Производство электрической энергии на электрических станциях различного типа. (Лекция 2)

1. Особенности производства ЭЭ на электрических станциях различного типа

Лекция 2
Особенности производства ЭЭ на
электрических станциях
различного типа
1. Особенности производства ЭЭ на
КЭС.
2. Особенности производства ЭЭ на
ТЭЦ.
3. Особенности производства ЭЭ на
АЭС.
4. Особенности производства ЭЭ на
ГЭС.
5. Особенности производства ЭЭ на
НВИЭ.
6. Газотурбинные установки.
7. Графики электрических нагрузок.

2. Электростанции, участвующие в выработке электроэнергии

1. ТЭС(ТЭЦ,КЭС)
2. ГЭС(ГАЭС)
3. АЭС
4. ДЭС
5. СЭС
6. ГЕОТЭС
7. ПЭС
8. ВЭС

3.

Упрощенная схема конденсационной тепловой
электростанции

4.

Особенности производства электроэнергии на КЭС
следующие:
1. Строятся ближе к месторождениям топлива;
2. Большую часть выработанной электроэнергии
отдают в электрические сети повышенных
напряжений (110—750 кВ);
3. Работают по свободному (т. е. не ограниченному
тепловыми потребителями) графику выработки
электроэнергии; мощность может меняться от
расчетного максимума до технологического
минимума;
4. Низкоманевренны: разворот турбин и набор нагрузки
из холодного состояния требуют примерно 3—10 ч;
5. Имеют относительно низкий КПД (30-40 %).
6. Расход электроэнергии на собственные нужды
пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной
—до 5%.

5.

Упрощенная схема теплофикационной электростанции

6. Особенности ТЭЦ следующие:

1. Строятся вблизи потребителей тепловой энергии;
2. Обычно работают на привозном топливе;
3. Большую часть вырабатываемой электроэнергии
выдают потребителям близлежащего района (на
генераторном или повышенном напряжении);
4. Работают по частично вынужденному графику
выработки электроэнергии (т. е. график зависит
от теплового потребления);
5. Низкоманевренны (так же, как и КЭС);
6. Имеют относительно высокий суммарный КПД (при
значительных отборах пара на производство и
коммунально-бытовые нужды (=60-70 %).
7. У станций на твердом топливе затраты энергии на
обеспечение собственных нужд доходят до 12%
от выработки.

7.

Упрощенная схема атомной электростанции
Схема двухконтурной АЭС с водо - водяным реактором типа
ВВЭР

8.

Упрощенная схема атомной электростанции
Схема одноконтурной АЭС с канальным реактором РБМК

9. Особенности АЭС следующие:

1. Могут сооружаться в любом географическом месте,
в том числе и в труднодоступном;
2. По своему режиму автономны от ряда внешних
факторов;
3. Требуют малого количества топлива;
4. Могут работать по свободному графику нагрузки (за
исключением атомных ТЭЦ);
5. Чувствительны к переменному режиму, особенно
АЭС с реакторами на быстрых нейтронах;
6. Слабо загрязняют атмосферу; В этом отношении
АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.
7. Для АЭС с водным теплоносителем расход на
собственные нужды составляет 4,5 — 6,5% всей
вырабатываемой установкой электроэнергии для
АЭС с ВВЭР и до 8% для АЭС с РБМК.

10.

Упрощенная схема гидроэлектростанции

11. Особенности ГЭС следующие:

1. Строятся там, где есть гидроресурсы и условия для
строительства, что обычно не совпадает с
месторасположением электрической нагрузки;
2. Большую часть вырабатываемой электроэнергии
отдают в электрические сети повышенных
напряжений;
3. Работают по свободному графику (при наличии
водохранилищ);
4. Высокоманевренны (разворот и набор нагрузки занимает примерно 3—5 мин);
5. Имеют высокий КПД (=85%).
6. Расход электроэнергии 1—2 % для станций малой и
средней мощности и 0,2—0,5 % для мощных
станций.

12. Гидроаккумулирующие электрические станции

Назначение гидроаккумулирующих электростанций
заключается в выравнивании суточного графика
нагрузки электрической системы и повышения
экономичности ТЭС и АЭС.
ГАЭС сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или
их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в
часы максимальной нагрузки.
Агрегаты высокоманевренны.
КПД составляет 70-75%.
Требуют незначительного количества обслуживающего
персонала.
6. Расход энергии на собственные нужды в турбинном
режиме 1—2 %.

13.

Упрощенные схемы газотурбинных установок
Одновальная ГТУ

14.

Двухвальная ГТУ

15. Особенности газотурбинных электроустановок:

1. КПД с агрегатами 25 – 100 МВт составляет 29 – 34%.
2. Являются высокоманевренными агрегатами
3. Используются в энергосистемах в качестве резервных
автономных источников энергии и для покрытия
пиковой части графиков нагрузки

16.

Упрощенная схема парогазовой установки

17.

Дубль-блок схема:1 ГТ+1 ПТ
Три – блок схема: 2 ГТ +1 ПТ
Одновальная схема

18.

Особенности парогазовых электроустановок:
1. ПГУ=25% ПТУ + 75% ГТУ
2. Парогазовые установки позволяют достичь
электрического КПД более 50 %.
3. Низкая стоимость единицы установленной мощности.
4. Короткие сроки возведения (9-12 мес.).
5. Компактные размеры позволяют возводить
непосредственно у потребителя (завода или внутри
города), что сокращает затраты на ЛЭП и
транспортировку эл. энергии.

19. Усредненные значения удельных капиталовложений, себестоимости электроэнергии и сроков строительства электростанций разных типов

Удельные
капиталовложения,
тыс.руб/кВт
Себестоимость
электроэнергии,
руб/(кВт-ч)
Срок строитель-
КЭС
40—70
0,4—1,0
3—6
ТЭЦ
72—100
0,3—0,8
4—6
ГЭС
800—2000
0,04—0,4
5—8
АЭС
80—120
0,45—0,8
5—8
ПГУ
115-125
0,89-1,0
2,5-3
ГТУ
110-120
0,2-0,4
1-2
ства, лет

20. ГРАФИКИ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК.

а
в
б
Различают графики суточные (а и б) и
годовые(в);
по продолжительности: непрерывные
(а) и ступенчатые (б);
зимние и летние;
графики активной и реактивной
нагрузки и т.п.

21. Суточные графики активной нагрузки электроустановок различного типа

а
б
а — двухсменное
предприятие;
б — трехсменное
предприятие;
в — коммунальные
нужды города
в