Тепловые электростанции

В производстве электроэнергии

Участие электростанций разных типов

Электроэнергия имеет преимущество перед другими видами энергии, так как ее можно передавать на большие расстояния при сравнительно небольших потерях. Это позволяет централизованно производить электроэнергию на мощных электростанциях.

Основная доля электроэнергии вырабатывается тепловыми (ТЭС) и гидравлическими (ГЭС) электростанциями. Электростанции, использующие "нетрадиционные" виды энергии (солнечные, геотермальные, ветровые, приливные, гидроаккумулирующие), вырабатывают незначительное количество электроэнергии.

Тепловые электростанции (ТЭС) дают более 80% всей электроэнергии. К тепловым электростанциям относят:

· паротурбинные электростанции:

§ теплофикационные (ТЭЦ);

§ конденсационные (КЭС);

· газотурбинные установки (ГТУ);

· парогазовые установки (ПГУ).

Конденсационные электростанции снабжают потребителей электроэнергией, а теплофикационные - электрической и тепловой 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).

Паротурбинные электростанции работают на твердом, жидком или газовом топливе.

Наиболее широко используют твердое топливо: бурые угли, антрацитовый штыб, горючие сланцы, торф и т.д. Твердое топливо сжигается в топках котлов кусками (слоевое сжигание) или в пылевидном состоянии (камерное сжигание).

Возрастающая добыча газа позволяет применять его на станциях любой мощности. Станции на газовом топливе более экономичны, на них меньше численность персонала, выше КПД котлоагрегатов и на 4 - 5% ниже себестоимость энергии, а также меньше сроки строительства и окупаемости. В условиях городов эти станции дают значительные преимущества.

Применение в качестве жидкого топлива мазута дает аналогичные преимущества, но с большими затратами.

Паротурбинные конденсационные станции

Конденсационные электростанции оснащаются паротурбинными агрегатами высоких параметров единичной мощностью 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-ти агрегатов, которые, как правило, выполняются по блочной схеме (котел-турбогенератор-трансформатор) без поперечных связей.

Достоинствами КЭС являются: высокая надежность, низкая себестоимость электроэнергии. К недостаткам можно отнести относительно высокую стоимость оборудования, значительные затраты на пуско-остановочные операции и, вследствие этого, затруднительность глубокого регулирования мощности.

На рис. 5 представлена принципиальная технологическая схема энергоблока паротурбинной КЭС, работающей на угле.

Со склада уголь кусковой (УК) поступает в дробилки (Д), а дробленый уголь (УД) - в мельницы (М). Вследствие высокой энергоемкости мельницы работают периодически, поэтому перед ними располагается угольный бункер (УБ), а за ними - пылевой бункер (ПБ). Угольная пыль (УП) питателями пыли (ПП) подается к горелкам и через них вдувается в котел (К) горячим воздухом (ВГ).

Холодный воздух забирается из атмосферы дутьевыми вентиляторами (ДВ) и проходит через воздухоподогреватели (ВП), где подогревается отходящими из котла дымовыми газами (ДГ). Горячий воздух подается в котел через питатели пыли. Он используется для подсушивания угольной пыли, ее транспортировки и повышения эффективности сгорания в котле. Дымовые газы отсасываются из котла дымососами (ДС) и через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Тепло отходящих газов из котла используются также в экономайзере (Э) для подогрева питательной воды (ПВ).

Из котла перегретый пар (ПП) поступает в паровую турбину (Т), где проходит ряд ступеней, вращая вал турбины и генератора (Г). Полностью отработавший в турбине пар (ОП) поступает в конденсатор (К), где конденсируется за счет охлаждения циркуляционной водой, которая подается циркуляционными насосами (ЦН) из водоема. При отсутствии естественного водоема вода используется по замкнутому циклу с охлаждением в градирне. Воздух, попадающий в конденсатор с паром, удаляется эжектором (Э).

Конденсат (К) перекачивается конденсатными насосами (КН) в деаэратор (Д), где освобождается от растворенных газов (особенно кислорода воздуха, вызывающего коррозию труб котла). В деаэраторе питательная вода (ПВ) подогревается паром до температуры выделения газов. Нагрев осуществляется паром (ПО), отобранным с промежуточных ступеней турбины. Освобожденный от газов конденсат уже в виде питательной воды (ПВ) с помощью питательных насосов (ПН) через водоподогреватели (ВП) и экономайзер (Э) подается в котел. Для нагрева в водоподогревателе используется также пар отбора, а конденсат его отводится в деаэратор.

Для восполнения потерь питательной воды через деаэратор поступает добавочная вода (ДВ), химически очищенная в установке (У).

Конденсационные паровые турбины имеют несколько отборов для подогрева питательной воды. Чем больше отбор, тем большее количество тепла возвращается (регенерируется) с питательной водой и тем меньше поступает в конденсатор и теряется с циркуляционной водой и тем выше КПД.

Общий КПД станций составляет 25-40%, поэтому они невыгодны 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;

· 200 МВт и выше - на напряжении 220 - 750 кВ.

Они связаны с потребителями относительно небольшим количеством ЛЭП большой пропускной способности.

Конденсационные электростанции являются основными источниками электроэнергии, работающими в базисном и полупиковом 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.

Рис. 5. Технологическая схема энергоблока КЭС

Паротурбинные теплофикационные электростанции (ТЭЦ)

Теплофикационные электростанции оснащаются паротурбинными агрегатами средних и высоких параметров единичной мощностью до 250 МВт. В технологической части ТЭЦ выполняются как с поперечными связями, так и по блочной схеме.

Теплофикационные электростанции 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.

Технологическая схема ТЭЦ мало отличается от схемы КЭС. На рис. 6 показана та часть технологической схемы, которой станции отличаются.

Рис. 6. Часть технологической схемы ТЭЦ

Пар первого отбора, имеющий высокие параметры, поступает непосредственно на собственные нужды потребителям. Второй отбор используется для подогрева питательной воды в деаэраторах и водоподогревателях. Третий отбор с самыми низкими параметрами пара используется для отопления и горячего водоснабжения промышленных и бытовых потребителей. Вода из сети теплофикации сетевыми насосами (СН) подается в водоподогреватели (ВП) и возвращается в сеть.

Теплофикационные электростанции стремятся приблизить к потребителям тепловой энергии на расстояние не 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 (рис. 7). 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.

Рис. 7. Электрическая схема энергоблока ТЭЦ  

Наиболее целесообразно использовать ТЭЦ для комплексного энергоснабжения промышленных районов и городов электрической и тепловой энергией.

На ТЭЦ допускается и даже требуется сезонное регулирование графика электрических нагрузок в зависимости от режима тепловых нагрузок. На суточном графике нагрузки энергосистемы они располагаются в базисной части.

Газотурбинные станции (ГТУ)

Газотурбинные станцииоснащаются установками, работающими обычно на жидком топливе или газе единичной мощностью 50-100 МВт. Они имеют блочную технологическую схему (рис. 8).

Рис. 8. Технологическая схема энергоблока ГТУ

Топливо сжигается в камере сгорания (КС), дымовые газы с температурой 650-700⁰ С поступают в цилиндры газовой турбины (Т). На одном валу с турбиной расположены: компрессор (К), синхронный генератор (Г) и пусковой двигатель (Д). Сжатый воздух (СВ) подается в камеру сгорания для повышения эффективности горения топлива.

Электроэнергия с ГТУ выдается на средних напряжениях 35 - 220 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.

Газотурбинные установки используются, в основном, в качестве источников, работающих в пиковом режиме с низким числом часов использования установленной мощности.

Для повышения КПД разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, где вместе с газовыми продуктами сгорания получают пар. Парогазовые установки имеет две турбины - паровую и газовую. Тепло дымовых газов утилизируется в экономайзере для подогрева питательной воды. Мощность ПГУ достигает 200 - 250 МВт.

Атомные электростанции

Атомные электростанции (АЭС) являются тепловыми паротурбинными станциями, использующими 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 реакторы на тепловых нейтронах (ВВЭР, РБМК) и на быстрых нейтронах (БН).

В реакторе ВВЭР (водо-водяном энергетическом реакторе) вода используется 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, первичный теплоноситель не подают непосредственно в турбоагрегаты, а его энергия используется для получения пара (вторичного теплоносителя). Реактор и парогенератор располагают в отдельных изолированных помещениях. На рис. 9 представлена принципиальная технологическая схема энергоблока двухконтурной АЭС с реактором типа ВВЭР.

Главными циркуляционными насосами (ГЦН) вода первого радиоактивного контура подается в трубки реактора. Нагретая вода (НВ) виде водопаровой смеси поступает в сепараторы (С), где разделяется на жидкую и газовую фракции. В верхней части собирается насыщенный пар (НП), который возвращается в реактор, где подогревается и высушивается, превращаясь в перегретый пар (ПП). Перегретый пар поступает в парогенератор, состоящий из последовательных теплообменников. Пройдя последний теплообменник, конденсат (К) вместе с водой из сепараторов вновь поступает в реактор. Для восполнения утечек в сепараторы подается добавочная вода (ДВ).

Питательная вода второго контура, поступающая из машинного зала, подается сначала в подогреватель конденсата (ПК), затем в парогенератор насыщенного пара (ПНП). Насыщенный пар поступает в пароперегреватель (ПП), из которого перегретый пар (ПП) поступает в паровую турбину.

В части машинного зала схема АЭС аналогична схеме конденсационной тепловой станции.

Рис. 9. Технологическая схема энергоблока двухконтурной АЭС

В реакторе РБМК (реакторе большой мощности канального типа) в качестве 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.

Реакторы на быстрых нейтронах (БН) используются одновременно для получения тепловой и электрической энергии, а также для воспроизводства ядерного горючего. Атомные электростанции 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.

Преимуществами атомных электростанций являются:

· малый расход ядерного топлива, в результате чего транспорт разгружается от перевозок топлива;

· большие единичные мощности (до 2000 МВт);

· чистота производства.

Атомные электростанции 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.

Дата добавления: 2014-01-07