Eng Ru
Отправить письмо

Традиционная энергетика. Основные типы электрических станций. Виды электрических станций


Виды электрических станций, принципы их работы

Стр 1 из 6Следующая ⇒

Виды электрических станций, принципы их работы

Электрическая станция (ЭС)предназначенадля преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, природный газ, радиоактивные элементы, потоки воды) в электрическую и тепловую энергию.

До 70% электроэнергии в РФ вырабатывается на тепловых ЭС (ТЭС), использующих энергию сгорания органического топлива. Среди тепловых выделяют конденсационные ЭС (КЭС) с замкнутым циклом теплоносителя. Как правило КЭС состоит из крупных блоков и расположены вблизи источников топлива.

Другой тип ТЭС – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые используют для производства электрической и тепловой энергии и располагают вблизи потребителей.

 

 

На гидроэлектростанциях (ГЭС) может вырабатываться 12 – 18 % общего количества электроэнергии в зависимости от условий паводка на равнинных реках.

 

 

 

Среди ГЭС выделяют гидроаккумулирующие ЭС (ГАЭС), которые призваны создавать запас воды в верхнем бьефе водохранилища в часы малых внешних нагрузок ЭС.

 

 

На девяти атомных ЭС (АЭС) РФ в настоящее время вырабатывается около 15 % электроэнергии. Планируется довести эту величину до 25 %. Для производства электроэнергии используется энергия расщепления ядер радиоактивных элементов.

 

 

К другим типам ЭС относятся ветровые, солнечные, приливные, геотермальные, дизельные. Они работают в основном в изолированных энергосистемах, общая выработка не превосходит 1 %.

 

Термическое действие токов КЗ

При протекании тока КЗ температура проводников и токоведущих частей электрических аппаратов повышается. Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев может достигать опасных значений, превышающих наибольшие допустимые температуры. Критерием термической стойкости проводников является допустимая температура его нагрева то­ками КЗ.

Степень термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты производят с помощью интеграла Джоуля:

,

где iк – ток КЗ в произвольный момент времени t , A; tк– рас­четная продолжительность КЗ, с.

Термически эквивалентный ток КЗIтер – неизменный по амплитуде (синусоидальный) ток, который за время, равное расчетной продолжительности КЗ, оказывает на проводник или электрический аппарат такое же термическое воздействие, как и реальный ток КЗ за это же время. Этот ток связан с интегралом Джоуля соотно­шением: .

Определение температуры нагрева проводников к моменту от­ключения КЗ производят с использованием кривых зависимости температуры нагрева проводников θ от величиныА (постоянная интегрирования).

Порядок определения температуры нагрева проводника, заключа­ется в следующем:

– исходя из начальной температуры проводника θн по кривой находят значение величиныАн при этой температуре;

– определяют значе­ние интеграла Джоуля Вкпри расчетных условиях КЗ;

– находят значение величины Ак, соответствующее конеч­ной температуре нагрева проводника: , причем для сталеалюминевых проводов S– площадь попереч­ного сечения алюминиевой части провода;

– по найденному значению ве­личины Акс помощью кривой определяют температуру нагрева проводника к моменту отключения КЗθк..

Пример выбора выключателя 10 кВ

Паспортные данные Расчетные данные Условие проверки
Uн = 10 кВ Uрmax = 10 кВ Uн³Uрmax
Iн = 200 А Iрmax = 5,8 А Iн³ Iрmax
imax = 20 кА iуд = 8,09 кА imax³ iуд
Iтс = 5 кА Iк= 5,64 кА
tтс =10 с tк = 2 с
Тепловой импульс: Iтс2´tтс = 250 кА2×с Iтс2´tк = 64 кА2×с Iтс2´tтс ³Iк2´tк
Iоткл = 10 кА Iк= 5,64 кА Iоткл³Iк
Sоткл = 100 МВА Sк= 63,5 МВА Sоткл³Sк

 

 

Показатели качества электроэнергии .

Формирование принципов регулирования режимов основывается на опре­деленных требованиях к качеству электрической энергии. Такие требования сформулированы в межгосударственном стандартеГОСТ 13109-97.

Качество электроэнергии характеризуется качеством частоты напряжения переменного тока и качеством напряжения.

Для оценки качества частоты уста­новлен один показатель – отклонение частоты, под которым понимают медлен­ные плавные изменения частоты (менее одного процента в секунду) относительно ее номинального значения:Δf = f – fном

Причина появления отклонения частоты заключается в нарушении баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в электроэнергетической сис­теме. Стандартом установлено нормально допустимое и пре­дельно допустимое значения отклонения частоты соответственно δfнорм = ±0,2 Гц иδfпред = ±0,4 Гц.

Качество напряжения оценивают несколькими показателями, большинство из которых также характеризуется допустимыми значениями.

Показатель качества напряжения Нормы качества напряжения
нормальные предельные
Установившееся отклонение напряжения δUy, % ±5 ±10
Размах изменения напряжения δUt, В зависимо­сти от час­тоты повторения
Коэффициент искажения синусоидальности на­пряжения kU,%, при Uном, кВ, 0,38 6-20 110-330          
Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения kU(n), % В зависимо­сти от на­пряжения и номера гармоники 1,5kU(n)норм  
Коэффициент несимметрии напряжений по об­ратной последовательности k2U, %  
Коэффициент несимметрии напряжений по ну­левой последовательности k0U, %  
Длительность провала напряжения при напря­жении до 20 кВ включительно, Δtп, с  
         

Отклонение напряжения: .

Колебания напряжения оцениваются размахом изменения напряжения: ,

где Ui, Ui+1 – значения следующих один за другим экстремумов огибающей ам­плитудных значений напряжения.

Несинусоидальность напряжения характеризуется отличием формы кривой напряжения от синусоидальной. Она количественно оценивается коэффициен­том искажения синусоидальности кривой напряжения: ,

где U(n)i – действующее значение напряжения n-й гармоники для i-гo наблюдения.

Несимметрия напряжений характеризуется различием значений напряже­ния в разных фазах. Она обусловлена неравномерным присоединением однофаз­ных электроприемников по фазам.Несимметрия напряжений количественно характеризуется коэффициентаминесимметрии напряжений по обратной и нулевойпоследователь­ности

; ,

где U2(1)i – действующее междуфазное значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении; U0(1)i – действующее значение напряжения нулевой последовательности ос­новной частоты; Uном – номинальное междуфазное напряжение.

Регулирование напряжения

Возможность регулирования и изменения напряжения определяется устройствами РПН (регулирование под нагрузкой) и ПБВ (переключение без возбуждения). Трансформаторы с ПБВ 10/0,4 кВв настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями.

Характеристики регулируемых трансформаторов задаются в виде максимального числа поло­жительных и отрицательных по отношению к основному выводу обмотки ВН регулировочных ответвлений с указанием шага коэффициента трансформации ΔkТ в виде ±n×Δkт. Например, для РПН: ±6×1,5%, ±8×1,5%, ±10×1,5%, ± 9×1,78%, ±12×1%; для ПБВ: ±2×2,5%.

Изменение коэффициента трансформации достигается изменением числа отпаек (витков) на одной из обмоток. Для трансформаторов с регулированием на­пряжения, в частности РПН, коэффициент трансформации должен соответство­вать реальному положению переключателя для его n-го ответвления:

.

Управление коэффициентами трансформации трансформаторов осуществляется с целью обеспечения и регулирования заданных режимов напря­жения. Если трансформаторы выполнены без РПН (что имеет место обычно в сетях 6 - 20 кВ и на ряде электростанций), то регулирование их коэффициентовтрансформации, как правило, осуществляется посезонно. При наличии на транс­форматорах РПН регулирование производится при необходимости ежесуточно, в зависимости от изменения нагрузки.

 

Напряжения на участке сети

Режим напряжении 3-х фазной линии проиллюстрирован на рисунке. Если учитывать реальные параметры линии RЛ и XЛто и фазные и линейные напряжения в конце электропередачи отличаются от соответствующие напряжений в начале. По модулю напряжения в конце линии всегда меньше, чем в начале, а фаза их зависит от соотношений активной и индуктивной составляющих сопротивлений линии и нагрузки.

Векторные диаграммы 3-х фазной линии электропередачи без учета (а)

и с учетом (б) сопротивления линии.

На рисунке (а) приведена однолинейная схема электропередачи, а на рисунке (б) – векторная диаграмма одной из фаз.

а)

б)

На векторной диаграмме отложены фазное напряжение в конце линии На угол φ2от него отстает ток нагрузки. Вектор IRЛпредставляет собой напряжение собой на RЛ ,он отложен параллельно току . Вектор . – напряжение на индуктивном сопротивлении линии, он опережает вектор тока на 900. Сумма этих двух векторов (вектор ) называется падением напряжения в линии.Сумма векторов дает вектор напряжения в начале линии . Падением напряжения в линии называется векторная разность напряжений в начале и в конце линии:

Потеря напряжения – это разность модулей :

Отрезок af называется продольной составляющей падения напряжения. Из геометрических сообщений. Отрезок cf называется поперечной составляющей падения напряжения.

Продольная и поперечная составляющая обозначаются соответственно, они определяются:

Модули напряжений в начале и конце линии могут быть связаны:

Фазовый сдвиг между ними определяется:

В реальной сети величина вектора может составлять несколько процентов от U1и U2. Для сетей 0,38; 6; 10 кВ угол θпренебрежительно мал. В расчетах, как правило, пренебрегают поперечной составляющей ,и при этом считается, что продольная составляющая падения напряжения равна потере напряжения.

Величина приближенно определяется без учета потерь мощности (мощности в начале и в конце одинаковы) при номинальном напряжении электропередачи.

Переходный процесс КЗ

Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значения токов и напряжений, а также характер их изменения во времени зависят от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания (генератор, система) и цепи, в которой произошло повреждение.

 

На рисунке показан переходный процесс изменения тока в одной из фаз при 3-х фазном КЗ. Результирующая кривая образуется периодической и апериодической составляющими. Основными характеристиками являются: действующее значение установившегося тока КЗIк; ударный ток iу; мощность, выделяющаяся в цепи короткого замыкания Sк.

Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток – ,

где kу – ударный коэффициент, который зависит от соотношения активного и реактивного сопротивлений цепи КЗ. Общее время протекания тока КЗ до отключения его защитными устройствами составляет от 0,2…0,3 с до нескольких секунд. Это время определяется инерционностью устройств защиты и выдержкой времени срабатывания токовых реле.

Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится по расчетным схемам замещения. Целью расчета токов короткого замыкания (КЗ) являются: проверка аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость; выбор защитных аппаратов линий и трансформатора; проверка условий надежности, селективности и чувствительности защиты.

Если ток КЗ на шинах 10 кВ районной подстанции имеет конечное значение, то сопротивление системы определяется: .

Сопротивление системы отражает сопротивление трансформатора 35/10 кВ и других элементов сети высокого напряжения энергосистемы. При расчете напряжение источника принимают UИ = 1,05Uном.

Ток трехфазного КЗв точке К1:

в точке К2:

в точке К3:

Ток двухфазного КЗ: .

Ток однофазного КЗ в наиболее удаленной точке: .

где: Uф – фазное напряжение; ZП– сопротивление петли «фаза – ноль».

Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток: .

Мощность короткого замыкания: .

Экономическая плотность тока

Для воздушных линий электропередачи высокого напряжения при выборе сечения проводов технические ограничения (потеря напряжения, нагрев проводов током) как правило, не являются определяющими. Основным является экономический критерий – минимум приведенных затрат:

З=KEн+И.

Распишем функцию приведенных затрат на отдельную электропередачу.

Капитальные затраты на линию:

К = Кпl,

Kп – погонные затраты на 1 км длины ВЛ. Зависимость Kп от сечения проводов выражается линейной функцией:

В аналитическом виде:

Кп=а+bF,

где: а – постоянная часть стоимости (стоимость изоляции, определяется классом напряжения), b – коэффициент прироста стоимости с увеличением сечения проводов (определяется стоимостью алюминия), b=tga.Т.о. капзатраты:

К = (а + bF)l.

Издержки эксплуатации ВЛ:

И = Иао + Ип.

Издержки на амортизацию и обслуживаниеопределяются нормой годовых отчислений от капитальных затрат:

Иао = Кра.

Для ВЛ норматив отчислений составляет ра = 0,028 1/год.

Издержки накомпенсацию потерь электроэнергиисоставляют:

Ип= ∆WCэ ,

где∆W– годовые потери энергии ВЛ; Cэ– стоимость 1 кВт·час потерь.

При определении годовых потерь энергии используем потери мощности при максимуме нагрузки и эквивалент годового графика нагрузки по продолжительности – время потерь τ:

.

Исходная функция приведенных затрат составит:

Зависимость составляющих функции и суммарных затрат от сечения проводов можно представить графиком, который имеет экстремум, соответствующий оптимальному сечению.

 

Минимум приведенных затрат соответствует экономической плотности тока. Для её определения возьмём производную от приведенных затрат и приравняем её к нулю:

= (Ен + Рэ)·l·b – 3I2max· l·τ·Сэ =0.

Отношение силы тока к сечению провода является плотностью тока:

(А/мм2) .

Экономическая плотность тока (соответствующая минимуму приведенных затрат):

,

где: – время потерь; Сэ – стоимость электроэнергии; b – стоимость алюминия.

Для ВЛ 35 кВ и выше с плотным графиком нагрузки в Европейской части РФ экономическая плотность тока составляет 1 А/мм2.

Метод экономических интервалов. Если учитывать, что сечения проводов могут иметь только стандартные значения, то выражение для приведенных затрат на электропередачу можно рассматривать как функцию максимального расчетного тока нагрузки:

З = f(Imax).

Для каждого стандартного сечения провода эта функция имеет вид квадратичной параболы.

С увеличением стандартного сечения вид параболы изменяется следующим образом:

Выделенные участки соответствуют минимальным затратам для данного сечения. Таким образом каждое стандартное сечение провода имеет свой экономический интервал расчетной нагрузки.

Виды электрических станций, принципы их работы

Электрическая станция (ЭС)предназначенадля преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, природный газ, радиоактивные элементы, потоки воды) в электрическую и тепловую энергию.

До 70% электроэнергии в РФ вырабатывается на тепловых ЭС (ТЭС), использующих энергию сгорания органического топлива. Среди тепловых выделяют конденсационные ЭС (КЭС) с замкнутым циклом теплоносителя. Как правило КЭС состоит из крупных блоков и расположены вблизи источников топлива.

Другой тип ТЭС – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые используют для производства электрической и тепловой энергии и располагают вблизи потребителей.

 

 

На гидроэлектростанциях (ГЭС) может вырабатываться 12 – 18 % общего количества электроэнергии в зависимости от условий паводка на равнинных реках.

 

 

 

Среди ГЭС выделяют гидроаккумулирующие ЭС (ГАЭС), которые призваны создавать запас воды в верхнем бьефе водохранилища в часы малых внешних нагрузок ЭС.

 

 

На девяти атомных ЭС (АЭС) РФ в настоящее время вырабатывается около 15 % электроэнергии. Планируется довести эту величину до 25 %. Для производства электроэнергии используется энергия расщепления ядер радиоактивных элементов.

 

 

К другим типам ЭС относятся ветровые, солнечные, приливные, геотермальные, дизельные. Они работают в основном в изолированных энергосистемах, общая выработка не превосходит 1 %.

 

Читайте также:

  1. I. Ультразвук. Его виды. Источники ультразвука.
  2. III. Типы и виды лингвистических словарей.
  3. VIII.3. Виды внимания и их характеристика.
  4. Административно – правовые режимы: понятие, признаки, назначения, правовое регулирование, виды
  5. Административное наказание как мера административной ответственности, его виды и цели
  6. Административное наказание. Виды административных взысканий.
  7. Амортизация как способ полного воспроизводства основных фондов. Виды амортизации. Норма амортизации. Амортизационный фонд. Методы начисления и учета амортизации.
  8. Артериальные гипертензии, ее виды, основные патогенетические механизмы нейрогенной гипертензии.
  9. Аспекты (виды) лексического значения: сигнификативное, структурное, эмотивное, денотативное.
  10. Атомно-кристаллическое строение металлов. Виды кристаллических решеток.
  11. Базы данных. Виды БД по характеру хранимой информации, по способу хранения, по структуре организации. Основные типы данных.
  12. Банки: сущность, виды, банковские операции

lektsia.com

Основные типы электростанций и их характеристики

Энергетика Основные типы электростанций и их характеристики

просмотров - 1961

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 электростанцияпреобразует 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 океанических приливов и отливов в электрическую;

· ВЭС – ветряная электростанция преобразует энергию ветра в электрическую;

· СЭС – солнечная электростанция преобразует энергию солнечного света в электрическую, и т.д.

В Беларуси более 95% энергии вырабатывается на ТЭС. По этой причине рассмотрим процесс преобразования энергии на ТЭС. По назначению ТЭС делятся на два типа:

· КЭС - конденсационные тепловые электростанции, вырабатывающие только электрическую энергию;

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

ТЭС могут работать как на органическом (газ, мазут, уголь), так и на ядерном топливе.

Основное оборудование ТЭС (рис. 2.3) 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 турбинœе Т водяной пар превращается в механическую энергию вращения – турбина со скоростью 3000 оборотов в минуту (50 Герц) вращает электрогенератор Г, который превращает энергию вращения в электрическую. Тепловая энергия для нужд потребления может быть взята в виде пара из турбины или котла. На рисунке, кроме основного оборудования ТЭС, показаны конденсатор пара К, где отработанный пар охлаждается внешней водой и конденсируется (при этом от пара отводится неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ количество теплоты и выбрасывается в окружающую среду) и циркуляционный насос Н, который подает конденсат снова в котел. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, цикл замыкается. Схема ТЭЦ отличается тем, что взамен конденсатора устанавливается теплообменник, где пар при значительном давлении нагревает воду, подаваемую в главные тепловые магистрали.

Рассмотренная схема ТЭС является основной, в ней используется парогенератор, в котором водяной пар служит носителœем энергии. Имеются тепловые станции с газотурбинными установками. Носитель энергии в таких установках в таких установках – газ с воздухом. Газ выделяется при сгорании органического топлива и смешивается с нагретым воздухом. Газовоздушная смесь при температуре 750–770о С подается в турбину, которая вращает генератор. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, чем паротурбинная: легко пускается, останавливается и регулируется; пока мощности таких турбин в 5–8 раз меньше, чем паровых, и они должны работать на высокосортном топливе.

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок образует парогазовые установки, в них используются два энергоносителя – пар и газ.

Процесс производства электроэнергии на ТЭС можно разделить на три цикла: химический – процесс горения, в результате которого теплота передается пару; механический – тепловая энергия пара превращается в энергию вращения; электрический – механическая энергия вращения превращается в электрическую.

Общий коэффициент полезного действия ТЭС состоит из произведения коэффициентов полезного действия всœех перечисленных циклов:

ηтэс= ηх· ηм· ηэ

КПД ТЭС теоретически равен:

ηтэс= 0,9 · 0,63 · 0,9 = 0,5.

Практически с учетом потерь КПД ТЭС находится в пределах 36–39%. Это означает, что 64–61% топлива используется «впустую», загрязняя окружающую среду в виде тепловых выбросов в атмосферу. КПД ТЭЦ примерно в 2 раза выше, чем КПД ТЭС. По этой причине использование ТЭЦ является существенным фактором энергосбережения.

Атомная электростанция отличается от ТЭС тем, что котел заменен ядерным реактором. Теплота ядерной реакции используется для получения пара.

Рис. 2.4. Принципиальная схема атомной электростанции 1 - реактор; 2 - парогенератор; 3- турбина; 4 - генератор; 5 - трансформатор; б - электролинии

Первичной энергией на АЭС является внутренняя ядерная энергия, которая при делœении ядра выделяется в виде колоссальной кинœетической энергии, которая, в свою очередь, превращается в тепловую. Установка, где идут эти превращения, принято называть реактором.

Через активную зону реактора проходит вещество теплоноситель, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ служит для отвода тепла (вода, инœертные газы и т.д.). Теплоноситель уносит тепло в парогенератор, отдавая его воде. Образующийся водяной пар поступает в турбину. Регулирование мощности реактора производится с помощью специальных стержней. Οʜᴎ вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов, а значит, и интенсивность ядерной реакции.

Природное ядерное горючее атомной электрической станции – уран. Для биологической защиты от радиации используется слой бетона в несколько метров толщиной.

При сжигании 1 кг каменного угля можно получить 8 кВт·ч электроэнергии, а при расходе 1 кг ядерного топлива вырабатывается 23 млн. кВт·ч электроэнергии.

Более 2000 лет человечество использует водную энергию Земли. Теперь энергия воды используется на гидроэнергетических установках (ГЭУ) трех видов:

1) гидравлические электростанции (ГЭС), использующие энергию рек;

2) приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов морей и океанов;

3) гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), накапливающие и использующие энергию водоемов и озер.

Гидроэнергетические ресурсы в турбинœе ГЭУ преобразуются в механическую энергию, которая в генераторе превращается в электрическую.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, основными источниками энергии являются твердое топливо, нефть, газ, вода, энергия распада ядер урана и других радиоактивных веществ.

Читайте также

  • - Основные типы электростанций и их характеристики

    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... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Виды электрических станций и особенности технологического процесса

    Виды электрических станций и особенности технологического процесса

    Тепловая электроэнергетика • В данном случае в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия сгорания органических топлив. К тепловой электроэнергетике относятся тепловые электростанции (ТЭС), которые бывают двух основных тепловые электростанции (ТЭС), видов: которые бывают двух основных видов:

    Конден сационные (КЭС, также используется старая аббревиатура ГРЭС) Конденсационной называют не комбинированную выработку электрической энергии

    Теплофикационные (теплоэлектроцентрали, ТЭЦ) Теплофикацией называется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на одной и той же станции

    Газотурбинные установки (ГТУ)

    • Газотурбинная установка состоит из двух основных частей: силовая турбина и электрический генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Использование тепла посредством теплообменника или котлаутилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки. • ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе: в обычном рабочем режиме — на газе, а в резервном (аварийном) — автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ в энергетике работают как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

    • ГТУ предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях как основной или резервный источник электроэнергии и тепла для объектов производственного или бытового назначения. Области применения газотурбинных установок практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, муниципальные образования. • Блочно-модульное исполнение ГТУ обеспечивает высокий уровень заводской готовности газотурбинных электростанций. Степень автоматизации газотурбинной электростанции позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала в блоке управления. Контроль работы станции может осуществляться с главного щита управления, дистанционно

    КЭС и ТЭЦ имеют схожие технологические процессы. В обоих случаях имеется котёл, в котором сжигается топливо и за счёт выделяемого тепла нагревается пар под давлением. Далее нагретый пар подаётся в паровую турбину, где его тепловая энергия преобразуется в энергию вращения. Вал турбины вращает ротор электрогенератора — таким образом энергия вращения преобразуется в электрическую энергию, которая подаётся в сеть. Принципиальным отличием ТЭЦ от КЭС является то, что часть нагретого в котле пара уходит на нужды теплоснабжения

    Ядерная энергетика К ней относятся атомные АЭС электростанции (АЭС). На практике ядерную энергетику часто считают подвидом тепловой электроэнергетики, так как, в целом, принцип выработки электроэнергии на АЭС тот же, что и на ТЭС. Только в данном случае тепловая энергия выделяется не при сжигании топлива, а при делении атомных ядер в ядерном реакторе. Дальше схема производства электроэнергии ничем принципиально не отличается от ТЭС: пар нагревается в реакторе, поступает в паровую турбину и т. д. Из-за некоторых конструктивных особенностей АЭС нерентабельно использовать в комбинированной выработке, хотя отдельные эксперименты в этом направлении проводились

    Г оэнергетика Гидроэнергетика К ней относятся гидроэлектростанции (ГЭС). В гидроэнергетике в электрическую энергию преобразуется кинетическая энергия течения воды. Для этого при помощи плотин на реках искусственно создаётся перепад уровней водяной поверхности (т. н. верхний и нижний бьеф). Вода под действием силы тяжести переливается из верхнего бьефа в нижний по специальным протокам, в которых расположены водяные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина же вращает ротор электрогенератора. (1/2)

    Особой разновидностью ГЭС являются гидроаккумулирующие 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 (2/2)

    Гидроаккумулирующая э лектростанция(ГАЭС)

    принцип действия(аккумулирования) которой заключается в преобразовании э Принцип действия(аккумулирования) которой заключается в преобразовании эл лектрической энергии, получаемой от др. электростанций, в потенциальную энерг ргию воды; при обратном преобразовании накопленная энергияотдаётся в энергос истему главным образом для покрытия пиков нагрузки. Гидротехнические соору жения. ГАЭС состоят из двух бассейнов, расположенных на разных уровнях, и соед инительноготрубопровода. Гидроагрегаты, установленные в здании ГАЭС у нижн его конца трубопровода, могут бытьтрёхмашинными, состоящими из соединённ ых на одном валу обратимой электрической машины (двигательгенератор), гидротурбины и насоса, или двухмашинными — обратимая электромашина и обратимаягидромашина, которая в зависимости от направления вращения может работать как насос или как турбина. Вконце 60 х гг. 20 в. на вновь вводимых ГАЭС стали устанавливать более экономичные двух машинныеагрегаты.

    Нетрадиционные источники энергии (Альтернативные источники энергии)

    Энергетический кризис способствовал повышению интереса к новым видам энергоресурсов, которые получили название нетрадиционных или альтернативных. Доля их в структуре мирового потребления первичных энергоресурсов заметно растет. К нетрадиционным источникам энергии относят энергию Солнца, ветра, приливов, морских волн, геотермальную и термоядерную энергию. Особые надежды возлагают на водород, так как он является наиболее перспективным энергоносителем. Однако его промышленное получение обходится пока очень дорого.

    Солнечные электростанции Солнечная электростанция — инженерное сооружение, служащее преобразованию солнечной радиации в электрическую энергию.

    Ветряные электростанции Ветряная электростанция — несколько ВЭУ, собранных в одном или нескольких местах и объединённых в единую сеть. Крупные ветровые электростанции могут состоять из 100 и более ветрогенераторов. Иногда ветровые электростанции называют «ветровыми фермами» (от англ. Wind farm)

    Геотермальные электростанции Геотерма льная электроста нция (Гео. ЭС или Гео. ТЭС) — вид электростанций, которые вырабатывают электрическую энергию из тепловой энергии подземных источников (например, гейзеров)

    present5.com

    Традиционная энергетика. Основные типы электрических станций.

    В зависимости от вида первичной энергии различают тепловые электростанции (ТЭС), гидроэлектрические станции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и др. К ТЭС относятся конденсационные электростанции (КЭС) и теплофикационные, или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

    Электростанции, обслуживающие крупные и жилые районы, получили название государственных районных электростанций (ГРЭС). В их состав, как правило, входят конденсационные электростанции, использующие органическое топливо и не вырабатывающие тепловой энергии. ТЭЦ также работают на органическом топливе, но, в отличие от КЭС, вырабатывают как электрическую, так и тепловую энергию в виде перегретой воды и пара. Атомные электростанции преимущественно конденсационного типа используют энергию ядерного топлива. В ТЭЦ, КЭС и ГРЭС потенциальная химическая энергия органического топлива (угля, нефти или газа) преобразуется в тепловую энергию водяного пара, которая, в свою очередь, переходит в электрическую. Именно так производится около 80% получаемой в мире энергии, основная часть которой на тепловых электростанциях превращается в электрическую. Атомные и возможно в будущем термоядерные электростанции также представляют собой тепловые станции. Отличие заключается в том, что топка парового котла заменяется на ядерный или термоядерный реактор.

    Гидравлические электростанции (ГЭС) используют возобновляемую энергию падающего потока воды, которая преобразуется в электрическую.

    ТЭС, ГЭС и АЭС — основные энергогенерирующие источники, развитие и состояние которых определяют уровень и возможности современной мировой энергетики и энергетики Украины в частности. Электростанции указанных типов называют также турбинными.

    Одной из основных характеристик электростанций является установленная мощность, равная сумме номинальных мощностей электрогенераторов и теплофикационного оборудования.

    Номинальная мощность — это наибольшая мощность, при которой оборудование может работать длительное время в соответствии с техническими условиями.

    Из всех видов производства энергии наибольшее развитие в Украине получила теплоэнергетика как энергетика паровых турбин на органическом топливе. Удельные капитальные вложения на строительство ТЭС существенно ниже, чем для ГЭС и АЭС. Значительно короче и сроки строительства ТЭС. Что касается себестоимости вырабатываемой электроэнергии, то она ниже всего для гидростанций. Стоимость производства электроэнергии на ТЭС и АЭС отличается не очень существенно, но все-таки она ниже для АЭС. Однако эти показатели не являются определяющими для выбора того или иного типа электростанций. Многое зависит от места расположения станции. ГЭС строится на реке, ТЭС располагается обычно неподалеку от места добычи топлива. ТЭЦ желательно иметь рядом с потребителями тепловой энергии. АЭС нельзя строить вблизи населенных пунктов. Таким образом, выбор типа станций во многом зависит от их назначения и предполагаемого размещения. В последние десятилетия на себестоимость производства энергии, на выбор типа электростанции и места ее расположения решающее влияние оказывают экологические проблемы, связанные с получением и использованием энергоресурсов.     

    С учетом специфики размещения ТЭС, ГЭС и АЭС определяются месторасположение электростанций и условия их будущей эксплуатации: положение станций относительно центров потребления, что особенно важно для ТЭЦ; основной вид энергоресурса, на котором будет работать станция, и условия его поступления на станцию; условия водоснабжения станции, приобретающие особое значение для КЭС и АЭС. Немаловажным является близость станции к железнодорожным и другим транспортным магистралям, к населенным пунктам.

    Похожие статьи:

    Добавить статью в закладки

    portaleco.ru

    Виды электростанций

    Янв 12, 2014 г.

    В зависимости от источника используемой энергии различают такие виды электростанций как:

    1. Тепловые электростанции (вырабатывают 70 % электроэнергии):— ТЭЦ — теплофикационные;

    — КЭС – конденсационные, работают в свободном режиме.2. ТЭЦ — теплоэлектроцентрали, обеспечивают промышленные предприятия и города теплом и электроэнергией — более экономичные. Специфика электрической части ТЭЦ в расположении электростанции близко к центру электрической нагрузки. КПД у ТЭЦ почти 60 %, обеспечивается он за счёт эффективного применения тепловой энергии.

    3. АЭС — атомная электростанция. Используется в АЭС энергия ядерной реакции. В виде горючего применяют изотоп урана. Изотоп – это разновидность одного элемента, которая отличается атомной массой. Тепловая энергия, которая выделяется в процессе деления, отводится, используя тепловые носители.4. ГЭС – гидроэлектростанция. Двигатели на ГЭС — это гидротурбины, которые приводят во вращение одновременные генераторы. Мощность у гидрогенератора пропорциональная набору и расходу воды.5. ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция. Имеет два водных бассейна нижний и верхний. Устанавливаются на ГАЭС обратимые гидроагрегаты. Во время минимальной нагрузки энергосистемы, генераторы переходят в режим двигателей, а турбины в режим насосов и совершается перекачивание воды из нижнего в верхний бассейн. Во время максимальной нагрузки и дефиците мощности электричества, генераторы производят электроэнергию.

    Нетрадиционные виды электрических станций

    1. К ним причисляются станции с генераторами магнитогидродинамическими – МГД. Такие генераторы могут применяться в виде надстройки на конденсационной электростанции. Принцип функционирования МГД основывается на Законе электромагнитной индукции. Проводник в этом генераторе — плазма (поток ионизированных газов), а магнитное поле образовывается мощнейшим электромагнитом.2. Солнечную энергию можно применять путём прямого приобретения электроэнергии используя фотоэлементы, или же путём применения теплового, солнечного излучения фокусируемого на парогенератор зеркалами.

    3. Геотермальные электростанции — используется энергия термальных подземных вод. При помощи буровых скважин, в недра, направляется вода, которая впоследствии превращается в пар, и вращает турбины, которые вырабатывают электроэнергию.

    4. Ветряная электрическая станция — основывается на применении энергии ветра. Имеется тенденция применения малых ГЭС.

    artc-alisa.ru

    Виды электрических станций, принципы их работы

    Виды электрических станций, принципы их работы

    Электрическая станция (ЭС)предназначенадля преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, природный газ, радиоактивные элементы, потоки воды) в электрическую и тепловую энергию.

    До 70% электроэнергии в РФ вырабатывается на тепловых ЭС (ТЭС), использующих энергию сгорания органического топлива. Среди тепловых выделяют конденсационные ЭС (КЭС) с замкнутым циклом теплоносителя. Как правило КЭС состоит из крупных блоков и расположены вблизи источников топлива.

    Другой тип ТЭС – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые используют для производства электрической и тепловой энергии и располагают вблизи потребителей.

     

     

    На гидроэлектростанциях (ГЭС) может вырабатываться 12 – 18 % общего количества электроэнергии в зависимости от условий паводка на равнинных реках.

     

     

     

    Среди ГЭС выделяют гидроаккумулирующие ЭС (ГАЭС), которые призваны создавать запас воды в верхнем бьефе водохранилища в часы малых внешних нагрузок ЭС.

     

     

    На девяти атомных ЭС (АЭС) РФ в настоящее время вырабатывается около 15 % электроэнергии. Планируется довести эту величину до 25 %. Для производства электроэнергии используется энергия расщепления ядер радиоактивных элементов.

     

     

    К другим типам ЭС относятся ветровые, солнечные, приливные, геотермальные, дизельные. Они работают в основном в изолированных энергосистемах, общая выработка не превосходит 1 %.

     

    Термическое действие токов КЗ

    При протекании тока КЗ температура проводников и токоведущих частей электрических аппаратов повышается. Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев может достигать опасных значений, превышающих наибольшие допустимые температуры. Критерием термической стойкости проводников является допустимая температура его нагрева то­ками КЗ.

    Степень термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты производят с помощью интеграла Джоуля: ,

    где iк – ток КЗ в произвольный момент времени t , A; tк– рас­четная продолжительность КЗ, с.

    Термически эквивалентный ток КЗIтер – неизменный по амплитуде (синусоидальный) ток, который за время, равное расчетной продолжительности КЗ, оказывает на проводник или электрический аппарат такое же термическое воздействие, как и реальный ток КЗ за это же время. Этот ток связан с интегралом Джоуля соотно­шением: .

    Определение температуры нагрева проводников к моменту от­ключения КЗ производят с использованием кривых зависимости температуры нагрева проводников θ от величиныА (постоянная интегрирования).

    Порядок определения температуры нагрева проводника, заключа­ется в следующем:

    – исходя из начальной температуры проводника θн по кривой находят значение величиныАн при этой температуре;

    – определяют значе­ние интеграла Джоуля Вкпри расчетных условиях КЗ;

    – находят значение величины Ак, соответствующее конеч­ной температуре нагрева проводника: , причем для сталеалюминевых проводов S– площадь попереч­ного сечения алюминиевой части провода;

    – по найденному значению ве­личины Акс помощью кривой определяют температуру нагрева проводника к моменту отключения КЗθк..

    Пример выбора выключателя 10 кВ

    Паспортные данные Расчетные данные Условие проверки
    Uн = 10 кВ Uрmax = 10 кВ Uн³Uрmax
    Iн = 200 А Iрmax = 5,8 А Iн³ Iрmax
    imax = 20 кА iуд = 8,09 кА imax³ iуд
    Iтс = 5 кА Iк= 5,64 кА
    tтс =10 с tк = 2 с
    Тепловой импульс: Iтс2´tтс = 250 кА2×с Iтс2´tк = 64 кА2×с Iтс2´tтс ³Iк2´tк
    Iоткл = 10 кА Iк= 5,64 кА Iоткл³Iк
    Sоткл = 100 МВА Sк= 63,5 МВА Sоткл³Sк

     

     

    Показатели качества электроэнергии .

    Формирование принципов регулирования режимов основывается на опре­деленных требованиях к качеству электрической энергии. Такие требования сформулированы в межгосударственном стандартеГОСТ 13109-97.

    Качество электроэнергии характеризуется качеством частоты напряжения переменного тока и качеством напряжения.

    Для оценки качества частоты уста­новлен один показатель – отклонение частоты, под которым понимают медлен­ные плавные изменения частоты (менее одного процента в секунду) относительно ее номинального значения:Δf = f – fном

    Причина появления отклонения частоты заключается в нарушении баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в электроэнергетической сис­теме. Стандартом установлено нормально допустимое и пре­дельно допустимое значения отклонения частоты соответственно δfнорм = ±0,2 Гц иδfпред = ±0,4 Гц.

    Качество напряжения оценивают несколькими показателями, большинство из которых также характеризуется допустимыми значениями.

    Показатель качества напряжения Нормы качества напряжения
    нормальные предельные
    Установившееся отклонение напряжения δUy, % ±5 ±10
    Размах изменения напряжения δUt, В зависимо­сти от час­тоты повторения
    Коэффициент искажения синусоидальности на­пряжения kU,%, при Uном, кВ, 0,38 6-20 110-330          
    Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения kU(n), % В зависимо­сти от на­пряжения и номера гармоники 1,5kU(n)норм  
    Коэффициент несимметрии напряжений по об­ратной последовательности k2U, %  
    Коэффициент несимметрии напряжений по ну­левой последовательности k0U, %  
    Длительность провала напряжения при напря­жении до 20 кВ включительно, Δtп, с  
             

    Отклонение напряжения: .

    Колебания напряжения оцениваются размахом изменения напряжения: ,

    где Ui, Ui+1 – значения следующих один за другим экстремумов огибающей ам­плитудных значений напряжения.

    Несинусоидальность напряжения характеризуется отличием формы кривой напряжения от синусоидальной. Она количественно оценивается коэффициен­том искажения синусоидальности кривой напряжения: ,

    где U(n)i – действующее значение напряжения n-й гармоники для i-гo наблюдения.

    Несимметрия напряжений характеризуется различием значений напряже­ния в разных фазах. Она обусловлена неравномерным присоединением однофаз­ных электроприемников по фазам.Несимметрия напряжений количественно характеризуется коэффициентаминесимметрии напряжений по обратной и нулевойпоследователь­ности

    ; ,

    где U2(1)i – действующее междуфазное значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении; U0(1)i – действующее значение напряжения нулевой последовательности ос­новной частоты; Uном – номинальное междуфазное напряжение.

    Регулирование напряжения

    Возможность регулирования и изменения напряжения определяется устройствами РПН (регулирование под нагрузкой) и ПБВ (переключение без возбуждения). Трансформаторы с ПБВ 10/0,4 кВв настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями.

    Характеристики регулируемых трансформаторов задаются в виде максимального числа поло­жительных и отрицательных по отношению к основному выводу обмотки ВН регулировочных ответвлений с указанием шага коэффициента трансформации ΔkТ в виде ±n×Δkт. Например, для РПН: ±6×1,5%, ±8×1,5%, ±10×1,5%, ± 9×1,78%, ±12×1%; для ПБВ: ±2×2,5%.

    Изменение коэффициента трансформации достигается изменением числа отпаек (витков) на одной из обмоток. Для трансформаторов с регулированием на­пряжения, в частности РПН, коэффициент трансформации должен соответство­вать реальному положению переключателя для его n-го ответвления:

    .

    Управление коэффициентами трансформации трансформаторов осуществляется с целью обеспечения и регулирования заданных режимов напря­жения. Если трансформаторы выполнены без РПН (что имеет место обычно в сетях 6 - 20 кВ и на ряде электростанций), то регулирование их коэффициентовтрансформации, как правило, осуществляется посезонно. При наличии на транс­форматорах РПН регулирование производится при необходимости ежесуточно, в зависимости от изменения нагрузки.

     

    Напряжения на участке сети

    Режим напряжении 3-х фазной линии проиллюстрирован на рисунке. Если учитывать реальные параметры линии RЛ и XЛто и фазные и линейные напряжения в конце электропередачи отличаются от соответствующие напряжений в начале. По модулю напряжения в конце линии всегда меньше, чем в начале, а фаза их зависит от соотношений активной и индуктивной составляющих сопротивлений линии и нагрузки.

    Векторные диаграммы 3-х фазной линии электропередачи без учета (а)

    и с учетом (б) сопротивления линии.

    На рисунке (а) приведена однолинейная схема электропередачи, а на рисунке (б) – векторная диаграмма одной из фаз.

    а)

    б)

    На векторной диаграмме отложены фазное напряжение в конце линии На угол φ2от него отстает ток нагрузки. Вектор IRЛпредставляет собой напряжение собой на RЛ ,он отложен параллельно току . Вектор . – напряжение на индуктивном сопротивлении линии, он опережает вектор тока на 900. Сумма этих двух векторов (вектор ) называется падением напряжения в линии.Сумма векторов дает вектор напряжения в начале линии . Падением напряжения в линии называется векторная разность напряжений в начале и в конце линии:

    Потеря напряжения – это разность модулей :

    Отрезок af называется продольной составляющей падения напряжения. Из геометрических сообщений. Отрезок cf называется поперечной составляющей падения напряжения.

    Продольная и поперечная составляющая обозначаются соответственно, они определяются:

    Модули напряжений в начале и конце линии могут быть связаны:

    Фазовый сдвиг между ними определяется:

    В реальной сети величина вектора может составлять несколько процентов от U1и U2. Для сетей 0,38; 6; 10 кВ угол θпренебрежительно мал. В расчетах, как правило, пренебрегают поперечной составляющей ,и при этом считается, что продольная составляющая падения напряжения равна потере напряжения.

    Величина приближенно определяется без учета потерь мощности (мощности в начале и в конце одинаковы) при номинальном напряжении электропередачи.

    Переходный процесс КЗ

    Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значения токов и напряжений, а также характер их изменения во времени зависят от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания (генератор, система) и цепи, в которой произошло повреждение.

     

    На рисунке показан переходный процесс изменения тока в одной из фаз при 3-х фазном КЗ. Результирующая кривая образуется периодической и апериодической составляющими. Основными характеристиками являются: действующее значение установившегося тока КЗIк; ударный ток iу; мощность, выделяющаяся в цепи короткого замыкания Sк.

    Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток – ,

    где kу – ударный коэффициент, который зависит от соотношения активного и реактивного сопротивлений цепи КЗ. Общее время протекания тока КЗ до отключения его защитными устройствами составляет от 0,2…0,3 с до нескольких секунд. Это время определяется инерционностью устройств защиты и выдержкой времени срабатывания токовых реле.

    Расчет токов КЗ

    Расчет токов короткого замыкания производится по расчетным схемам замещения. Целью расчета токов короткого замыкания (КЗ) являются: проверка аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость; выбор защитных аппаратов линий и трансформатора; проверка условий надежности, селективности и чувствительности защиты.

    Если ток КЗ на шинах 10 кВ районной подстанции имеет конечное значение, то сопротивление системы определяется: .

    Сопротивление системы отражает сопротивление трансформатора 35/10 кВ и других элементов сети высокого напряжения энергосистемы. При расчете напряжение источника принимают UИ = 1,05Uном.

    Ток трехфазного КЗв точке К1:

    в точке К2:

    в точке К3:

    Ток двухфазного КЗ: .

    Ток однофазного КЗ в наиболее удаленной точке: .

    где: Uф – фазное напряжение; ZП– сопротивление петли «фаза – ноль».

    Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток: .

    Мощность короткого замыкания: .

    Экономическая плотность тока

    Для воздушных линий электропередачи высокого напряжения при выборе сечения проводов технические ограничения (потеря напряжения, нагрев проводов током) как правило, не являются определяющими. Основным является экономический критерий – минимум приведенных затрат:

    З=KEн+И.

    Распишем функцию приведенных затрат на отдельную электропередачу.

    Капитальные затраты на линию:

    К = Кпl,

    Kп – погонные затраты на 1 км длины ВЛ. Зависимость Kп от сечения проводов выражается линейной функцией:

    В аналитическом виде:

    Кп=а+bF,

    где: а – постоянная часть стоимости (стоимость изоляции, определяется классом напряжения), b – коэффициент прироста стоимости с увеличением сечения проводов (определяется стоимостью алюминия), b=tga.Т.о. капзатраты:

    К = (а + bF)l.

    Издержки эксплуатации ВЛ:

    И = Иао + Ип.

    Издержки на амортизацию и обслуживаниеопределяются нормой годовых отчислений от капитальных затрат:

    Иао = Кра.

    Для ВЛ норматив отчислений составляет ра = 0,028 1/год.

    Издержки накомпенсацию потерь электроэнергиисоставляют:

    Ип= ∆WCэ ,

    где∆W– годовые потери энергии ВЛ; Cэ– стоимость 1 кВт·час потерь.

    При определении годовых потерь энергии используем потери мощности при максимуме нагрузки и эквивалент годового графика нагрузки по продолжительности – время потерь τ:

    .

    Исходная функция приведенных затрат составит:

    Зависимость составляющих функции и суммарных затрат от сечения проводов можно представить графиком, который имеет экстремум, соответствующий оптимальному сечению.

     

    Минимум приведенных затрат соответствует экономической плотности тока. Для её определения возьмём производную от приведенных затрат и приравняем её к нулю:

    = (Ен + Рэ)·l·b – 3I2max· l·τ·Сэ =0.

    Отношение силы тока к сечению провода является плотностью тока:

    (А/мм2) .

    Экономическая плотность тока (соответствующая минимуму приведенных затрат):

    ,

    где: – время потерь; Сэ – стоимость электроэнергии; b – стоимость алюминия.

    Для ВЛ 35 кВ и выше с плотным графиком нагрузки в Европейской части РФ экономическая плотность тока составляет 1 А/мм2.

    Метод экономических интервалов. Если учитывать, что сечения проводов могут иметь только стандартные значения, то выражение для приведенных затрат на электропередачу можно рассматривать как функцию максимального расчетного тока нагрузки:

    З = f(Imax).

    Для каждого стандартного сечения провода эта функция имеет вид квадратичной параболы.

    С увеличением стандартного сечения вид параболы изменяется следующим образом:

    Выделенные участки соответствуют минимальным затратам для данного сечения. Таким образом каждое стандартное сечение провода имеет свой экономический интервал расчетной нагрузки.

    Виды электрических станций, принципы их работы

    Электрическая станция (ЭС)предназначенадля преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, природный газ, радиоактивные элементы, потоки воды) в электрическую и тепловую энергию.

    До 70% электроэнергии в РФ вырабатывается на тепловых ЭС (ТЭС), использующих энергию сгорания органического топлива. Среди тепловых выделяют конденсационные ЭС (КЭС) с замкнутым циклом теплоносителя. Как правило КЭС состоит из крупных блоков и расположены вблизи источников топлива.

    Другой тип ТЭС – теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые используют для производства электрической и тепловой энергии и располагают вблизи потребителей.

     

     

    На гидроэлектростанциях (ГЭС) может вырабатываться 12 – 18 % общего количества электроэнергии в зависимости от условий паводка на равнинных реках.

     

     

     

    Среди ГЭС выделяют гидроаккумулирующие ЭС (ГАЭС), которые призваны создавать запас воды в верхнем бьефе водохранилища в часы малых внешних нагрузок ЭС.

     

     

    На девяти атомных ЭС (АЭС) РФ в настоящее время вырабатывается около 15 % электроэнергии. Планируется довести эту величину до 25 %. Для производства электроэнергии используется энергия расщепления ядер радиоактивных элементов.

     

     

    К другим типам ЭС относятся ветровые, солнечные, приливные, геотермальные, дизельные. Они работают в основном в изолированных энергосистемах, общая выработка не превосходит 1 %.

     

    Читайте также:

    1. I. Ультразвук. Его виды. Источники ультразвука.
    2. III. Типы и виды лингвистических словарей.
    3. VIII.3. Виды внимания и их характеристика.
    4. Административно – правовые режимы: понятие, признаки, назначения, правовое регулирование, виды
    5. Административное наказание как мера административной ответственности, его виды и цели
    6. Административное наказание. Виды административных взысканий.
    7. Амортизация как способ полного воспроизводства основных фондов. Виды амортизации. Норма амортизации. Амортизационный фонд. Методы начисления и учета амортизации.
    8. Артериальные гипертензии, ее виды, основные патогенетические механизмы нейрогенной гипертензии.
    9. Аспекты (виды) лексического значения: сигнификативное, структурное, эмотивное, денотативное.
    10. Атомно-кристаллическое строение металлов. Виды кристаллических решеток.
    11. Базы данных. Виды БД по характеру хранимой информации, по способу хранения, по структуре организации. Основные типы данных.
    12. Банки: сущность, виды, банковские операции

    lektsia.info


    © ЗАО Институт «Севзапэнергомонтажпроект»
    Разработка сайта