Электрические станции и подстанции

вспомогательного оборудования вместе с помещениями и сооружениями, предназначенные для производства,

преобразования, трансформации, передачи и распределения электроэнергии.
Электрический приемник - аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии (механическую, световую, тепловую).
Потребитель - электрический приемник или группа электрических приемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на общей территории.

электрической и тепловой энергии.
Электрическая подстанция - электроустановка, предназначенная для преобразования

электрической энергии одного напряжения (частоты) в электрическую энергию другого напряжения (частоты).
Линия электропередачи (ЛЭП) - система проводов или кабелей для передачи электрической энергии от источника к потребителю.

станций, электрических и тепловых сетей и потребителей электроэнергии и тепла.
Электроэнергетическая

система (электрическая система) - часть энергосистемы за исключением тепловых сетей и потребителей.

ток частотой 50 Гц. Постоянный ток применяется:
- в химической промышленности,

цветной металлургии (от преобразовательных подстанций с выпрямительными агрегатами);
- для передачи электрической энергии на большие расстояния.
Все электроустановки делят на 2 категории:
- до 1 кВ (низковольтные);
- выше 1 кВ (высоковольтные).

времени (Т).
По виду параметра, характеризующего нагрузку, различают графики:
- активной мощности

Р=f(Т);
- реактивной мощности Q=f(Т);
- полной мощности S=f(Т);
- тока I=f(Т).

условиям:
- зимние (за характерные сутки 22 декабря);
- летние (за характерные

сутки 22 июня);
- графики рабочих дней;
- графики выходных и праздничных дней.

плавные (б)

(года); -по продолжительности (б): отражают длительность работы электроустановки в течение

года с различными нагрузками; - фактические, составляемые по данным регистрирующих приборов за определенный период времени;
- перспективные, составляемые при проектировании на основании данных о количестве и составе потребителей и их номинальной мощности.

могут быть графики нагрузки отдельных электроприемников или их групп, объединяемых

центром питания от уровня шинных сборок 0,4 кВ цеховых подстанций до уровня сборных шин потребительских подстанций и даже по отрасли промышленности);
- сетевые графики на уровне сборных шин районных подстанций;
- графики нагрузки энергосистем, обслуживающих совокупность промышленных, городских и сельских потребителей целого региона;
- графики нагрузки электростанций.

нагрузка длительностью не менее получаса;
- среднесуточное (среднегодовое) значение:

 
где -

W расход электроэнергии за сутки (год).
Pi - мощность на i - ой ступени;
Ti - продолжительность i - ой ступени графика.

- базовая;  P 

- полубазовая;
 P  - пиковая.

- базисная;
 P 

- полупиковая;
 P  - пиковая,
где - ночной минимум нагрузки;
- дневной минимум нагрузки.

заполнения графика нагрузки)

 
- условной продолжительностью использования максимальной нагрузки

 
Коэффициент нагрузки

показывает, какую часть составляет фактически выработанное (потребленное) количество энергии от максимально возможного .

более 80% всей электроэнергии. К тепловым электростанциям относят:
1.Паротурбинные электростанции:
- теплофикационные

(ТЭЦ);
- конденсационные (КЭС);
2.Газотурбинные установки (ГТУ);
3.Парогазовые установки (ПГУ).

энергией в виде горячей воды и (или) пара.
Атомные электростанции также

являются тепловыми электростанциями, но в силу специфики производства их выделяют в отдельную группу.
Основными элементами паротурбинной электростанции являются:
-котельные агрегаты;
-турбинные агрегаты: паровая турбина и электрический синхронный генератор (турбогенератор).

50, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 800,1200 МВт.
На долю

КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. На станции может быть установлено до 12 агрегатов, которые, как правило, выполняются по блочной схеме (котел- турбогенератор- трансформатор) без поперечных связей.

К недостаткам можно отнести
- относительно высокую стоимость оборудования,
- значительные

затраты на пуско-остановочные операции и, вследствие этого, затруднительность глубокого регулирования мощности.

на дальнепривозном сырье. Обычно КЭС работают на местном топливе, поэтому

удалены от потребителей. Удаленность от потребителей, а также большие мощности установленных агрегатов определяют особенности электрической части КЭС. Электроэнергия с КЭС распределяется на высоких и сверхвысоких напряжениях:
-при мощности блоков 50-200 МВт - на напряжении 110-220 кВ;
-при мощности блоков 200 МВт и выше - на напряжении 220 - 750 кВ.

режимах.
В состав энергоблоков входят трансформаторы Т, которые повышают генераторное напряжение

(6, 10, 20 кВ) до 110 - 750 кВ. Отдельные энергоблоки связаны распределительным устройством высокого напряжения (РУ ВН), от которого отходят ЛЭП к потребителям. Для РУ ВН применяются достаточно сложные и дорогие схемы, так как к надежности их предъявляются высокие требования.

параметров единичной мощностью до 250 МВт. В технологической части ТЭЦ

выполняются как с поперечными связями, так и по блочной схеме.
ТЭЦ снабжают потребителей электроэнергией и паром, который отпускается непосредственно потребителям пара или в бойлерные на подогрев воды для потребителей. Тепло отбираемого пара считают полезно отпущенным, поэтому КПД теплофикационных электростанций достигает 60-70%. Наиболее экономичным является режим работы ТЭЦ по графику теплового потребления при минимальном пропуске пара в конденсаторы.

более, чем 10 -20 км. Поэтому в электрической части ТЭЦ

существенно отличается от КЭС. При небольших расстояниях до потребителей целесообразно электроэнергию распределять на генераторном напряжении 6-10 кВ. Через распределительное устройство высокого напряжения (РУ ВН) в этом случае осуществляется связь с энергосистемой для выдачи избыточной мощности в энергосистему или для питания потребителей 6 -10 кВ из энергосистемы при авариях на станции. Требования к надежности распределительных устройств ТЭЦ могут быть ниже по сравнению с КЭС.

топливе или газе единичной мощностью 50-100 МВт. Имеют блочную технологическую

схему.

кВ.
Особенности ГТУ:
- себестоимость электроэнергии незначительно выше, чем на КЭС;
- допускается

глубокое регулирование мощности;
- осуществим легкий и быстрый пуск и останов агрегатов;
- КПД составляет 25-30%.
Основные недостатки ГТУ: низкий КПД и дефицитность газотурбинного топлива.

в качестве источника энергии процесс деления атомов урана U-235 под

действием тепловых или быстрых нейтронов.
На АЭС роль котельных агрегатов выполняют атомные реакторы и парогенераторы.
Один из основных элементов АЭС - реактор. В России используются, в основном, реакторы на тепловых нейтронах: ВВЭР и РБМК.

в качестве замедлителя реакции и теплоносителя. Выделяемое в реакторе тепло

передается первичному теплоносителю, который с помощью насосов циркулирует через реактор. Так как реакторы являются источником опасных радиоактивных излучений, первичной теплоноситель не подают непосредственно в турбоагрегаты, а его энергия используется для получения пара (вторичного теплоносителя). Реактор и парогенератор располагают в отдельных изолированных помещениях.

замедлителя нейтронов используется графит, а в качестве первичного теплоносителя -

вода. Технологическая схема АЭС с реакторами типа РБМК является одноконтурной. Пароводяная смесь из реактора поступает в сепараторы, куда также подается нагретая вода. Получая дополнительную энергию, вода превращается в пар, который направляется непосредственно в цилиндры паровой турбины.

и электрической энергии, а также для воспроизводства ядерного горючего. АЭС

с реакторами типа БН выполняются по трехконтурной схеме. В первом контуре теплоносителем является жидкий натрий, который эффективно поглощает тепло. Натрий бурно реагирует с водой, поэтому в теплообменниках парогенератора возможно выделение радиоактивных газов при повреждениях трубопроводов. Чтобы избежать контакта радиоактивного натрия первого контура с питательной водой, выполняют промежуточный контур с нерадиоактивным натрием.

результате чего транспорт разгружается от перевозок топлива;
- большие единичные мощности

(до 2000 МВт);
- чистота производства.
АЭС работают в базисной части графика нагрузки энергосистемы. Хотя на АЭС технически осуществимо регулирование мощности в широком диапазоне, оно не используется по условиям безопасности. По этой же причине АЭС удалены от потребителей. Поэтому в электрической части атомные электростанции аналогичны КЭС.

электроэнергии. ГЭС вырабатывают 15% от общего объема производства электроэнергии. Энергетический

потенциал реки определяется ее уклоном и стоком - объемом воды, протекающий через створ за определенный отрезок времени.

чем ТЭС), так как не требуется поставок и подготовки специального

топлива, выработки теплоносителя и т.д.;
- небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды (подготовку топлива, утилизацию тепла и т.д.);
- меньше численность персонала;
- меньше объем эксплуатационных и ремонтных работ;
- улучшение судоходства, орошения земель, водоснабжения городов за счет водохранилищ;
- возможность регулирования мощности в большом диапазоне и с минимальными затратами.