При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающиеся острым паром котле. Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше тепловой энергии уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД электростанции. Следует, однако, отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара.

Рис. 3. Принципиальная схема ГЭС

Из-за несоответствия мощностей потребителей тепловой и электрической энергии ТЭЦ часто работают по конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность.

Особенности ТЭЦ следующие:

· строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

· обычно работают на привозном топливе;

· большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);

· работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т. е. график зависит от теплового потребления);

· низкоманевренны (так же, как и КЭС);

· имеют относительно высокий суммарный КПД (при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды КПД = 60-70 %).

Гидроэлектростанции. Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора Н (рис. 4). Эта мощность, кВт, определяется выражением:

;

Упрощенная принципиальная схема двухконтурной АЭС приведена на рис. 1.7. Как видно, оборудование второго контура, включающего турбину Гб и конденсатор К, аналогично оборудованию тепловых электростанций. Первый, радиоактивный контур содержит реактор, парогенератор и питательный насос.

В качестве расщепляющегося материала на АЭС обычно используется уран ²³⁵U (92 протона и 143 нейтрона) в виде концентрата закиси-окиси урана U3O8.

Поглощая один нейтрон, уран ²³⁵U делится на две части (осколки) с выделением энергии. При расщеплении 1 кг урана ²³⁵U выделяется энергии 21,6 млн. кВт-ч, что эквивалентно энергии, выделяющейся при сгорании примерно 2900 т угля.

Урана на земле не так мало, но ²³⁵U в нем только 0,714%, а основную массу (99,28 %) составляет ²³⁸U, который нормально не расщепляется. Найдена возможность использовать и этот изотоп с получением плутония, также расщепляющегося материала:

На АЭС возможно также использовать торий, из которого получается расщепляющийся материал ²³³U.

Первая в мире промышленная АЭС мощностью 5 МВт была пущена в эксплуатацию в СССР 27 июня 1954 г. В 1956-1957 гг. были пущены агрегаты АЭС в Англии (Колдер-Холл мощностью 92 МВт) и в США (АЭС Шип пингпорт мощностью 60 МВт). В дальнейшем программы строительства АЭС стали форсироваться в Англии, США, Японии, Франции, Канаде, ФРГ, Швеции и в ряде других стран. Ускоренными темпами развивается атомная энергетика в СССР (в основном в европейской части) и в странах - членах СЭВ.

Особенности АЭС следующие:

· могут сооружаться в любом географическом месте, в том числе и в труднодоступном;

· по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;

· требуют малого количества топлива;

· могут работать по свободному графику нагрузки (за исключением атомных ТЭЦ);

· чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учетом требования экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы;

1. слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.

Газотурбинные установки. Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25 -- 100 МВт. Упрощенная принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена на рис. 6.

электрический станция напряжение атомный

Топливо (газ, дизельное горючее) подается 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, направляются 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.

Дизельные электростанции. Принципиальная схема дизельной электростанции дана на рис. 7. Основной ее элемент-дизель-генератор, состоящий из двигателя внутреннего сгорания ДВС и генератора переменного тока G. Дизельные электростанции мобильны, автономны, поэтому широко используются в труднодоступных районах, а также для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. В настоящее время дизель-генераторы используются в качестве резервных аварийных источников питания систем собственных нужд АЭС и крупных ГРЭС.

Ветроэлектростанции. Ветроэлектростанции, как правило, состоят из четырех основных узлов. Наиболее технологичным из них, без сомнения, является винт, вращающийся под воздействием силы ветра. Далее в состав ВЭС входят устройство для крепления винта (собственно корпус "ветряка"), генератор и аккумулятор.

Ветроэлектростанции разделяются на стационарные и мобильные. Мощные, стационарные ВЭС устанавливаются только после проведения ряда исследований, а также подготовительных строительных, и окончательных монтажных работ. Такие электростанции способны полностью обеспечить электроснабжением, например, жилой дом, или небольшое производство. Кроме того, они способны накапливать в аккумуляторных батареях достаточное количество энергии, которая используется в безветренную погоду.

Мобильные электростанции более неприхотливы, просты в обслуживании и установке. Они используются в основном в путешествиях, а также для непосредственного питания электроприборов.

Ветроэлектростанции обладают рядом преимуществ, среди которых можно выделить такие как:

· ВЭС полностью независимы от внешних источников электроэнергии;

· энергию, которую вырабатывают ветрогенераторы, можно использовать совместно с другими источниками, такими как, например, дизель-электростанции, или другими, в том числе и альтернативными, например солнечными батареями;

· ВЭС могут быть стационарными, различной мощности. А могут быть и передвижными, и в этом случае, например при использовании в путешествиях, они могут являться незаменимыми источниками дешевой электроэнергии;

· в настоящее время, выпускается огромное количество моделей ветрогенераторов, самой различной мощности, благодаря чему можно легко подобрать наиболее оптимальный вариант для каждого конкретного случая.

Солнечные электростанции. Принципиальные схемы солнечных электростанций (гелиоэлектростанций) даны на рис. 8. Солнечные электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных дней в году. КПД солнечной ЭС достигают 24% для монокристаллических преобразователей, 17% - для поликристаллических и 11% - для аморфных. Основным материалом является кремний. К сожалению, фотоэлектричество сегодня является самым дорогим способом получения электроэнергии. Цена модулей ФЭП достигает 4000 долл./кВт, а установок на их основе - даже до 10000. Самой дорогой является и стоимость производимой электроэнергии: 15-40 центов/кВтч. В области фотоэлектричества наиболее перспективными считаются следующие направления: ФЭП с концентраторами солнечной энергии; ФЭП на основе арсенида галлия - арсенида алюминия; тонкопленочные солнечные элементы.

Регулирование частоты в энергосистемах осуществляется по методу ведущей станции с ограничением недопустимых перетоков мощности по транзитным линиям электропередачи. При этом методе на одну из станций возлагаются функции регулирования частоты в системе с учетом регулированных возможностей станции. Эта станция называется ведущей, а другие - известными. В первый момент возмущения распределение нагрузки между электростанциями происходит согласно ним статических характеристик. В дальнейшем регулятор частоты ведущей станции обеспечивает принятие всего дополнительного нагрузки на эту станцию, которая ведет к восстановлению номинальной частоты в системе.

Рис. 10. Регулирование частоты методом ведущей станции 1 - характеристика первой станции, 2 - характеристика второй станции

На рис.10. схематично показной процесс регулирования частоты методом ведущей станции на примере параллельной работы двух станций, одна из которых (№ 1) ведущая. При уменьшении частоты от f_ном до f₁ дополнительные загрузки первой и второй станции соответственно составят P₁ и P₂. Вторичный регулятор частоты 1-ой станции смещает ее статическую характеристику параллельно самой себе, увеличивая впуск пары в турбину. При этом восстанавливается номинальная частота в системе и вторая станция возвращается к режима, который передует возмущению.

Следует отметить, что в зависимости от мощности системы, ее параметров и структуры, а также от необходимого диапазона регулирования мощности ведущими в системе может быть отдельный генератор, или электростанция.

Регулирование частоты методом ведущей станции выполняется относительно простыми и дешевыми средствами, однако при его использовании возникают сменные по знаку перетоки мощности между ведущей и известными электростанциями и существенные изменения перетоков по транзитным линиям электропередачи. Разработан ряд довольно эффективных комплексных централизованных и децентрализованных устройств автоматического регулирования частоты, мощности и перетоков (АРЧП и П), что обеспечивают автоматическое групповое регулирование перетоков по линиям электропередачи при учета режимных ограничений.

Регулирование напряжения

Для компенсации потери напряжения в элементах сети при передаче энергии предусматривают ряд мер: повышение номинального напряжения генераторов (1,05Uн потребителей), изменение коэффициента трансформации трансформаторов, создающего необходимую добавку напряжения и др. Они позволяют улучшить качество напряжения, уменьшить его отклонения от номинального значения. Такими средствами являются регулирование напряжения генераторов путем изменения возбуждения, применение трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) или линейных регуляторов (ЛР), установка на понижающих подстанциях синхронных компенсаторов (СК), батарей конденсаторов (БК), тиристорных компенсирующих установок (ТКУ), применение автоматического регулирования возбуждения мощных синхронных двигателей, применение продольной и регулируемой поперечной емкостной компенсации. Уровни напряжений в узловых точках и отдельных районах электрической сети определяются режимом реактивной и активной мощностей в системе, а также реактивными и активными сопротивлениями сети.

Возмещение резерва мощности

Прогресс немыслим без борьбы с потребительским подходом к природе и её ресурсам. Нетрадиционная энергетика есть альтернатива использованию невозобновимых видов топлива и загрязнению тем самым окружающей среды. Хотя использование нетрадиционной энергетики не всегда может способствовать осуществлению этих целей. По прогнозам учёных, уже через 10 лет доля нетрадиционной энергетики в мировом производстве электроэнергии составит 5,7%. Однако наше настоящие целиком опирается на классические типы электростанций (ТЭС, АЭС, ГЭС) и исследование прогрессивно новых технологических процессов в них также является необходимой составляющей дальнейшего прогресса.

Размещено на Allbest.ru