением 110–220 кВ в основном замкнутые.

Наиболее прогрессивными системами внешнего электроснабжения предприятий являются системы глубоких вводов (110–220 кВ) и мощных токопроводов (6–35 кВ).

При системах глубоких вводов источники высшего напряжения максимально приближают к потребителям, а прием энергии распределяют по нескольким пунктам. Глубокие вводы выполняются в виде кабельных или воздушных линий к подстанциям 110–220 кВ, расположенным в центрах электронагрузок соответствующих групп потребителей, а также в виде воздушных магистральных линий от энергосистемы или от узловой подстанции промышленного узла с ответвлениями к подстанциям 110–220/6–10 кВ, расположенным в центрах нагрузок предприятий. Число укрупненных подстанций глубоких вводов (ПГВ) 110–220 кВ выбирают более двух в зависимости от плотности размещения и концентрации электрических нагрузок.

Магистральные глубокие вводыэкономически целесообразны при нормальной или малозагрязненной окружающей среде и при возможности размещения воздушных линий и подстанций 110–220 кВ на территории предприятия возле соответствующих основных групп электроприемников.

Радиальные глубокие вводы (кабельные или воздушные) преимущественно применяют при сильно загрязненной окружающей среде, при соответствующем расположении подстанций и в случае стесненной территории. Преимуществами радиальных схем являются их простота и минимальное количество аппаратов на подстанциях, что повышает надежность последних.

Возможность прохождения линий глубоких вводов (35–220 кВ) предусматривается заранее при проектировании предприятия с учетом характера застройки площадки и прохождения других коммуникаций. Большинство промышленных предприятий имеет потребителей 1–й и 2–й категории надежности, поэтому их электроснабжение осуществляется по двум линиям электропередачи. Наиболее целесообразны две схемы: линии питания закреплены на отдельных опорах или идут по разным трассам; каждая подстанция питается от двух цепей линии, подвешенных на разных опорах.

На предприятиях с потреблением мощности до 5 МВт часто применяются распределительные сети напряжением 6 или 10 кВ. Распределение всей энергии производится от центрального распределительного пункта (ЦРП), от которого питаются цеховые трансформаторные подстанции.

Электроэнергия на пути от источника питания до электроприемника на современных промышленных предприятиях трансформируется один или несколько раз по напряжению и току, а потоки ее, по мере приближения к потребителям, дробятся на более мелкие и разветвленные каналы.

Преобразование энергии по напряжению производится на трансформаторных подстанциях, которые (в зависимости от места расположения в схеме электроснабжения) называются главными понижающими (понизительными) подстанциями (ГПП) и цеховыми трансформаторными подстанциями (ЦТП или просто ТП).

Коммутационные устройства, которые разделяют потоки энергии без их трансформации по напряжению или другим электрическим параметрам, называются распределительными пунктами (РП). Последними могут являться как сети высокого напряжения (6–10 кВ), так и сети низкого напряжения (660/380/220 В).

Для внутризаводского питания промышленных предприятий электроэнергией применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы. Радиальные схемы получили наибольшее распространение. Магистральные схемы применяются реже, в основном в тех случаях, когда электроприемники имеют большую мощность и расположены вблизи трасс, удобных для прокладки магистралей. Чаще они применяются в сочетании с радиальными.

Выбор схемы внутризаводского питания зависит от взаимного расположения потребителей, требования к бесперебойности питания, числа, мощности, напряжения и расположения источников питания, величины токов короткого замыкания, технико–экономических характеристик электротехнического оборудования и др. Напряжение сети, число, мощность и расположение распределительных и трансформаторных подстанций выбирают на основе технико–экономических расчетов.

Внутризаводские питающие сети напряжением 6–10 кВ от ГПП или ТЭЦ до РП 6–10 кВ выполняют радиальными кабельными линиями или мощными магистральными токопроводами различных конструкций. Внутриплощадочные РП 6–10 кВ в соответствие с СН 177–175 конструируют двухсекционными с одной системой сборных шин. К РП подключается распределительная кабельная сеть 6–10 кВ от ЦТП 6–10/0,4–0,66 кВ.

Цеховые ТП 6–10/0,4–0,66 кВ в соответствие с СН 177–175 делают двух– и одно–трансформаторными в зависимости от категории надежности электроснабжения потребителей, концентрации низковольтных нагрузок и других условий. Число трансформаторов, присоединенных к одной магистральной линии, принимают равным двум–трем при мощности трансформаторов 1600–1000 кВА и трем–четырем при мощности 630–250 кВА.

Главная задача эксплуатации электрохозяйства машиностроительных предприятий – обеспечение такого обслуживания электрических сетей и электрооборудования, при котором отсутствуют производственные простои из-за неисправности электроустановок, поддерживается надлежащее качество электроэнергии, и сохраняются паспортные параметры оборудования в течение максимального времени при минимальном расходе электрической энергии и материалов.

Правила устройств электроустановок (ПУЭ) [1] регламентируют режимы соединения нейтралей трансформаторов и синхронных генераторов. Трехфазные сети напряжением 220 кВ и выше выполняют с глухозаземленной нейтралью, сети напряжением 110 кВ – с глухозаземленной или с эффективно заземленной нейтралью. Сети напряжением 6–35 кВ, имеющие низкие токи замыкания на землю, выполняют с изолированной нейтралью. Сети низкого напряжения (до 1 кВ) выполняют как с глухозаземленной нейтралью (системы TN–S, TN–C, TN–C–S, TT), так и с изолированной нейтралью (IT).

Тепловые сети (теплопроводы) – это инженерные сооружения для транспортирования теплоносителя (горячей воды, пара, газов) от источника тепла (теплогенератора) к потребителям при централизованной системе теплоснабжения.

Теплогенераторами (источниками тепла) являются котельные установки, устройства для утилизации тепловых отходов промышленности и ТЭЦ. Теплоносителем обычно является горячая вода с температурой 95–200 ºС или пар при давлении до 12–16 атм. Чем выше параметры теплоносителя, тем больше затраты на его производство, однако, тем ниже затраты на тепловые сети и на передачу по ним теплоносителя. Дальность передачи тепла в современных системах – от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Тепловые сети составляются из труб с арматурой, строительных, опорных конструкций и т.п. Существенным элементом тепловых сетей является теплоизоляция.

Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из–за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов «перетопа». Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации приводят к снижению надежности функционирования, как центральных источников тепла, так и распределительных сетей, что обусловливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.

В настоящее время теплоснабжение около 80 % городского фонда России осуществляется от централизованных источников, и общая протяженность магистральных участков тепловых сетей диаметром 600—1400 мм составляет порядка 13000 км, а протяженность распределительных и внутриквартальных участков трубопроводов диаметром 50—500 мм достигает 125000 км (в пересчете на двухтрубную систему).

Эксплуатация тепловых сетей сопровождается тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12–20 % тепловой мощности (нормируемое значение 5%) и с утечками теплоносителя от 5–20 % расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5 % от объема теплоносителя в системе теплоснабжения). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6–10 %, а затраты на химводоподготовку 15–25 % от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Значительное превышение нормативных потерь связано с высокой степенью износа оборудования централизованных систем теплоснабжения и особенно тепловых сетей – до 70 % и более. Поэтому именно тепловые сети являются самым ненадежным элементом системы централизованного теплоснабжения, на которые приходится более 85 % отказов по теплоэнергетической системе в целом.

Прокладка трубопроводов тепловых сетей может быть подземной в проходных и непроходных каналах – 84 %, подземной бесканальной – 6 % и надземной (на эстакадах) – 10 %. В среднем по стране свыше 12 % тепловых сетей периодически или постоянно затапливаются грунтовыми или поверхностными водами, в отдельных городах эта цифра может достигать 70 % теплотрасс. Неудовлетворительное состояние тепловой и гидравлической изоляции трубопроводов, износ и низкое качество монтажа и эксплуатации оборудования тепловых сетей отражается статистическими данными по аварийности. Так, 90 % аварийных отказов приходится на подающие трубопроводы и 10 % – на обратные, из них 65 % аварий происходит из–за наружной коррозии и 15 % – из–за дефектов монтажа (преимущественно разрывов сварных швов). При протяженности теплотрасс свыше 20 км, что типично для большинства городов, установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме становится экономически более выгодной, чем централизованное теплоснабжение.

В связи с этим все чаще применяется децентрализованное теплоснабжение, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной.