Ознакомительная версия.
Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos φ и равна номинальной, если гидрогенератор приспособлен для работы в режиме синхронного компенсатора (режим работы определяется при выполнении проекта ГЭС).
В аварийных режимах допускается перегрузка генератора по токам статора и ротора согласно техническим условиям. Если в технических условиях соответствующие указания отсутствуют, кратковременные перегрузки по току статора принимаются по табл. 5.4. Данные по допустимой перегрузке по току ротора генераторов с непосредственным охлаждением приведены в табл. 5.5. Допустимая перегрузка генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.
Моменты инерции некоторых паровых турбин имеют следующие значения:
Моменты инерции гидротурбин составляют примерно 10 % момента инерции присоединенных к ним гидрогенераторов.
Таблица 5.1
Окончание табл. 5.1
Таблица 5.2
Таблица 5.3
Окончание табл. 5.3
Таблица 5.4
Таблица 5.5
5.1.2. Дизельные и газотурбинные электростанции. Парогазовые установки
По состоянию на начало 2010 г. в малой энергетике страны свыше 95 % действующих установок (единичной мощностью более 1 МВт) являются дизельными электростанциями (ДЭС). Широкое применение ДЭС определяется рядом их важных преимуществ перед другими типами электростанций:
высокий КПД (до 0,35—0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240–260 г/кВт ч);
быстрота пуска (единицы — десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 ч и более);
малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей;
компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, позволяющие обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;
малая потребность в строительных объемах (1,5–2 м3/кВт), быстрота строительства здания станции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8–0,85);
возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.
Главными недостатками ДЭС являются высокая стоимость топлива и ограниченный по сравнению с электростанциями централизованных систем срок службы (ресурс).
Российская промышленность предлагает широкий выбор ДЭС во всем необходимом диапазоне мощностей и исполнений (табл. 5.6).
В последние годы получают все возрастающее использование ГТУ и газотурбинные электростанции (ГТЭС) малой мощности (2,5—25,0 МВт). ГТЭС характеризуются высокой заводской готовностью. В табл. 5.7 приведены основные технические характеристики ГТЭС, выпускаемых ЗАО «Искра-Энергетика» (г. Пермь).
Особенно эффективно использование ГТЭС для электроснабжения нефтяных и газовых месторождений.
Одним из основных направлений научно-технической политики в энергетике является широкое внедрение ПГУ. Применение ПГУ обеспечит повышение КПД энергоустановок с 30–35 % до 50–60 %, уменьшение воздействия на окружающую среду, снижение расхода топлива на производство электроэнергии на 25–35 %. Электростанции с ПГУ могут сооружаться за два года от начала строительства до ввода в действие. ПГУ характеризуются как малогабаритные электростанции и поэтому могут размещаться вблизи центров энергопотребления.
Намечается установка блоков ПГУ-450 с генераторами типа ТЗФГ-3×160 при расширении московских ТЭЦ.
Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ с ПГУ-450Т (г. Санкт-Петербург) является новым этапом в развитии ПГУ в России. Основные компоненты парогазовых энергоблоков Северо-Западной ТЭЦ — газовые турбины мощностью 153,7 МВт типа V94,2 фирмы Siemens (изготавливаются на заводе фирмы и на ЛМЗ). Паровые турбины типа Т-160—7,7 поставляются ЛМЗ. Каждая из газовых и паровых турбин приводит в действие генератор типа ТФГ(П)-160—2УЗ производства ОАО «Электросила» (табл. 5.8).
Таблица 5.6
Таблица 5.7
Таблица 5.8
Окончание табл. 5.8
5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (ВЭС)
ВЭС производит электричество за счет энергии перемещающихся воздушных масс (ветра) и состоит из мачты, на вершине которой размещается контейнер с генератором и редуктором. К оси редуктора ВЭС прикреплены лопасти.
Преимущество ВЭС в следующем:
не загрязняют окружающую среду вредными выбросами;
при определенных условиях могут конкурировать с невозобновляемыми энергоисточниками.
Вместе с тем ВЭС обладают недостатками, главные из которых следующие:
ветер от природы нестабилен, что затрудняет использование ветровой энергии из-за необходимости установки резерва в энергосистеме;
создают шумы, поэтому они строятся на таком расстоянии от зданий, чтобы уровень шума не превышал 35–40 дБ;
создают помехи телевидению и радиосигналам;
причиняют вред птицам, если размещаются на путях их миграции и гнездования.
Основную проблему использования ВЭС вызывает непостоянная природа ветра. При этом мощность электростанций в каждый момент времени переменна, что не обеспечивает стабильное поступление энергии от одной ВЭС. Поэтому ВЭС для равномерной и стабильной работы строятся с устройствами аккумулирования электроэнергии.
Основные производители ВЭС — компании Vestas, Nordex, Panasonic, Vergnet, Ecotecnia, Superwind.
На начало 2006 г. общая установленная мощность ВЭС в мире составила около 40 ГВт, в том числе в Германии — 17 ГВт. Использование ВЭС растет весьма высокими темпами. По оценке к 2012 г. суммарная установленная мощность ВЭС возрастет до 150 ГВт, а в ряде стран поступление электроэнергии от них составит 10–15 % приходной части баланса электроэнергии энергосистемы. По местоположению ВЭС различают наземные установки (он-шоры) и прибрежные — в море (офф-шоры). Наибольшее использование получили морские ветропарки (ветрофермы), на которых устанавливаются десятки ВЭС. Указанное определяется более благоприятным ветровым режимом, а также экологическими соображениями.
Наибольшее использование получили ВЭС с горизонтальной осью вращения и диаметром рабочего колеса до 30 м (табл. 5.9).
Разрабатываются ветроэнергетические установки (ВЭУ) с диаметром колеса 100 м и более. В США в 2005 г. началось строительство самого большого в мире ветропарка Cape Cod у побережья штата Массачусетс, который будет иметь установленную мощностью 468 МВт.
Таблица 5.9
В России построено и пущено в эксплуатацию несколько ВЭС общей мощностью более 15 МВт.
Некоторые данные действующих и строящихся ВЭУ России приведены в табл. 5.10.
Таблица 5.10
5.1.4. Геотермальные электростанции (ГеоТЭС)
Зона возможного строительства ГеоТЭС в России в основном ограничивается Камчаткой и Курилами. Потенциальная мощность ГеоТЭС составляет 1 млн кВт. Основными месторождениями являются Паужетское, Мутновское, Киреунское и Нижне-Кошелевское. Использование действующих ГеоТЭС в России характеризуют данные табл. 5.11.
Таблица 5.11
В мире функционируют ГеоТЭС общей установленной мощностью около 7,5 тыс. МВт. Подобные электростанции успешно работают в Индонезии и на Филиппинах. За последние 3–4 года в западной части США были введены ГеоТЭС общей мощностью 900 МВт, себестоимость электроэнергии — 0,06—0,07 долл./кВтч.
5.1.5. Энергия морских приливов
Строительство приливных электростанций (ПЭС) с турбинами нового типа является одним из направлений развития гидроэнергетики. ПЭС могут работать в любой зоне графика электрических нагрузок, не загрязняют атмосферу вредными выбросами и не имеют зоны затопления. Капитальные затраты на сооружение ПЭС соизмеримы с затратами на строительство ГЭС.
В России с 1968 г. эксплуатируется одна приливная электростанция — Кислогубская ПЭС (400 кВт).
Для малой Мезенской ПЭС изготовлен экспериментальный металлический энергоблок с диаметром рабочего колеса 5 м на вертикальном валу и проектной мощностью 1500 кВт. Отработанная конструкция и технология доставки и установки будут использованы при строительстве перспективных ПЭС: Северной (Мурманская обл.), Мезенской (Архангельская обл.), Тугурской (Хабаровский край).
Ознакомительная версия.
