ELEKTROWNIA KONDENSACYJNA (CPP), elektrownia cieplno-turbinowa, której celem jest produkcja energii elektrycznej. energii za pomocą turbin kondensacyjnych. Ciepło powstające podczas spalania paliwa przekazywane jest w kotle (wytwornicy pary) do cieczy roboczej, najczęściej pary wodnej. Energia cieplna pary wodnej zamieniana jest w turbinie kondensacyjnej na energię mechaniczną, a ta na energię elektryczną. generator - w energię elektryczną. Para wypływająca z turbiny ulega kondensacji, kondensat pary jest pompowany najpierw pompami kondensatu, a następnie pompami zasilającymi do kotła parowego (kocioł, wytwornica pary). To. powstaje zamknięta droga parowo-wodna: kocioł parowy z przegrzewaczem - rurociągi parowe od kotła do turbiny - turbina - skraplacz - pompy kondensatu i zasilające - rurociągi zasilające. kocioł wodno-parowy. Schemat ścieżki pary i wody jest głównym. techniczny schemat elektrowni turbinowej parowej i nazywany jest diagramem cieplnym IES (rys. 1).

Zalety:

1. Używane paliwo jest dość tanie.

2. Wymagają mniejszych inwestycji kapitałowych w porównaniu do innych elektrowni.

3. Można go zbudować w dowolnym miejscu, niezależnie od dostępności paliwa. Paliwo można dowozić na miejsce elektrowni koleją lub transportem drogowym.

4. Zajmują mniejszą powierzchnię w porównaniu do elektrowni wodnych.

5. Koszt wytwarzania energii elektrycznej jest niższy niż w elektrowniach diesla.

Wady:

1. Zanieczyszczają atmosferę wypuszczając je do powietrza. duża liczba dym i sadza.

2. Wyższe koszty eksploatacji w porównaniu do elektrowni wodnych.

Schemat IES. Zalety, wady, zastosowanie.

IES – elektrownia kondensacyjna. (Podtyp termiczny) Zaprojektowany do wytwarzania wyłącznie energii elektrycznej.

Najprostszy schemat obwodu Na rysunku pokazano IES opalany węglem.

Najprostszy schemat termiczny IES: T - paliwo; B - powietrze; UG – spaliny; SHZ - żużel i popiół; PC - kocioł parowy; PE - przegrzewacz pary; PT - turbina parowa; G - generator elektryczny; K - kondensator; KN - pompa kondensatu; PN - pompa zasilająca

Elektrownie cieplno-kondensacyjne mają niską sprawność (30-40%), ponieważ większość energii tracona jest ze spalinami i wodą chłodzącą skraplacz. Korzystne jest budowanie ŚOR w pobliżu miejsc produkcji paliw.

Schemat elektrowni jądrowej.

Elektrownia jądrowa (EJ) – instalacja jądrowa służąca do wytwarzania energii w określonych trybach i warunkach użytkowania, zlokalizowana na obszarze określonym projektem, w której wykorzystuje się w tym celu reaktor (reaktory) jądrowy i zespół kompleksu niezbędne systemy, urządzeń, wyposażenia i konstrukcji wraz z niezbędną kadrą pracowniczą.

W elektrowniach cieplnych energia chemiczna spalonego paliwa zamieniana jest w kotle na energię pary wodnej, która napędza zespół turbinowy (turbina parowa połączona z generatorem). Energia mechaniczna obrotu jest przetwarzana przez generator na energię elektryczną. Paliwem dla elektrowni jest węgiel, torf, łupki bitumiczne, a także gaz i olej opałowy. W krajowej energetyce odpowiada za aż 60% produkcji energii elektrycznej.

Głównymi cechami IES są: oddalenie od odbiorców energii elektrycznej, które w głównej mierze determinuje moc wyjściową przy wysokich i bardzo wysokich napięciach oraz blokowa zasada budowy elektrowni. Moc nowoczesnych KPP jest zazwyczaj taka, że ​​każdy z nich jest w stanie dostarczyć energię elektryczną do dużego regionu kraju. Stąd też inna nazwa elektrowni tego typu to państwowa elektrownia rejonowa (GRES).

Rysunek przedstawia uproszczoną zasadę schemat technologiczny jednostka napędowa . Jednostka napędowa jest jak osobna elektrownia z własną główną i sprzęt pomocniczy oraz centrum sterowania - tablica blokowa. Połączenia pomiędzy sąsiednimi blokami energetycznymi wzdłuż linii technologicznych zazwyczaj nie są realizowane.

Schematyczny diagram blokowy IES:
1 - system magazynowania i zasilania paliwem; 2 - układ przygotowania paliwa; 3 - kocioł; 4 - turbina; 5 - kondensator; 6 - pompa obiegowa; 7 - pompa kondensatu; 8 - pompa zasilająca; 9 - palniki kotłowe; 10 - wentylator; 11 - wyciąg dymowy; 12 - nagrzewnica powietrza; 13 - oszczędzacz wody; 14 - grzejnik niskociśnieniowy;
15 - odgazowywacz; 16 - grzejnik wysokociśnieniowy

Budowa IES na zasadzie blokowej zapewnia pewne korzyści techniczne i ekonomiczne, które są następujące:
1) wykorzystanie pary o wysokich i ultrawysokich parametrach jest ułatwione dzięki prostszemu systemowi rurociągów parowych, co jest szczególnie istotne dla rozwoju bloków dużej mocy;
2) schemat technologiczny elektrowni zostaje uproszczony i staje się bardziej przejrzysty, w wyniku czego zwiększa się niezawodność pracy i staje się łatwiejsza obsługa;
3) zapasowe wyposażenie termomechaniczne jest ograniczone, a w niektórych przypadkach może być całkowicie nieobecne;
4) zmniejszenie wolumenu prac budowlano-montażowych;
5) zmniejszają się koszty inwestycyjne budowy elektrowni;
6) zapewniona jest wygodna rozbudowa elektrowni, a nowe bloki, w razie potrzeby, mogą różnić się parametrami od poprzednich.

Schemat technologiczny IES składa się z kilku układów: zasilania paliwem; przygotowanie paliwa; główny obieg parowo-wodny wraz z wytwornicą pary i turbiną; obieg wody; uzdatnianie wody; odbiór i odpopielanie oraz wreszcie część elektryczna stacji.

Dostawa mechanizmów i instalacji normalne funkcjonowanie Wszystkie te elementy wchodzą w skład tzw. systemu potrzeb własnych stacji (bloku energetycznego).

Największe straty energii w IES występują w głównym obiegu para-woda, czyli w skraplaczu, gdzie para wylotowa, zawierająca jeszcze dużą ilość ciepła oddanego podczas tworzenia pary, oddaje je z powrotem do wody obiegowej. Ciepło z woda obiegowa wyniesione do zbiorników wodnych, czyli zagubione. Straty te determinują głównie sprawność elektrowni, która dla najnowocześniejszych CPP wynosi nie więcej niż 40-42%.

Wytwarzana w elektrowni energia elektryczna dostarczana jest pod napięciem 110 - 750 kV i tylko jej część jest wybierana na potrzeby własne poprzez transformator potrzeb własnych podłączony do zacisków generatora.

Generatory i transformatory podwyższające są łączone w zespoły energetyczne i podłączane do rozdzielnicy wysokiego napięcia, którą zwykle jest rozdzielnica otwarta (OSG). Opcje lokalizacji głównych konstrukcji mogą być różne, jak pokazano na rysunku.

Ryż. 1.3. Opcje lokalizacji głównych obiektów IES:
1 - główny budynek; 2 - magazynowanie paliwa; 3 - kominy; 4 - transformatory blokowe;
5, 6 - urządzenia dystrybucyjne; 7 - przepompownie;
8 - wsporniki pośrednie linii elektrycznych

Nowoczesne SZE wyposażane są głównie w bloki energetyczne o mocy 200 – 800 MW. Zastosowanie dużych jednostek pozwala zapewnić szybki wzrost mocy elektrowni, akceptowalny koszt energii elektrycznej i koszt zainstalowanego kilowata mocy elektrowni.

Największe CPP mają moc 4 – 6,4 mln kW z blokami energetycznymi o mocy 500 i 800 MW. Maksymalna moc IES zależy od warunków zaopatrzenia w wodę i wpływu emisji z instalacji środowisko.

Nowoczesne CES mają bardzo aktywny wpływ na środowisko: atmosferę, hydrosferę i litosferę. Ich wpływ na atmosferę wyraża się dużym zużyciem tlenu z powietrza do spalania paliw oraz emisją znacznej ilości produktów spalania. Są to przede wszystkim gazowe tlenki węgla, siarki i azotu, niektóre z nich charakteryzują się dużą aktywnością chemiczną. Popiół lotny przechodzący przez popielniki zanieczyszcza powietrze. Najmniej zanieczyszczeń powietrza (dla stacji o tej samej mocy) obserwuje się przy spalaniu gazu, a największe przy spalaniu paliw stałych o niskiej wartości opałowej i dużej zawartości popiołu. Należy także wziąć pod uwagę dużą utratę ciepła do atmosfery, a także powstałe pola elektromagnetyczne instalacje elektryczne wysokiego i bardzo wysokiego napięcia.

IES zanieczyszcza hydrosferę w dużych ilościach ciepła woda, odprowadzane ze skraplaczy turbinowych, a także ścieki przemysłowe, choć poddawane są dokładnemu oczyszczaniu.

Dla litosfery wpływ IES przejawia się nie tylko w tym, że do pracy stacji wydobywane są duże masy paliwa, a tereny są alienowane i zabudowane, ale także w tym, że potrzeba dużo miejsca na zakopywanie dużych mas popiołu i żużla (przy spalaniu paliw stałych).

Wpływ IES na środowisko jest niezwykle duży. Przykładowo skalę zanieczyszczenia termicznego wody i powietrza można ocenić po tym, że około 60% ciepła uzyskanego w kotle przy spaleniu całej masy paliwa jest tracone na zewnątrz stacji. Biorąc pod uwagę wielkość produkcji energii elektrycznej w KPP oraz wolumen spalonego paliwa, można przypuszczać, że są one w stanie oddziaływać na klimat duże obszary kraje. Jednocześnie rozwiązuje się problem recyklingu części emisji cieplnych poprzez ogrzewanie szklarni i tworzenie podgrzewanych stawów rybnych. Do produkcji wykorzystuje się popiół i żużel materiały budowlane itp.

ZASADNICZY SCHEMAT TECHNOLOGICZNY IES

W IES kotły i turbiny łączone są w bloki: kocioł-turbina (monobloki) lub dwie kotły-turbiny (podwójne bloki). Ogólny schemat technologiczny elektrowni kondensacyjnej IES (GRZS) przedstawiono na rys. 1.7.

Do paleniska kotła parowego PC dostarczane jest paliwo (rys. 1.7): gazowe GT, ciekłe HT lub stałe HT. Na terenie obiektu znajduje się magazyn ST przeznaczony do magazynowania paliw płynnych i stałych. Ogrzane gazy powstające podczas spalania paliwa oddają ciepło powierzchniom kotła, podgrzewają wodę w kotle i przegrzewają powstającą w nim parę. Następnie gazy przesyłane są do komin Dt i są uwalniane do atmosfery. Jeżeli w elektrowni spalane jest paliwo stałe, gazy przed wejściem do komina przechodzą przez kolektory popiołów w celu ochrony środowiska (głównie atmosfery) przed zanieczyszczeniami. Para po przejściu przez przegrzewacz PI trafia przewodami parowymi do turbiny parowej, która posiada cylindry wysokiego (HPC), średniociśnieniowego (MCP) i niskociśnieniowego (LPC). Para z kotła wchodzi do HPC, po przejściu przez którą jest ponownie przesyłana do kotła, a następnie do przegrzewacza pośredniego PPP wzdłuż „zimnej nici” przewodu pary pośredniej przegrzania. Po przejściu przez przegrzewacz pośredni para ponownie powraca do turbiny poprzez „gorącą nić” przewodu pary pośredniej przegrzania i wchodzi do węzła centralnego ogrzewania. Z CSD para kierowana jest rurami przesyłowymi do CSD i wychodzi do skraplacza /(, gdzie ulega skropleniu.

Skraplacz jest chłodzony krążącą wodą. Woda obiegowa dostarczana jest do skraplacza za pomocą pomp obiegowych centrali grzewczej. W systemie zaopatrzenia w wodę z obiegiem bezpośrednim woda pobierana jest ze zbiornika B (rzeki, morza, jeziora) i po opuszczeniu skraplacza jest zawracana do zbiornika. W przypadku schematu zaopatrzenia w wodę z odwróconym obiegiem, woda chłodząca skraplacz jest przesyłana do chłodnicy wody obiegowej (wieża chłodnicza, staw chłodniczy, basen natryskowy), schładzana w chłodnicy, a następnie zawracana do skraplacza za pomocą pomp obiegowych. Straty wody obiegowej kompensowane są poprzez dostarczenie dodatkowej wody ze źródła.

W skraplaczu utrzymuje się próżnia, a para skrapla się. Za pomocą pomp kondensatu K.N kondensat kierowany jest do odgazowywacza D, gdzie jest oczyszczany z rozpuszczonych w nim gazów, w szczególności tlenu. Zawartość tlenu w wodzie i parze z elektrowni cieplnych jest niedopuszczalna, ponieważ tlen działa agresywnie na metal rurociągów i urządzeń. Z odgazowywacza woda zasilająca kierowana jest do kotła parowego za pomocą pomp zasilających PN. Ubytki wody powstałe w obiegu kocioł – rurociąg parowy – turbina – odgazowywacz kotła uzupełniane są za pomocą urządzeń do uzdatniania wody (chemiczne uzdatnianie wody). Woda z urządzeń do uzdatniania wody kierowana jest do zasilania obiegu roboczego elektrociepłowni przez chemicznie oczyszczony odgazowywacz wody użytkowej CWU.

Generator G, umieszczony na tym samym wale z turbiną parową, wytwarza prąd elektryczny, który poprzez zaciski generatora kierowany jest do elektrowni państwowej, najczęściej do transformatora podwyższającego PTr. W tym przypadku napięcie prąd elektryczny wzrasta i pojawia się możliwość przesyłania energii elektrycznej na duże odległości liniami elektroenergetycznymi podłączonymi do rozdzielnicy podwyższającej. Buduje się głównie rozdzielnice wysokiego napięcia typ otwarty i nazywane są rozdzielnicami otwartymi (OSD). Silniki elektryczne elektrycznych mechanizmów napędowych, oświetlenie elektrowni oraz inni odbiorcy na własne potrzeby lub własne potrzeby zasilane są z transformatorów TrSR, zwykle podłączanych do wyjść generatorów w elektrowniach państwowych.

Podczas eksploatacji elektrowni cieplnych wykorzystujących paliwa stałe należy podjąć działania mające na celu ochronę środowiska przed zanieczyszczeniem popiołem i żużlem. Żużel i popiół w elektrowniach spalających paliwo stałe są zmywane wodą, mieszane z nią, tworząc papkę i wysyłane na hałdy popiołów i żużli Zakładu Aszchabad, gdzie popiół i żużel opadają z pulpy. „Klarowana woda jest przesyłana do elektrowni w celu ponownego wykorzystania za pomocą pomp do oczyszczonej wody lub grawitacyjnie.

Ministerstwo Edukacji i Nauki Federacji Rosyjskiej

Państwowa instytucja edukacyjna

Wykształcenie wyższe zawodowe

UNIWERSYTET PAŃSTWOWY VLADIMIR

Nazwany na cześć A.G. i N.G. Stoletowów

Katedra Elektrotechniki i Energetyki

Obliczenia i prace graficzne

„Opracowanie planu dystrybucji energii dla SIE”

Prace ukończone:

gr. EEb-110

Belov A.M.

Sprawdziłem pracę:

Czebryakova Yu.S.

Włodzimierz 2012

1. Wprowadzenie

Cel i zalety ES

Schemat technologiczny ES

Główne wyposażenie ES i jego przeznaczenie

Przykłady największych ES Federacji Rosyjskiej

Wpływ ES na środowisko

Wybór schemat blokowy ES

Wybór głównego wyposażenia

3.1. Dobór generatorów

3.2. Dobór transformatorów komunikacyjnych

3.3. Dobór transformatorów pomocniczych

3.4. Dobór wyłączników i rozłączników

Wniosek

4.1. Lista wybranych urządzeń z parametrami i symbolami na schemacie

4.2. Zalety i wady wybranego schematu zasilania

4.3. Schemat zasilania sieci (format A3)

Wykaz używanej literatury

Wstęp

1. Cel i zalety IES

W elektrowniach cieplnych energia chemiczna spalonego paliwa zamieniana jest w kotle na energię pary wodnej, która napędza zespół turbinowy (turbina parowa połączona z generatorem). Energia mechaniczna obrotu jest przetwarzana przez generator na energię elektryczną. Paliwem dla elektrowni jest węgiel, torf, łupki bitumiczne, a także gaz i olej opałowy. W krajowej energetyce KPP odpowiadają za ponad 60% wytwarzania energii elektrycznej.

Głównymi cechami IES są: oddalenie od odbiorców energii elektrycznej, które w głównej mierze determinuje moc wyjściową przy wysokich i bardzo wysokich napięciach oraz blokowa zasada budowy elektrowni. Moc nowoczesnych KPP jest zazwyczaj taka, że ​​każdy z nich jest w stanie dostarczyć energię elektryczną do dużego regionu kraju. Stąd też inna nazwa elektrowni tego typu to państwowa elektrownia rejonowa (SDPP).

Nowoczesne SZE wyposażane są głównie w bloki energetyczne o mocy 200 – 800 MW. Zastosowanie dużych jednostek pozwala zapewnić szybki wzrost mocy elektrowni, akceptowalny koszt energii elektrycznej i koszt zainstalowanego kilowata mocy elektrowni.

Podstawowe wymagania techniczne i ekonomiczne dla SSE - wysoka niezawodność, zwrotność i wydajność. O wymogu dużej niezawodności i zwrotności decyduje fakt, że energia elektryczna wytworzona przez SSE jest zużywana natychmiast, tzn. SIE musi wyprodukować tyle energii elektrycznej, ile w danym momencie potrzebują jej odbiorcy.

Największe straty energii w IES występują w głównym obiegu para-woda, czyli w skraplaczu, gdzie para wylotowa, zawierająca jeszcze dużą ilość ciepła oddanego podczas tworzenia pary, oddaje je z powrotem do wody obiegowej. Ciepło jest odprowadzane wraz z obiegową wodą do zbiorników, tj. gubi się. Straty te determinują głównie sprawność elektrowni, która nawet dla najnowocześniejszych CPP wynosi nie więcej niż 40-42%.

Wytwarzana w elektrowni energia elektryczna dostarczana jest pod napięciem 110 - 750 kV i tylko jej część jest wybierana na potrzeby własne poprzez transformator potrzeb własnych podłączony do zacisków generatora. Generatory i transformatory podwyższające są łączone w zespoły energetyczne i podłączane do rozdzielnicy wysokiego napięcia, którą zwykle jest rozdzielnica otwarta (OSG).

Schemat technologiczny IES

Rysunek pokazuje uproszczony schemat ideowy jednostki napędowej IES.

T - paliwo; B - powietrze; UG – spaliny; SHZ - żużel i popiół; PC - kocioł parowy; PE - przegrzewacz pary; PT - turbina parowa; G - generator elektryczny; K - kondensator; KN - pompa kondensatu; PN - pompa zasilająca.

Ciepło powstające podczas spalania paliwa przekazywane jest w kotle (wytwornicy pary) do cieczy roboczej, najczęściej pary wodnej. Energia cieplna pary wodnej zamieniana jest w energię mechaniczną w turbinie kondensacyjnej, a ta w generatorze elektrycznym na energię elektryczną. Para wypływająca z turbiny ulega kondensacji, kondensat pary jest pompowany najpierw pompami kondensatu, a następnie pompami zasilającymi do kotła parowego (kocioł, wytwornica pary). W ten sposób powstaje zamknięty obieg para-woda: kocioł parowy z przegrzewaczem - rurociągi parowe od kotła do turbiny - turbina - skraplacz - pompy kondensatu i zasilające - rurociągi podawać wodę- kocioł parowy. Schemat obiegu pary i wody jest głównym schematem technologicznym elektrowni z turbiną parową i nazywany jest schematem cieplnym IES.

Główne wyposażenie IES i jego przeznaczenie

Główne urządzenia SSE (zespoły kotłowo-turbinowe) zlokalizowane są w budynku głównym, kotłach oraz instalacji odpylania (w SSE spalających np. węgiel w postaci pyłu) – w kotłowni, turbozespołach i ich urządzenia pomocnicze - w maszynowni elektrowni. W CPP instalowany jest głównie jeden kocioł na turbinę. Kocioł wraz z zespołem turbinowym i urządzeniami pomocniczymi stanowi odrębną część - elektrownię monoblokową. W KPP bez pośredniego przegrzania pary z blokami turbinowymi o mocy 100 MW lub mniejszej w ZSRR zastosowano nieblokowy schemat scentralizowany, w którym para ze 113 kotłów kierowana jest do wspólnego magistrali parowej, a stamtąd rozprowadzana między turbinami . Wymiary głównego budynku zależą od umieszczonego w nim sprzętu i wahają się od 30 do 100 długości na jednostkę, w zależności od jego mocy. M, szerokość od 70 do 100 M. Wysokość maszynowni wynosi około 30 M, kotłownia - 50 M i więcej.

Opłacalność układu budynku głównego szacuje się w przybliżeniu na podstawie kubatury właściwej, która w elektrowni pyłowej wynosi około 0,7-0,8. M 3 /kW, a na gazie i ropie – około 0,6 – 0,7 M 3 /kW Część urządzeń pomocniczych kotłowni (oddymiacze, dmuchawy, odpylacze, cyklony odpylające i separatory pyłu instalacji przygotowania pyłu) instaluje się na zewnątrz budynku, na otwartej przestrzeni.

ŚOR budowane są bezpośrednio przy źródłach zaopatrzenia w wodę. Na terenie SSE oprócz budynku głównego znajdują się budowle i urządzenia do zaopatrzenia w wodę techniczną i chemicznego uzdatniania wody, instalacje paliwowe, transformatory elektryczne, urządzenia dystrybucyjne, laboratoria i warsztaty, magazyny materiałów, pomieszczenia biurowe dla personelu obsługującego IES. Paliwo na teren CPP dostarczane jest najczęściej koleją. d. kompozycje. Popiół i żużel z komory spalania i popielników usuwane są hydraulicznie.

Przykłady największych IES w Federacji Rosyjskiej

Nazwa elektrownie		Energia elektryczna MW	Rodzaj paliwa
Surgucka GRES-1			Powiązany gaz, paliwo do turbin gazowych
Kostromska GRES			Gaz ziemny, olej opałowy
Surgucka GRES-2			Osuszony związany gaz
Reftyńska GRES			Węgiel Ekibastuz
Ryazanskaja GRES			Węgiel brunatny, gaz, olej opałowy
Permskaja GRES			Gaz ziemny
Elektrownia Rejonowa Stawropol			Gaz ziemny, olej opałowy
Konakowska GRES			Gaz ziemny

Największe CPP mają obecnie moc do 4 mln kW. W budowie są elektrownie o mocy 4 – 6,4 mln kW z blokami energetycznymi o mocy 500 i 800 MW. Maksymalna moc IES jest uzależniona od warunków zaopatrzenia w wodę i wpływu emisji roślinnych na środowisko.

Wpływ IES na środowisko

Nowoczesne CES mają bardzo aktywny wpływ na środowisko: atmosferę, hydrosferę i litosferę. Wpływ na atmosferę przejawia się dużym zużyciem tlenu z powietrza do spalania paliw oraz emisją znacznej ilości produktów spalania. Są to gazowe tlenki węgla, siarki i azotu. Popiół lotny przechodzący przez popielniki zanieczyszcza powietrze. Najmniejsze zanieczyszczenie powietrza obserwuje się przy spalaniu gazu, a największe przy spalaniu paliw stałych o niskiej wartości opałowej i dużej zawartości popiołu. Należy również wziąć pod uwagę duże straty ciepła do atmosfery, a także pola elektromagnetyczne wytwarzane przez instalacje elektryczne wysokiego i bardzo wysokiego napięcia.

IES zanieczyszcza hydrosferę dużymi masami ciepłej wody odprowadzanej ze skraplaczy turbin, a także ściekami przemysłowymi, chociaż ulegają one dokładnemu oczyszczeniu.

Dla litosfery wpływ IES przejawia się nie tylko w tym, że do pracy stacji wydobywane są duże masy paliwa, a tereny są alienowane i zabudowane, ale także w tym, że potrzeba dużo miejsca na zakopywanie dużych mas popiołu i żużla (przy spalaniu paliw stałych).

Wpływ IES na środowisko jest niezwykle duży. Przykładowo skalę zanieczyszczenia termicznego wody i powietrza można ocenić po tym, że około 60% ciepła uzyskanego w kotle przy spaleniu całej masy paliwa jest tracone na zewnątrz stacji. Biorąc pod uwagę wielkość produkcji energii elektrycznej w KPP oraz wolumen spalanego paliwa, można przypuszczać, że są one w stanie oddziaływać na klimat dużych obszarów kraju. Jednocześnie rozwiązuje się problem recyklingu części emisji cieplnych poprzez ogrzewanie szklarni i tworzenie podgrzewanych stawów rybnych. Popiół i żużel wykorzystuje się do produkcji materiałów budowlanych itp.

1. Wybór schematu blokowego kes

Strukturalny schemat elektryczny zależy od składu sprzętu (liczba generatorów, transformatorów), rozkładu generatorów i obciążenia pomiędzy rozdzielnicami (rozdzielnicami) o różnych napięciach oraz połączenia między tymi rozdzielnicami.

Rysunek przedstawia schemat blokowy elektrowni z preferencyjną dystrybucją energii elektrycznej wysokiego napięcia (WN). Brak odbiorców w pobliżu takiej elektrowni umożliwia rezygnację z GRU. Schematy zasilania IES charakteryzują się blokowym połączeniem generatorów z transformatorami. Wszystkie generatory są połączone w bloki za pomocą transformatorów podwyższających.

Energia elektryczna dostarczana jest pod wysokim i średnim napięciem, a komunikację pomiędzy rozdzielnicą zapewnia autotransformator komunikacyjny.

1. Wybór głównego wyposażenia

   Dobór generatorów

Zgodnie z instrukcją moc zainstalowana elektrowni wynosi 1500 MW

generator	Prędkość znamionowa	Moc znamionowa (pozorna)	Napięcie znamionowe		Prąd znamionowy	Schemat podłączenia uzwojenia
	3000 obr./min
	3000 obr./min

Wybieram dwa generatory o mocy 500 MW każdy: TGB-500-2У3

Seria TGV obejmuje turbogeneratory o mocy 200, 300 i 500 MW. Obudowa stojana jest cylindryczna, spawana, gazoszczelna. Obudowa stojana turbogeneratora o mocy 500 MW składa się z trzech części – środkowej i dwóch skrzynek przymocowanych na końcach. Obudowa stojana napełniana jest wodorem pod ciśnieniem.

Rdzeń stojana osadzony jest na podłużnych pryzmach. Aby zmniejszyć wibracje, obudowa wewnętrzna jest zamontowana w obudowie stojana na resorach piórowych rozmieszczonych w kilku rzędach na całej długości maszyny. Rdzeń składa się z oddzielnych pakietów oddzielonych pierścieniowymi kanałami promieniowymi.

Rdzeń dociskany jest za pomocą masywnych kołnierzy dociskowych wykonanych ze stali niemagnetycznej.

Uzwojenie stojana jest trójfazowe, dwuwarstwowe, prętowe, o skróconym skoku. Przednie części uzwojenia są typu koszowego.

Pręty uzwojenia chłodzone bezpośrednio gazem posiadają kanały wentylacyjne utworzone z izolowanych niemagnetycznych rur stalowych.

Chłodzone wodą pręty uzwojenia składają się z litych i pustych w środku przewodów miedzianych. Izolacja pręta jest termoutwardzalna typu VES-2.

Wirnik wykonany jest z wysokiej jakości stali. Beczka wirnika ma promieniowe rowki o równoległych ściankach. Uzwojenie wirnika chłodzonego gazem wykonane jest z pasków miedzianych o specjalnym profilu. W turbogeneratorach o mocy 200 i 300 MW zastosowano jednostopniową sprężarkę odśrodkową umieszczoną na wale wirnika.

Dla turbogeneratora o mocy 500 MW przyjęto bezpośrednie chłodzenie wodne uzwojenia wirnika, wykonane z prostokątnych przewodów miedzianych z okrągłym otworem wewnętrznym. Woda wpływa przez koniec rotora. Przewód prądowy i częściowo pierścienie ślizgowe są również chłodzone wodą.

Pierścienie opaskowe do mocowania przednich części uzwojenia wirnika montowane są bezpośrednio na bębnie wirnika i zabezpieczane za pomocą klucza koronowego.

Dobór transformatorów komunikacyjnych

Określana jest moc transformatora

gdzie, S tr - moc transformatora; S g - moc generatora S sn - moc pomocnicza; 5% energii wykorzystywane jest na potrzeby własne.

Moc bierna generatorów:

Q g = P g tgφ=5000,62=310MVar

P sn = P g 0,05 = 5000,1 = 50 MVA

Q sn = P sn tgφ=250,62=15,5MVar

Pn =Pg 0,02=5000,02=10MVA

Q n = P n tgφ=100,62=6,2MVar

Wybieramy dwa transformatory TC-630000\500 - U1

Trójfazowe transformatory olejowe dwuuzwojeniowe serii TDTs(Ts) o wydajności 25 000; Moce 400 000 i 630 000 kVA, klasa napięciowa 500 kV przeznaczone są do pracy stacjonarnej w instalacji zewnętrznej i przeznaczone są do długotrwałej pracy pod obciążeniem znamionowym w bloku z generatorem. U - do pracy w obszarach o klimat umiarkowany, kategoria zakwaterowania 1 (na zewnątrz).

Wybierz transformator TNTs-630000\220-U1

Dobór transformatorów pomocniczych

Moc transformatora określa się:

Dobór transformatorów TRDNS 63000/35

Transformator 3-fazowy. P - Obecność rozdzielonego uzwojenia niskie napięcie. D – wymuszony obieg powietrza i naturalny obieg oleju. Podwójne uzwojenie. N - obecność układu regulacji napięcia. C – dla układów pomocniczych elektrowni. Moc znamionowa, 63000 kV*A. Klasa napięcia uzwojenia WN, 35 kV.

Dobór wyłączników i rozłączników

Przy wyborze przełączników brane jest pod uwagę napięcie robocze. A także prąd, przy którym musi działać przełącznik. W takim przypadku należy wziąć pod uwagę prąd przerwania. Przełącznik musi zapewniać terminowe awaryjne wyłączenie urządzenia. Prąd znamionowy jest określany przez:

Odłączniki dobiera się podobnie jak wyłączniki.

Typ przełącznika (odłącznik)	Nominalny napięcie, kV	Nominalny	Znamionowy prąd wyłączalny, A
VNV-750A-40/3150U1
VVD-330B-40/3150U1
VVU-35B-40/3150U1
RNV-750I/4000 U1
RND-330/3200 U1
RND-35/2000 U1

24 października 2012

Energia elektryczna już dawno wkroczyła w nasze życie. Już grecki filozof Tales w VII wieku p.n.e. odkrył, że bursztyn potarty o wełnę zaczyna przyciągać przedmioty. Ale od dawna Nikt nie zwrócił uwagi na ten fakt. Dopiero w 1600 roku po raz pierwszy pojawiło się określenie „elektryczność”, a w 1650 roku Otto von Guericke stworzył maszynę elektrostatyczną w postaci kulki siarki osadzonej na metalowym pręcie, która umożliwiła obserwację nie tylko efektu przyciągania, ale także efekt odpychania. Była to pierwsza prosta maszyna elektrostatyczna.

Od tego czasu minęło wiele lat, ale nawet dzisiaj, w świecie wypełnionym terabajtami informacji, kiedy możesz sam dowiedzieć się wszystkiego, co Cię interesuje, dla wielu pozostaje tajemnicą, w jaki sposób powstaje prąd, w jaki sposób jest dostarczany do naszego domu , biuro, przedsiębiorstwo...

Rozważymy te procesy w kilku częściach.

Część I. Wytwarzanie energii elektrycznej.

Skąd to pochodzi? energia elektryczna? Energia ta wynika z innych rodzajów energii - cieplnej, mechanicznej, jądrowej, chemicznej i wielu innych. W skalę przemysłową Energia elektryczna pozyskiwana jest w elektrowniach. Rozważmy tylko najpopularniejsze typy elektrowni.

1) Elektrownie cieplne. Dziś można je wszystkie połączyć w jedno określenie – Państwowa Elektrownia Okręgowa (Państwowa Elektrownia Rejonowa). Oczywiście dzisiaj termin ten stracił swoje pierwotne znaczenie, ale nie odszedł do wieczności, ale pozostał z nami.

Elektrownie cieplne dzielą się na kilka podtypów:

A) Elektrownia kondensacyjna (CPS) - elektrownia cieplna Wytwarzająca wyłącznie energię elektryczną, elektrownia tego typu zawdzięcza swoją nazwę specyfice zasady działania.

Zasada działania: Powietrze i paliwo (gazowe, ciekłe lub stałe) dostarczane jest do kotła za pomocą pomp. Rezultatem jest mieszanka paliwowo-powietrzna, która spala się w piecu kotła, uwalniając ogromną ilość ciepła. W tym przypadku woda przepływa system rur, który znajduje się wewnątrz kotła. Uwolnione ciepło przekazywane jest tej wodzie, a jej temperatura wzrasta i doprowadzana jest do wrzenia. Para, która powstała w kotle, wraca do kotła, gdzie zostaje przegrzana powyżej temperatury wrzenia wody (przy danym ciśnieniu), następnie poprzez przewody parowe trafia do turbiny parowej, w której para pracuje. Jednocześnie rozszerza się, spada jego temperatura i ciśnienie. W ten sposób energia potencjalna pary przekazywana jest do turbiny, a zatem zamienia się w energię kinetyczną. Turbina z kolei napędza wirnik trójfazowego generatora prądu przemiennego, który znajduje się na tym samym wale co turbina i wytwarza energię.

Przyjrzyjmy się bliżej niektórym elementom IES.

Turbina parowa.

Strumień pary wodnej przedostaje się poprzez kierownice na zakrzywione łopatki zamocowane na obwodzie wirnika i działając na nie powoduje obrót wirnika. Jak widać, pomiędzy rzędami łopatek występują przerwy. Są tam bo ten rotor jest wyjęty z obudowy. W ciało wbudowane są także rzędy ostrzy, lecz są one nieruchome i służą tworzeniu żądany kąt opadająca para na ruchome ostrza.

Kondensacyjne turbiny parowe służą do zamiany jak największej ilości ciepła pary na pracę mechaniczną. Działają na zasadzie uwalniania (wypuszczania) zużytej pary do skraplacza, w którym utrzymywane jest podciśnienie.

Turbina i generator umieszczone na tym samym wale nazywane są turbogeneratorem. Trójfazowy generator prądu przemiennego (maszyna synchroniczna).

Składa się z:

Co zwiększa napięcie do wartości standardowej (35-110-220-330-500-750 kV). W tym przypadku prąd znacznie maleje (na przykład, gdy napięcie wzrasta 2-krotnie, prąd zmniejsza się 4-krotnie), co umożliwia przesyłanie mocy na duże odległości. Należy zaznaczyć, że mówiąc o klasie napięcia, mamy na myśli napięcie liniowe (międzyfazowe).

Moc czynna wytwarzana przez generator jest regulowana poprzez zmianę ilości nośnika energii, a także zmienia się prąd w uzwojeniu wirnika. Aby zwiększyć moc czynną, konieczne jest zwiększenie dopływu pary do turbiny, a prąd w uzwojeniu wirnika wzrośnie. Nie należy zapominać, że generator jest synchroniczny, co oznacza, że ​​jego częstotliwość jest zawsze równa częstotliwości prądu w systemie elektroenergetycznym, a zmiana parametrów nośnika energii nie będzie miała wpływu na jego częstotliwość wirowania.

Ponadto generator wytwarza również moc bierną. Można go stosować do regulacji napięcia wyjściowego w małych granicach (tzn. nie jest to główny sposób regulacji napięcia w systemie elektroenergetycznym). To działa w ten sposób. Gdy uzwojenie wirnika jest przewzbudzone, tj. gdy napięcie na wirniku wzrośnie powyżej wartości nominalnej, „nadmiar” mocy biernej zostanie oddany do systemu elektroenergetycznego, a w przypadku niedowzbudzenia uzwojenia wirnika, wówczas moc bierna zużywane przez generator.

Zatem w prąd przemienny o czym mówimy pełna moc(mierzona w woltoamperach - VA), która jest równa pierwiastkowi kwadratowemu sumy mocy czynnej (mierzonej w watach - W) i biernej (mierzonej w woltoamperach reaktywnych - VAR).

Woda w zbiorniku służy do usuwania ciepła ze skraplacza. Jednak do tych celów często wykorzystuje się baseny rozpryskowe.

lub wieże chłodnicze. Wieże chłodnicze mogą być typu wieżowego Rys.8

lub wentylator Rys.9

Wieże chłodnicze są zaprojektowane prawie tak samo jak te, z tą różnicą, że woda przepływa przez grzejniki, przekazuje im ciepło i są chłodzone wymuszonym powietrzem. W tym przypadku część wody odparowuje i przedostaje się do atmosfery.
Sprawność takiej elektrowni nie przekracza 30%.

B) Elektrownia z turbiną gazową.

W elektrowni z turbiną gazową turbogenerator napędzany jest nie parą, ale bezpośrednio gazami powstającymi podczas spalania paliwa. W takim przypadku możesz tylko użyć gaz ziemny w przeciwnym razie turbina szybko ulegnie awarii z powodu zanieczyszczenia produktami spalania. Wydajność na maksymalne obciążenie 25-33%

Znacznie większą sprawność (do 60%) można uzyskać łącząc obieg parowy i gazowy. Takie rośliny nazywane są instalacjami pracującymi w cyklu kombinowanym. Zamiast konwencjonalnego kotła zainstalowano kocioł na ciepło odzysknicowe, który nie posiada własnych palników. Pobiera ciepło z wydechu turbina gazowa. Obecnie CCGT są aktywnie wprowadzane do naszego życia, ale jak dotąd jest ich niewiele w Rosji.

W) Elektrownie cieplne (już dawno temu stały się integralną częścią dużych miast). Ryc.11

Elektrownia cieplna została zaprojektowana konstrukcyjnie jako elektrownia kondensacyjna (CPS). Cechą elektrowni tego typu jest to, że może ona jednocześnie generować energię cieplną i elektryczną. W zależności od typu turbina parowa, istnieć różne sposoby selekcje pary, które pozwalają na pobranie z niej pary o różnych parametrach. W tym przypadku część pary lub całość pary (w zależności od rodzaju turbiny) dostaje się do podgrzewacza sieciowego, przekazuje mu ciepło i tam ulega skraplaniu. Turbiny kogeneracyjne umożliwiają regulację ilości pary na potrzeby cieplne lub przemysłowe, co pozwala na pracę elektrociepłowni w kilku trybach obciążenia:

cieplna – produkcja energii elektrycznej jest całkowicie uzależniona od produkcji pary na potrzeby przemysłu lub ciepłownictwa.

elektryczne - obciążenie elektryczne jest niezależne od obciążenia termicznego. Ponadto elektrociepłownie mogą pracować w trybie w pełni kondensacyjnym. Może to być wymagane np. w sytuacji, gdy w lecie wystąpią gwałtowne niedobory mocy czynnej. Tryb ten jest nieopłacalny dla elektrowni cieplnych, gdyż wydajność jest znacznie zmniejszona.

Jednoczesne wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła (kogeneracja) jest opłacalnym procesem, w którym znacznie zwiększa się wydajność stacji. Na przykład obliczona wydajność CES wynosi maksymalnie 30%, a CHP około 80%. Dodatkowo kogeneracja pozwala na ograniczenie emisji ciepła jałowego, co pozytywnie wpływa na ekologię obszaru, na którym zlokalizowana jest elektrociepłownia (w porównaniu do sytuacji, gdyby istniała elektrociepłownia o podobnej mocy).

Przyjrzyjmy się bliżej turbinie parowej.

Do ciepłownictwa turbiny parowe turbiny obejmują:

Przeciwciśnienie;

Regulowany odciąg pary;

Wybór i przeciwciśnienie.

Turbiny z przeciwciśnieniem działają na zasadzie odprowadzania pary nie do skraplacza jak w IES, ale do podgrzewacza sieciowego, czyli cała para przechodząca przez turbinę trafia na potrzeby grzewcze. Konstrukcja takich turbin ma istotną wadę: harmonogram obciążenia elektrycznego jest całkowicie zależny od harmonogramu obciążenia termicznego, to znaczy takie urządzenia nie mogą brać udziału w operacyjnej regulacji częstotliwości prądu w systemie elektroenergetycznym.

W turbinach z kontrolowanym odciągiem pary jest ona wydobywana o godz odpowiednią ilość w etapach pośrednich, wybierając takie etapy doboru pary, które są odpowiednie w w tym przypadku. Turbina tego typu jest niezależna od obciążenia cieplnego, a sterowanie wyjściową mocą czynną można regulować w większych granicach niż w przypadku elektrociepłowni przeciwprężnej.

Turbiny odciągowe i przeciwprężne łączą w sobie funkcje dwóch pierwszych typów turbin.

Turbiny kogeneracyjne elektrowni cieplnych nie zawsze są w stanie się zmieniać obciążenie termiczne. Aby pokryć szczyty obciążenia, a czasami je zwiększyć energia elektryczna Przełączając turbiny na tryb kondensacyjny, w elektrowniach cieplnych instaluje się kotły szczytowe do podgrzewania wody.

2) Elektrownie jądrowe.

W Rosji istnieją obecnie 3 typy reaktorów. Ogólna zasada ich praca jest mniej więcej podobna do praca IES(dawniej elektrownie jądrowe nazywano państwowymi elektrowniami okręgowymi). Jedyna zasadnicza różnica polega na tym energia cieplna produkowane nie w kotłach na paliwa kopalne, ale w reaktorach jądrowych.

Przyjrzyjmy się dwóm najpopularniejszym typom reaktorów w Rosji.

1) Reaktor RBMK.

Cechą charakterystyczną tego reaktora jest to, że para do obracania turbiny pozyskiwana jest bezpośrednio w rdzeniu reaktora.

Rdzeń RBMK. Ryc.13

składa się z pionowych kolumn grafitowych, w których znajdują się podłużne otwory, w które włożone są rurki ze stopu cyrkonu oraz stal nierdzewna. Grafit pełni rolę moderatora neutronów. Wszystkie kanały podzielone są na kanały paliwowe i CPS (system kontroli i ochrony). Mają różne obiegi chłodzenia. Do kanałów paliwowych wkładana jest kaseta (FA - zespół paliwowy) z prętami (TVEL - element paliwowy), wewnątrz której znajdują się granulki uranu w hermetycznie zamkniętej obudowie. Oczywiste jest, że to z nich uzyskuje się energię cieplną, która jest przekazywana do chłodziwa krążącego w sposób ciągły od dołu do góry pod wysokim ciśnieniem - zwykłej wody, ale bardzo dobrze oczyszczonej z zanieczyszczeń.

Woda przechodząc przez kanały paliwowe ulega częściowemu odparowaniu, mieszanina pary i wody przedostaje się ze wszystkich poszczególnych kanałów paliwowych do 2 bębnów separatora, gdzie następuje oddzielenie pary od wody. Woda ponownie trafia do reaktora za pomocą pomp obiegowych (w sumie 4 na pętlę), a para rurociągami parowymi trafia do 2 turbin. Para jest następnie skraplana w skraplaczu i zamienia się w wodę, która wraca do reaktora.

Sterowanie mocą cieplną reaktora odbywa się wyłącznie za pomocą prętów pochłaniających neutrony boru, które poruszają się w kanałach prętów regulacyjnych. Chłodzenie wodne tych kanałów przebiega od góry do dołu.

Jak zapewne zauważyliście, nigdy nie wspomniałem jeszcze o zbiorniku reaktora. Faktem jest, że w rzeczywistości RBMK nie ma kadłuba. Strefa czynna, o której przed chwilą mówiłem, jest umieszczona w betonowym szybie, a na górze zamyka ją pokrywa ważąca 2000 ton.

Powyższy rysunek przedstawia górną ochronę biologiczną reaktora. Ale nie powinieneś oczekiwać, że podnosząc jeden z bloków będziesz mógł zobaczyć żółto-zielony otwór wentylacyjny aktywnej strefy, nie. Sama pokrywa znajduje się znacznie niżej, a nad nią, w przestrzeni aż do góry ochrona biologiczna pozostaje luka w komunikacji kanałowej i całkowicie usunięte pręty absorbera.

Pomiędzy kolumnami grafitowymi pozostała przestrzeń rozszerzalność cieplna grafit W tej przestrzeni krąży mieszanina gazów azotu i helu. Jego skład służy do oceny szczelności kanałów paliwowych. Rdzeń RBMK jest zaprojektowany tak, aby rozerwać nie więcej niż 5 kanałów; w przypadku rozhermetyzowania większej liczby kanałów nastąpi oderwanie pokrywy reaktora i otwarcie pozostałych kanałów. Taki rozwój wydarzeń spowoduje powtórkę tragedii w Czarnobylu (nie mam tu na myśli tzw katastrofa spowodowana przez człowieka i jego konsekwencje).

Spójrzmy na zalety RBMK:

—Dzięki kanałowej regulacji mocy cieplnej możliwa jest wymiana zespołów paliwowych bez zatrzymywania reaktora. Codziennie zmienia się zwykle kilka zespołów.

—Niskie ciśnienie w CMPC (obieg wieloobwodowy wymuszony obieg), co przyczynia się do płynniejszego występowania wypadków związanych z jego rozszczelnieniem.

— Brak trudnego w produkcji zbiornika reaktora.

Spójrzmy na wady RBMK:

—W trakcie eksploatacji odkryto liczne błędy w geometrii rdzenia, których nie da się całkowicie wyeliminować na istniejących blokach energetycznych I i II generacji (Leningrad, Kursk, Czarnobyl, Smoleńsk). Bloki energetyczne RBMK III generacji (jest tylko jeden – na III bloku elektrowni jądrowej Smoleńsk) są wolne od tych wad.

— Reaktor jest jednoobwodowy. Oznacza to, że turbiny są obracane przez parę wytwarzaną bezpośrednio w reaktorze. Oznacza to, że zawiera składniki radioaktywne. Jeśli w turbinie rozhermetyzuje się ciśnienie (a stało się to w elektrowni jądrowej w Czarnobylu w 1993 r.), jej naprawa będzie bardzo skomplikowana, a być może niemożliwa.

— Żywotność reaktora zależy od żywotności grafitu (30–40 lat). Następnie następuje jego degradacja, objawiająca się obrzękiem. Proces ten budzi już poważne obawy w najstarszym bloku energetycznym RBMK, Leningradzie-1, wybudowanym w 1973 r. (ma już 39 lat). Najbardziej prawdopodobnym wyjściem z sytuacji jest zaślepienie n-tej liczby kanałów, aby zmniejszyć rozszerzalność cieplną grafitu.

—Moderator grafitu jest materiałem łatwopalnym.

-Ze względu na ogromna ilość zawory odcinające, reaktor jest trudny do kontrolowania.

— W przypadku pierwszej i drugiej generacji występuje niestabilność podczas pracy przy małych mocach.

Ogólnie można powiedzieć, że RBMK to dobry reaktor na swoje czasy. Obecnie podjęto decyzję o niebudowaniu bloków energetycznych z tego typu reaktorem.

2) Reaktor WWER.

RBMK jest obecnie zastępowany przez WWER. Ma znaczące zalety w porównaniu do RBMK.

Rdzeń jest w całości zawarty w bardzo wytrzymałej osłonie, która jest produkowana w zakładzie i dostarczana koleją, a następnie transportem samochodowym do budowanego bloku energetycznego w całkowicie gotowej formie. Moderator jest czysta woda pod presją. Reaktor składa się z 2 obiegów: woda z pierwszego obwodu pod wysokim ciśnieniem schładza zespoły paliwowe, przekazując ciepło do drugiego obiegu za pomocą wytwornicy pary (pełni funkcję wymiennika ciepła pomiędzy 2 izolowanymi obiegami). W nim woda w obwodzie wtórnym wrze, zamienia się w parę i trafia do turbiny. W obwodzie pierwotnym woda nie wrze, ponieważ znajduje się pod bardzo wysokim ciśnieniem. Para wylotowa jest skraplana w skraplaczu i wraca do wytwornicy pary. Obwód podwójny ma znaczące zalety w porównaniu do pojedynczego obwodu:

Para docierająca do turbiny nie jest radioaktywna.

Moc reaktora można regulować nie tylko za pomocą prętów absorberów, ale także za pomocą roztworu kwas borowy, co czyni reaktor bardziej stabilnym.

Elementy obwodu pierwotnego są umieszczone bardzo blisko siebie, dzięki czemu można je umieścić we wspólnej obudowie zabezpieczającej. W przypadku pęknięcia w obwodzie pierwotnym pierwiastki promieniotwórcze przedostaną się do obudowy bezpieczeństwa i nie zostaną uwolnione do środowiska. Ponadto obudowa chroni reaktor przed wpływ zewnętrzny(na przykład z upadku małego samolotu lub eksplozji poza obwodem stacji).

Reaktor nie jest trudny w obsłudze.

Istnieją również wady:

— W przeciwieństwie do RBMK, paliwa nie można wymieniać podczas pracy reaktora, ponieważ znajduje się we wspólnej obudowie, a nie w oddzielnych kanałach, jak w RBMK. Czas przeładunku paliwa zwykle pokrywa się z czasem naprawy bieżące, co zmniejsza wpływ tego współczynnika na współczynnik mocy (współczynnik mocy zainstalowanej).

—Obieg pierwotny znajduje się pod wysokim ciśnieniem, co może być przyczyną większą skalę wypadków podczas rozszczelniania niż RBMK.

— Transport zbiornika reaktora z zakładu produkcyjnego na plac budowy elektrowni jądrowej jest bardzo trudny.

Cóż, przyjrzeliśmy się pracy elektrowni cieplnych, teraz spójrzmy na pracę

Zasada działania elektrowni wodnej jest dość prosta. Łańcuch konstrukcji hydraulicznych zapewnia niezbędne ciśnienie wody płynącej do łopatek turbiny hydraulicznej, która napędza generatory wytwarzające energię elektryczną.

Wymagane ciśnienie wody powstaje poprzez budowę tamy, a w wyniku koncentracji rzeki w określonym miejscu lub poprzez przekierowanie - naturalny przepływ wody. W niektórych przypadkach w celu uzyskania wymaganego ciśnienia wody stosuje się zarówno tamę, jak i obejście. Elektrownie wodne charakteryzują się bardzo dużą elastycznością generowanej mocy, a także niskim kosztem wytworzonej energii elektrycznej. Ta cecha elektrowni wodnych doprowadziła do powstania innego typu elektrowni – elektrowni szczytowo-pompowej. Stacje takie są w stanie gromadzić wygenerowaną energię elektryczną i wykorzystywać ją w okresach szczytowego obciążenia. Zasada działania takich elektrowni jest następująca: w określonych porach roku (zwykle w nocy) elektrownie wodne działają jak pompy, pobierając energię elektryczną z systemu elektroenergetycznego i pompując wodę do specjalnie wyposażonych górnych basenów. Kiedy pojawia się zapotrzebowanie (w szczytach obciążenia), dopływa z nich woda rurociąg ciśnieniowy i napędza turbiny. PSPP realizowane są wyłącznie ważna funkcja w systemie elektroenergetycznym (regulacja częstotliwości), ale nie są one powszechnie stosowane w naszym kraju, ponieważ w efekcie zużywają więcej energii, niż wytwarzają. Oznacza to, że stacja tego typu jest nieopłacalna dla właściciela. Na przykład w PSPP Zagorskaya moc hydrogeneratorów w trybie generatora wynosi 1200 MW, a w trybie pompowania – 1320 MW. Stacje tego typu najlepiej jednak nadają się do szybkiego zwiększania lub zmniejszania generowanej mocy, dlatego warto je budować w pobliżu np. elektrowni jądrowych, gdyż te ostatnie pracują w trybie podstawowym.

Przyjrzeliśmy się dokładnie, jak wytwarzana jest energia elektryczna. Czas zadać sobie poważne pytanie: „Jaki typ stacji najlepiej spełnia wszystkie wymagania nowoczesne wymagania pod względem niezawodności, przyjazności dla środowiska, a poza tym będzie miał również niski koszt energii?” Każdy odpowie na to pytanie inaczej. Pozwólcie, że przedstawię wam moją listę „najlepszych z najlepszych”.

1) Elektrociepłownia wykorzystująca gaz ziemny. Wydajność takich stacji jest bardzo wysoka, koszt paliwa również wysoki, ale gaz ziemny jest jednym z „najczystszych” rodzajów paliwa, a to jest bardzo ważne dla ekologii miasta, w granicach którego funkcjonuje energia cieplna zwykle znajdują się rośliny.

2) HPP i PSPP. Przewaga nad stacjami cieplnymi jest oczywista, ponieważ tego typu stacje nie zanieczyszczają atmosfery i wytwarzają „najtańszą” energię, która w dodatku jest zasobem odnawialnym.

3) Elektrownia CCGT wykorzystująca gaz ziemny. Bardzo wysoka wydajność wśród stacji cieplnych, a także niewielka ilość zużywanego paliwa, rozwiążą częściowo problem termicznego zanieczyszczenia biosfery i ograniczonych zasobów paliw kopalnych.

4) Elektrownia jądrowa. Elektrownia jądrowa w trakcie normalnej pracy emituje do środowiska 3-5 razy mniej substancji promieniotwórczych niż elektrownia cieplna o tej samej mocy, dlatego częściowa wymiana elektrowni cieplnych na jądrowe jest w pełni uzasadniona.

5) GRES. Obecnie stacje tego typu wykorzystują jako paliwo gaz ziemny. Jest to zupełnie pozbawione sensu, gdyż z takim samym sukcesem w piecach państwowych elektrowni regionalnych można wykorzystać gaz towarzyszący (APG) czy spalić węgiel, którego zasoby są ogromne w porównaniu z zasobami gazu ziemnego.

Na tym kończy się pierwsza część artykułu.

Materiał przygotowany przez:
student grupy ES-11b South-West State University Agibalov Sergey.