Выбор основного оборудования электростанций

Основное оборудование всегда стремятся выбрать однотип­ным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строи­тельства и ремонта, а также сокращается количество обслуживающего персо­нала. К основному энергетиче­скому оборудованию ТЭС и АЭС относятся тур­бины, котлы на ТЭС, парогенераторы и реакторы на АЭС, гидротурбины на ГЭС.

Выбор турбин. На ТЭС одновременно с выбором числа и мощности па­ровых турбин решается вопрос о начальных параметрах пара. Объясняется это тем, что мощности паровых турбин, изготов­ляемых отечественными заводами, уже привязаны к определенным начальным параметрам пара.

Единичную мощность турбогенераторов КЭС, проектируемых для ра­боты в объединенных энергосистемах, выбирают возможно более крупной (для данного вида топлива) с учетом перспективного развития объединенной сис­темы. Единичную мощность турбоагре­гатов КЭС, входящих в изолированные системы, определяют на ос­нове технико-экономических расчетов с учетом ава­рийного резерва. Для надежности и устойчивости работы энергосистемы еди­ничная мощность агрегатов не должна превышать аварийного резерва сис­темы, который может составлять от 4 до 10% мощности системы.

Единичные мощности теплофикационных агрегатов выбирают также возможно более крупными. При этом учитывают динамику роста тепловых на­грузок района на срок не менее 5-10 лет.

Тип турбины на АЭС выбирают в зависимости от типа реакто­ров и струк­турной технологической схемы.

Выбор реакторов. При выборе реактора на АЭС руководству­ются не только соображениями надежного и экономичного энерго­снабжения потреби­телей, но и исследовательскими целями по изу­чению новых перспективных ви­дов конструкции реакторов. Тех­нико-экономические показатели реакторов улучшаются с повыше­нием их мощности. Поэтому при проектировании АЭС стремятся устанавливать реакторы предельной мощности. Значение последней может быть ограничено конструктивными размерами активной зоны или пре­дельными по условиям транспортировки габаритами кор­пуса.

Синхронные генераторы. Выработка электроэнергии на элек­тростанциях осуществляется турбо- и гидрогенераторами. Турбоге­нераторы устанавлива­ются на КЭС, ТЭЦ, АЭС, гидрогенераторы – на ГЭС и ГАЭС.

Завод изготовитель предназначает генератор для определен­ного длитель­ного режима работы, который называют номинальным. Этот режим характери­зуется параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряжение генератора – это линейное (меж­дуфазное) на­пряжение обмотки статора в номинальном режиме.

Номинальный ток статора генератора – значение тока, при котором до­пускается длительная нормальная работа генератора при нормальных парамет­рах охлаждения и номинальных значениях мощности и напряжения, указанных в паспорте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВА:

S_ном= ·U_ном·I_ном.

Номинальная активная мощность генератора – наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназна­чен в комплекте с турбиной.

Номинальная активная мощность генератора определяется следую­щим выра­жением:

P_ном=S_ном·cosj_ном.

Номинальные мощности турбогенераторов должны соответствовать ряду мощ­ностей, МВт:

Номинальный ток ротора – наибольший ток возбуждения ге­нератора, при котором обеспечивается отдача генератором его но­минальной мощности при отклонении напряжения статора в преде­лах ±5% номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности согласно ГОСТ при­нимается рав­ным 0,8 для генераторов мощностью до 125 МВА, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 МВА и гидрогенераторов до 360 МВА, 0,9 для более мощ­ных машин.

Каждый генератор характеризуется также КПД при номиналь­ной на­грузке и номинальном коэффициенте мощности. Для совре­менных генераторов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в пределах 96,3 – 98,8%.