Типы электростанций

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Типы электростанций

В настоящее время для получения электрической энергии используют следующие типы электростанций:

- тепловые электростанции (ТЭС), которые подразделяются на конденсационные (КЭС), теплофикационные (теплоэлектроцентрали - ТЭЦ) и газотурбинные (ГТУЭС). Крупные КЭС, обслуживающие потребителей значительного района страны, получили название государственных районных электростанций (ГРЭС ), гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);

- атомные электростанции (АЭС);

- гелиоэлектростанции, или солнечные, электростанции;

- геотермальные электростанции (ГТЭС);

- дизельные электростанции (ДЭС);

- приливные электростанции (ПЭС);

- ветроэлектростанции (ВЭС).

Большую часть электроэнергии (как в России, так и в мировой энергетике) вырабатывают тепловые, атомные и гидравлическими электростанции. Состав электростанций различного типа по установленной мощности зависит от наличия и размещения по территории страны гидроэнергетических и теплоэнергетических ресурсов, их технико-экономических характеристик, включая затраты на транспортирование топлива, а также от технико-экономических показателей электростанций.

Рассмотрим некоторые особенности электростанции, в той или иной степени приходится учитывать при их строительстве и эксплуатации.

Тепловые конденсационные электростанции строят по возможности ближе к местам добычи топлива, удобным для водоснабжения. Их выполняют из ряда блочных агрегатов (котел–турбогенератор–повышающий трансформатор) мощностью от 200 до 1200 МВт, выдающих выработанную энергию в сети 110-750 кВ. Особенность агрегатов КЭС заключается в том, что они недостаточно маневренны: подготовка к пуску, разворот, синхронизация, и набор нагрузки требуют от 3 до 6 ч.

Поэтому для них предпочтительным является режим работы с равномерной нагрузкой в пределах от номинальной до нагрузки, соответствующей техническому минимуму, определяемому видом топлива и конструкцией агрегата. Коэффициент полезного действия КЭС составляет 32-40 %. Они существенно влияют на окружающую среду – загрязняют атмосферу, изменяют тепловой режим источников водоснабжения.

Теплофикационные электростанции строят вблизи потребителей тепла, при этом используется обычно привозное топливо. Работают эти электростанции наиболее экономично (коэффициент использования тепла достигает. 60-70%) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы.

Единичная мощность агрегатов составляет 30-250 МВт, Станции с агрегатами до 60 МВт включительно выполняются в тепломеханической части с поперечными связями по пару и воде, в электрической части – со сборными шинами 6-10 кВ и выдачей значительной части мощности в местную распределительную сеть. Станции с агрегатами 100-250 МВт выполняются блочного типа с выдачей мощности в сети повышенного напряжения. Теплофикационные, как и конденсационные электростанции, существенно влияют на окружающую среду.

Атомные электростанции могут быть сооружены в любом географическом районе, в том числе и труднодоступном, но при наличии источника водоснабжения. Количество (по массе) потребляемого топлива (уранового концентрата) незначительно, что облегчает требования к транспортным связям. Атомные электростанции состоят из рада агрегатов блочного типа, выдающих энергию в сети повышенного напряжения. Агрегаты, в особенности на быстрых нейтронах, не маневренны, так же как и агрегаты КЭС. По условиям работы и регулирования, а также по технико-экономическим соображениям предпочтительным является режим^-с относительно равномерной нагрузкой.

Атомные электростанции предъявляют повышенные требования к надежности работы оборудования. Коэффициент полезного действия АЭС составляет 35-38 %. Практически АЭС не загрязняют атмосферу. Выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны, что позволяет сооружать АЭС вблизи городов и центров нагрузки. Трудной проблемой является захоронение или восстановление отработавших топливных элементов.

Гидроэлектростанции могут быть сооружены там, где имеются гидроресурсы и условия для строительства, что часто не совпадает с расположением потребителей электроэнергии. При сооружении ГЭС обычно преследуют решение комплекса задач, а именно: выработки электроэнергии, улучшения условий судоходства, орошения. Единичная мощность гидроагрегатов достигает 640 МВт. Электрическую часть выполняют по блочным схемам генераторы – трансформаторы с выдачей мощности в сети повышенного напряжения.

Гидроагрегаты высокоманевренны: разворот, синхронизация с сетью и набор нагрузки требуют от 1 до 5 мин. Гидроэлектростанция может быть использована для работы в пиковой части суточного графика системы с частыми пусками и остановами агрегатов. Коэффициент полезного действия ГЭС/составляет 85-87%. Гидроэлектростанции существенно влияют на водный режим рек, рыбное хозяйство, микроклимат в районе водохранилищ, а также на лесное и сельское хозяйства, поскольку создание водохранилищ связано с затоплением значительных полезных для народного хозяйства площадей.

Гидроаккумулирующие электростанции предназначены для выравнивания суточного графика энергосистемы по нагрузке. В часы минимальной нагрузки они работают в насосном режиме (перекачивают воду из нижнего водоема и запасают энергию); в часы максимальной нагрузки энергосистемы агрегаты ГАЭС работают в генераторном режиме, принимая на себя пиковую часть нагрузки. Гидроаккумулирующие электростанции сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы пик.

Их выполняют из ряда блоков, выдающих энергию в сети повышенного напряжения, и получающих ее из сети при работе в насосном режиме. Агрегаты высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный или в режим синхронного компенсатора. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70-75 %. Их сооружают там, где имеются источники водоснабжения и местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище.

Паротурбинные электростанции

Конденсационные электростанции. На современных тепловых электростанциях большой мощности превращение теплоты в работу производится в циклах, использующих в качестве основного рабочего тела водяной пар высоких давления и температуры. Водяной пар производится парогенераторами (паровыми котлами), в топках которых сжигаются различные виды органического топлива: уголь; мазут, газ и др.

Термодинамический цикл преобразования теплоты в работу с помощью водяного пара был предложен в середине XIX в. инженером и физиком У. Ренкиным. Тепловая схема КЭС, работающей по циклу Ренкина, показана на рис. 4.1, а, общий вид КЭС – на рис. 4.1, б.

Рис. 4.1. Конденсационная электростанция, работающая по циклу Ренкина:

а – тепловая схема; б – общий вид; 1 – парогенератор; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – насос

В парогенераторе 1 за счет тепла сжигаемого топлива вода, нагнетаемая в парогенератор насосом 5, превращается в водяной пар, который затем поступает в турбину 2, вращающую электрогенератор 3. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в механическую работу, которая, в свою очередь, преобразуется в генераторе в электроэнергию. Из турбины отработавший пар поступает в конденсатор 4, где конденсируется (превращается в воду). Насос 5 нагнетает конденсат в парогенератор, замыкая таким образом цикл.

Рис. 4.2. Цикл Ренкина на перегретом паре:

а – на р–v- диаграмме; б – на Т–s- диаграмме

Цикл Ренкина на перегретом паре (рис. 4.2) состоит из следующих процессов:

- изобара 4–5–6–1 – процесс нагрева, испарения воды и перегрева пара в парогенераторе за счет подводимой теплоты сгорания топлива qu

- адиабата 1–2 – процесс расширения пара в турбине с совершением полезной внешней работы /J;

- изобара 2–3 – процесс конденсации отработавшего пара с отводом теплоты q₂ охлаждающей водой;

- адиабата 3–4 – процесс сжатия конденсата питательным насосом до первоначального давления в парогенераторе с затратой подводимой извне работы 1.

В соответствии со вторым законом термодинамики полезная работа за цикл равна разности подведенной и отведенной в цикле теплоты:

Термический КПД цикла Ренкина

Термодинамические исследования цикла Ренкина показывают, что его эффективность в большой степени зависит от начальных и конечных параметров (давления и температуры) пара.

Исследования показывают, что h_t увеличивается с увеличением начальных параметров пара p ₁ и t ₁ и уменьшением конечных р ₂ и t ₂. Конечные параметры пара связаны между собой, так как пар в этой области влажный, поэтому их уменьшение приводит к уменьшению р ₂, т.е. давления в конденсаторе.

Увеличение t ₁ ограничивается жаропрочностью материалов, увеличение р ₁ – допустимой степенью влажности пара в конце расширения и прочностью материала труб; повышенная влажность (х > 0,8) приводит к эрозии деталей турбины.

В настоящее время на электростанциях в основном используется пар с давлением р ₁ = 23,5 МПа (240 кгс/см²) и температурой t ₁ = 565 °С. На опытных установках применяется пар с р ₁ = 29,4 МПа (300 кгс/см²) и t ₁ = 600-650 °С.

Понижение давления в конденсаторе менее р ₂ = 3,5-4,0 кПа (0,035-0,040 кг/см²), чему соответствует температура насыщения t ₂ = 26,2-28,6 °С, ограничивается прежде всего температурой охлаждающей воды t _охл, колеблющейся в зависимости от климатических условий от 0 до 30 °С. При малой разности t ₂ - t _охл, интенсивность теплообмена падает, а размеры конденсатора растут. Кроме того, с понижением р ₂ становится все большим удельный объем пара, что тоже ведет к увеличению размера конденсатора, а также и к увеличению последних ступеней турбины.

Рис. 4.3. Технологическая схема энергоблока КЭС:

1 – турбина; 2 – котел; 3 – система топливоприготовления; 4 – склад топлива и система топливоподачи; 5 – горелки котла; 6 – водяной экономайзер; 7 – воздухоподогреватель; 8 – вентилятор; 9 – дымосос; 10 – подогреватель высокого давления; 11 – питательный насос; 12 – деаэратор; 13 – подогреватель низкого давления; 14 – конденсатами насос; 15 – конденсатор; 16 – циркуляционный насос

На рис. 4.3 показана упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

- упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

- сокращается объем строительных и монтажных работ;

- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

- обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи, топливоприготовления, основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной, циркуляционного водоснабжения, водоподготовки, золоулавливания и золоудаления и электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование вышеназванных систем, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество теплоты, отдает ее циркуляционной воде. Теплота с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном и определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 42 %.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжение 110...220 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт; также сооружаются электростанции мощностью 4,0...6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это, в первую очередь, газообразные окислы углерода, серы, азота, часть из которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух.

Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее – при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть большие выбросы теплоты в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

Конденсационные электростанции загрязняют гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемой из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 20 % теплоты, которая получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряются за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время в современных условиях решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогреваемых прудовых рыбных хозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т.д.

Регенеративный цикл.

Для повышения экономичности работы паротурбинных установок, помимо повышения параметров пара, применяют так называемый регенеративный цикл, при котором питательная вода до ее поступления в котельный агрегат подвергается предварительному нагреву паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. На рис. 4.4, а представлена схема паросиловой установки с регенеративным подогревом питательной воды, где α₁, α₂ и α₃ – доли отбираемого пара из турбины. Изображение процесса в координатах Т, s (рис. 4.4, б) носит условный характер, так как количество рабочего пара (рабочего тела) меняется по длине проточной части турбины, а диаграмма строится для постоянного количества.

Рис. 4.4. Регенеративный подогрев питательной воды в цикле Ренкина:

а – схема установки: 1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3 – паровая турбина с промежуточными отборами пара; 4 – электрогенератор; 5 – конденсатор; 6 – насосы; 7 – регенеративные подогреватели; б – изображение (условное) процесса в координатах Т, s: 1-7 – точки диаграммы

Следует отметить, что поскольку питательной воде передается теплота отобранного пара, включая теплоту парообразования, а при получении работы используется лишь часть теплоты пара, не включающая теплоту парообразования, то потеря работы в результате отборов будет значительно меньше, чем увеличение энтальпии питательной воды. Поэтому в целом КПД цикла возрастает. Однако возрастает и удельный расход пара, так как отобранная часть пара не полностью участвует в совершении работы и для получения заданной мощности его расход надо увеличивать. Правда, это обстоятельство облегчает конструкцию последних ступеней турбин, позволяя уменьшить длину их лопаток.

Применение регенеративного подогрева позволяет, когда это желательно, исключить экономайзер (подогрев питательной воды уходящими газами), использовав теплоту уходящих газов для подогрева поступающего в топку воздуха.

Увеличение КПД при применении регенерации составляет 10-15 %. При этом экономия теплоты в цикле возрастает с повышением начального давления р ₁пара. Это связано с тем, что с повышением р ₁увеличивается температура кипения воды, следовательно, повышается количество теплоты, которое можно подвести к воде при подогреве ее отработавшим паром, В настоящее время регенеративный подогрев применяется на всех крупных электростанциях.

Цикл с промежуточным (вторичным) перегревом пара.

При применении пара высокого давления его влажность в турбине в конце процесса расширения становится значительной даже при очень высокой начальной температуре. Между тем работа турбин на влажном паре недопустима, так как она вызывает увеличение потерь и износ (эрозию) турбинных лопаток в результате механического воздействия на них взвешенных в паре частиц влаги.

При использовании пара высокого давления, повышение его начальной температуры до пределов, допустимых по соображениям прочности металла пароперегревателя и паровой турбины, может оказаться недостаточным для обеспечения допустимой влажности пара в конце его процесса расширения в турбине. Поэтому пар на некоторой стадии расширения приходится отводить из турбины и повергать повторному перегреву в специальном пароперегревателе, после чего повторно перегретый пар вновь вводится в турбину, где и заканчивается процесс его расширения. В результате этого при окончательном расширении пара до принятых на практике давлений влажность его не превышает допустимых значений.

Паротурбинные установки, в которых используется такой метод, называют установками с промежуточным перегревом пара. При правильном, выборе давления отбора пара для его промежуточного перегрева и температуры промежуточного перегрева не только предотвращается чрезмерное увлажнение пара в конце процесса расширения, но и достигается некоторое увеличение термического КПД установки.

Применение одного промежуточного перегрева пара приводит к повышению термического КПД установки на 2-3 %.

Схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара показана на рис. 4.5, а. Изображение процесса на Т– s- и i–s- диаграммах дано на рис. 4.5, б.

Теплофикационный цикл ТЭЦ.

В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям районы должны потреблять большие количества теплоты, целесообразнее прибегать к комбинированной выработке теплоты и электроэнергии. Установки, служащие для комбинированной выработки тепла и электроэнергии, называют теплоэлектроцентралями, они работают по так называемому теплофикационному циклу.

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплотой. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием теплоты отработавшего в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения.

При такой комбинированной выработке электроэнергии и теплоты достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением теплоты от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в < районах (городах) с большим потреблением теплоты и электроэнергии. В России в настоящее время на ТЭЦ производится около 25-30 % всей вырабатываемой электроэнергии.

Рис. 4.5. Промежуточный перегрев пара в цикле Ренкина:

а – схема установки: 1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3 – промежуточный (вторичный) пароперегреватель; 4 – турбина; 5 – электрогенератор; 6 – конденсатор; 7 – насос (питательный); б – изображение процесса на T–s- и I – s -диаграммах: 1, 2, 2', 3, 4, 5, a, b – точки диаграммы

Схема простейшей теплофикационной установки (с основными элементами паросиловой установки) показана на рис. 4.6. Цифрой 6 обозначен потребитель теплоты (например, система отопления).

Рис, 4.6. Схема простейшей теплофикационной установки:

1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3 – генератор; 4 – турбина; 5 – конденсатор; 6 – потребитель теплоты; 7, 8 – насосы

Охлаждающая вода под действием насоса 7 циркулирует по замкнутому контуру, в который включен потребитель теплоты. Температура воды на выходе из конденсатора несколько ниже температуры конденсата t_K, но достаточно высока для обогрева помещений. Конденсат при температуре t_n забирается насосом 8 и после сжатия подается в котел 1. Охлаждающая вода нагревается за счет теплоты; конденсирующего пара и под напором, создаваемым насосом 7, поступает в отопительную систему 6, В ней нагретая вода отдает теплоту окружающей среде, обеспечивая необходимую температуру помещений. На выходе из отопительной системы охлажденная вода вновь поступает в конденсатор и в нем опять нагревается поступающим из турбины паром.

При наличии более или менее постоянного потребителя производственного пара пользуются турбиной, работающей с противодавлением без конденсатора.

В теплофикационных установках используются турбины трех типов (рис. 4.7, б– г):

- с противодавлением р ₂ = 0,12-1,2 МПа;

- ухудшенным вакуумом р ₂ = 0,05-0,09 МПа;

- регулируемыми отборами пара.

Турбины с противодавлением относительно просты, малогабаритны и дешевы, но применяются они мало, поскольку количество электроэнергии, вырабатываемое с их помощью, зависит не от электрических, а от тепловых потребителей, весьма нестабильных.

Турбины с ухудшенным вакуумом при отсутствии тепловых потребителей могут работать с расширением пара до глубокого вакуума, как конденсационные, но выработка электроэнергии у них тоже зависит от расхода теплоты.

Рис. 4.7. Теплофикационный цикл (а) и три типа теплофикационных установок:

с противодавлением (б), ухудшенным вакуумом (в)ирегулируемыми отборами пара (г): 1 – ступень высокого давления турбины; 2 – ступень низкого давления турбины; 3 – регулятор количества отбираемого пара

Только турбины с регулируемыми отборами не имеют отмеченных недостатков, позволяя свободно изменять электрическую и тепловую нагрузки, т.е. работать по свободному графику. Они в основном и применяются на ТЭЦ. На рис. 4.7, г приведена схема такой установки с одним регулируемым (в зависимости от потребителей электроэнергии и теплоты) отбором пара давлением р _отб, которое устанавливается с помощью клапана 3, расположенного на магистрали между ступенями турбины высокого 1 и низкого 2 давлений.

Теплофикационный цикл в координатах Т, s показан на рис. 4.7, а. Площадь, образуемая контуром 7–4– 5– 1–6–7, соответствует теплоте q _пол, превращенной в турбине в механическую работу. Площадь, расположенная под указанным контуром и соответствующая теплоте q ₂ (контур 7– 6–10–9– 7), уносимой охлаждающей водой, в данном теоретическом случае не теряется бесполезно, а используется для целей отопления. Таким образом, общее количество используемой теплоты складывается из q _поли q ₂.

Термический КПД теплофикационного цикла ниже термического КПД соответствующего конденсационного цикла, в котором пар расширяется в турбине до давления p ₂ = 3-5 кПа, выполняя при этом полезную работу, и превращается в охладителе в конденсат, а отнятая от него в конденсаторе теплота полностью теряется с охлаждающей водой. Это объясняется тем, что в теплофикационном цикле конечное давление пара р ₂значительно превосходит обычное давление в конденсаторе паровой турбины, работающей по конденсационному циклу.

Увеличению же давления р_ъ как это видно из Т– s-диаграммы (см. рис. 4.7, а), соответствует сокращение количества теплоты q _полиспользуемой в паровой турбине (уменьшение площади контура 3– 4– 5–1–2–3), и увеличение количества теплоты q ₂, уносимой охлаждающей водой (увеличение площади контура 9– 7–6–10–9), в итоге – уменьшение h_t.

Однако применительно к теплофикационному циклу термический КПД его не может служить полноценной мерой экономичности, поскольку этим КПД не учитывается полезное использование потребителем той части теплоты, которая не превращается в работу, т.е. теплоты q ₂.

Поэтому для оценки экономичности теплофикационных циклов пользуются так называемым коэффициентом использования теплоты, представляющим собой отношение всего количества полезно использованной теплоты, т.е. суммы теплоты, превращенной в работу и равной q _пол и теплоты, использованной потребителем без ее превращения в работу, равной q ₂, ко всему количеству подведенной к рабочему телу теплоты:

Теоретически, поскольку q ₁ = q _noл + q ₂, этот коэффициент равен 1; практически же он колеблется от 0,65 до 0,7; это говорит о том, что в теплофикационном цикле степень использования теплоты почти вдвое больше, чем в чисто конденсационном цикле, и что, следовательно, комбинированный способ выработки теплоты и электрической энергии значительно экономичнее способа их раздельной выработки.

Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 4.8. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не показаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура.

Рис. 4.8. Технологическая схема теплофикационной установки:

ГРУ – генераторное распределительное устройство; Г – генератор; СП – сетевой пароводяной подогреватель; СН – сетевой насос; ПН – питательный насос

При расширении в турбине часть пара с давлением р _от6 = 0,9-1,2 МПа отбирается и отводится в сетевой пароводяной подогреватель СП, через который сетевым насосом СН прогоняется вода, используемая для отопления зданий и для других нужд городского хозяйства и промышленных предприятий.

На производство пар подается в тех случаях, когда вблизи станции имеются промышленные предприятия, которым требуется пар для технологического процесса. Количество отбираемого от промежуточных ступеней турбины пара определяется потребностью тепловых потребителей в горячей воде и паре.

Использование для теплофикации частично отработавшего пара из промежуточных ступеней турбины уменьшает количество пара, поступающего в ее конденсатор, следовательно, и потери теплоты с циркуляционной водой. Всю теплоту, содержащуюся в горячей воде и паре, которые поступают со станции в теплофикационную сеть, считают полезно отпущенной теплотой.

Коэффициент использования теплоты (h_ит) теплоэлектроцентралей, учитывающий отпуск потребителям данных видов энергии – электрической и тепловой, – составляет 70 % и более. Этот показатель характеризует общее использование энергии топлива па ТЭЦ. Очевидно, что экономичность работы ТЭЦ зависит от величины отбора пара на теплофикацию. С уменьшением количества пара, поступающего в конденсаторы теплофикационных турбин, КПД теплоэлектроцентрали возрастает.

Минимально возможное количество пара, проходящего последние ступени турбины и поступающего в конденсатор, указывается заводом-изготовителем турбины из соображений работы ее последних ступеней. В случае полного отсутствия отпуска теплоты в теплофикационную сеть турбины работают в конденсационном режиме, при этом КПД станции обычно не превышает 35 %.

Из сказанного следует, что наиболее экономичным режимом работы ТЭЦ является ее работа по графику теплового потребления, т. е. при регулировании поступления пара в турбины соответственно отбору его на теплофикацию при минимальном пропуске пара в конденсатор.

Так как режимы работы тепловых и электрических потребителей различны, то осуществление указанного режима работы ТЭЦ возможно только при ее параллельной работе с другими электростанциями энергосистемы – тепловыми и гидроэлектрическими.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство ГРУ (см. рис. 4.8). Избыток мощности выдается, как и в случае с КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Теплоэлектроцентрали размещают преимущественно в крупных промышленных центрах и поэтому к ним предъявляют повышенные требования по охране окружающей среды. Так, для уменьшения вредных выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо а также высококачественные угли.

Газотурбинные установки

В отличие от паротурбинного цикла (паросилового цикла Ренкина для водяного пара), в циклах газотурбинных установок (ГТУ) рабочим телом служат нагретые до высокой температуры сжатые газы. В качестве таких газов чаще всего используют смесь воздуха и продуктов сгорания жидкого (или газообразного) топлива.

Технологическая схема электростанции с газовыми турбинами (ГТУ с подводом теплоты при р = const) представлена на рис. 4.9. Воздушный компрессор К сжимает атмосферный воздух, повышая его давление с р_{ до р₂, и непрерывно подает его в камеру сгорания КС. Туда специальным насосом непрерывно подается необходимое количество жидкого или газообразного топлива. Образующиеся в камере продукты сгорания выходят из нее с температурой Т₃ и практически с тем же давлением р₂ (если не учитывать сопротивления), что и на выходе из компрессора (р₂ = Рз).

Рис. 4.9. Технологическая схема электростанции с газовыми турбинами: 2 – вход и выход воздуха в компрессоре; 3, 4 – вход и выход газа в турбине; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; Г – генератор; Т – трансформатор; РУВН – распределительное устройство высокого напряжения; М – пусковой двигатель

Следовательно, горение топлива (т.е. подвод теплоты) происходит при постоянном давлении.

В газовой турбине продукты сгорания адиабатно расширяются (рис. 4.10), в результате чего их температура снижается до Т ₄, а давление уменьшается до атмосферного р ₁. Весь перепад давлений р ₃ – р ₁ используется для получения технической работы в турбине l _тех. Большая часть этой работы l _к расходуется на привод компрессора; разность l _тех - l _к затрачивается на производство электроэнергии в электрическом генераторе Г (см. рис. 4.9) или на другие цели. Эта разность и составляет полезную работу цикла (расход энергии на привод топливного насоса невелик, и в первом приближении его можно не учитывать).

Заменив сгорание топлива изобарным подводом теплоты (см. линия 2–3 на рис. 4.10), а охлаждение выброшенных в атмосферу продуктов сгорания – изобарным отводом теплоты (линия 4–1), получим цикл газотурбинной установки 1–2–3–4.

Полезной работе I _ц на p–v- диаграмме соответствует площадь, заключенная внутри контура цикла (площадь 1–2–3–4). На рис. 4.10, а видно, что полезная работа равна разности между технической работой, полученной в турбине (площадь 6–3–4–5), и технической работой, затраченной на привод компрессора (площадь 6–2–1–5). Площадь 1–2–3–4 цикла на Т– s-диаграмме (см. рис. 4.10, б) эквивалентна этой же полезной работе. Теплота, превращенная в работу, определяется как разность между количествами подведенной q ₁ (площадь 8–2–3– 7) и отведенной q ₂ (площадь 1–4–7–8) теплоты. Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ

(теплоемкость с_р принята для простоты постоянной).

Рис. 4.10. Цикл газотурбинной установки:

а – на р–v -диаграмме; б – на Т–s- диаграмме

Одной из основных характеристик цикла газотурбинной установки является степень повышения давления в компрессоре p, равная отношению давления воздуха после компрессора р ₂ к давлению перед ним р ₁. Выразим отношение температур в формуле (4.2) через степень повышения давления p = р ₂ /р ₁ из уравнения адиабаты:

Поскольку р ₄ = р ₁ и р ₃ = р ₂, после ряда преобразований из (4.2) получим

По формуле (4.3) при k = 1,33 находим КПД идеального цикла h _t в зависимости от степени повышения давления p:

p
h t %	16,0	24,0	29,0	33,0	36,0	38,5	40,5	42,0	43,05

Коэффициент полезного действия идеального цикла непрерывно возрастает с увеличением p. Это связано с увеличением температуры в конце процесса сжатия Т ₂и соответственно температуры газов перед турбиной Т ₃.

На рис. 4.10, б отчетливо видно, что цикл 1–2'–3'–4, в котором p больше, экономичнее цикла 1–2–3–4, так как по линии 2'–3' подводится больше теплоты q ₁чем по линии 2–3, при том же количестве отведенной в процессе 4–1 теплоты q ₂. При этом Т' ₂и Т' ₃ выше, чем соответственно Т ₂и T ₃.

К сожалению, максимальная температура газов перед турбиной ограничивается жаропрочностью металла, из которого делают ее основные элементы. Для авиационных двигателей эта температура составляет 1100-1200 °С, а для стационарных 750-850 °С. Поэтому приходится сознательно идти на снижение температуры горения топлива (за счет подачи излишнего количества воздуха).

При определении оптимального значения тс для заданной начальной температуры газа стремятся не только к более высокому КПД, но и к минимальному расходу газа на единицу вырабатываемой мощности. Чем меньше этот расход, тем меньше размеры турбины и компрессора, а следовательно, размеры всей установки. Значение тс, отвечающее максимуму rj,, не совпадает со значением тс, отвечающим минимуму расхода газа.

Оптимальные значения тс находятся в диапазоне 3-6, в некоторых случаях 10-12.

Основу современных газотурбинных электростанций России составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВт.

Таблица 4.1. Основные характеристики газотурбинных электростанций

Параметр	ГТЭС-2,5	ГТЭС-4	ГТЭС-5	ГТЭС-6	ГТЭС-12	ГТЭС-16	ГТЭС-25
Электрическая мощ­ность, кВт
Линейное напряжение, кВ	6,3 или 10,5
Частота, Гц
КПД ГТУ, %, не менее	21,4	24,0	26,0	27,0	34,5	37,0	40,0
КПД генератора, %, не менее
КПД ГТУ с утилизационным теплообменником, %	48...60
КПД ГТУ с паровым котлом, %	72...87
Вид топлива	Природный газ, попутный нефтяной газ, жидкое топливо
Расход топливного газа, кг/ч
Давление топливного газа, кг/см2	12...16	18......22	24...32
Температура топливного газа, °С	5...50
Тепловая мощность, Гкал/ч	6,0 1	8,2	9,5	10,7	16,7	20,7	30,1
Уровень выбросов NOx/CO, мг/нм3	50/100
Уровень звуковой мощности, дБА, не более	При обслуживании — 80, на расстоянии 700 м — 45
Ресурс до капитального ремонта, ч	25 000, по техническому состоянию — до 35 000
Ресурс назначенный, ч	100 000, по техническому состоянию — до 120000

В последние годы для электроснабжения газовых и нефтяных месторождений получили широкое распространение газотурбинные электростанции мощностью 2,5-25,0 МВт. В табл. 4.1 приведены основные характеристики газотурбинных электростанций, произведенных ЗАО «Искра-Энергетика».

Парогазовые установки

Высокий уровень температур при подводе теплоты в газотурбинной установке и низкий уровень отвода теплоты в паротурбинной установке привели к развитию комбинированного парогазового цикла, который применяется при разнообразных сочетаниях двух рабочих тел: газа и водяного пара. Парогазовый цикл содержит газотурбинную ступень в области высоких температур и паротурбинную в области низких. Отработавший в газовой турбине газ отдает свою теплоту в паротурбинной ступени для целей промежуточного перегрева пара, для нагрева питательной воды, получения пара низкого давления в котле-утилизаторе и др. На рис. 4.11, а представлена простейшая схема парогазовой установки.

Рис. 4.11. Схема парогазовой установки (а)и ее идеальный цикл на Т–s- диаграмме (б):

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4, 7 – электрогенераторы; 5 – котлоагрегат; 6 – паровая турбина; 8 – конденсатор; 9 – насос; 10 – подогреватель

В камеру сгорания 2 подается топливо и компрессором 1 – сжатый воздух. Продукты сгорания, отработав в газовой турбине 3, поступают в подогреватель 10, где нагревают питательную воду, поступающую в котел, и удаляются в атмосферу. Перегретый пар, получаемый в котлоагрегате 5, расширяется в паровой турбине 6 и конденсируется в конденсаторе 8. Конденсат насосом 9 перекачивается в подогреватель 10, где нагревается и поступает затем в котел.

Полезная мощность, вырабатываемая газовой и паровой турбинами, передается генераторам электрического тока 4 и 7. Соотношение между количеством отработавших газов и количеством подогреваемой питательной воды определяется из условия, что количество теплоты, отдаваемой отработавшими газами, должно равняться количеству теплоты, необходимой для подогрева питательной воды до расчетной температуры.

Цикл парогазовой установки на T–s -диаграмме (рис. 4.11, б) строится для 1 кг питательной воды и количества газов, приходящихся на 1 кг воды. Цикл газотурбинной части установки 7– 2–3–4–5–1, цикл Ренкина паротурбинной части 6–7–8–8'–9 –9'–6.

При раздельном осуществлении газотурбинной и паротурбинной установок теплота, подводимая в цикле газотурбинной установки, выражается площадью контура a–1–2–d, а полезная работа – площадью контура 1–2–3–4–5. Теплота, подводимая в цикле паротурбинной установки, выражается площадью контура с–6–7–8–8'–9–f, а полезная работа – площадью контура 6– 7– 8–8'–9–9'–6. Количество теплоты, определяемое площадью контура 3–5–a–d, бесполезно отдается в процессе 3–5 отработавшими газами окружающей среде. В парогазовой же установке количество теплоты, определяемое площадью 3–4–b–d, отдается в процессе 3–4 отработавшими газами питательной воде.

Эта площадь равна площади контура с–6–7–е (заштриховано), определяющей количество теплоты, получаемой в процессе 6–7 питательной водой. Следовательно, при одинаковой мощности количество теплоты, подводимое к газовой установке, по сравнению с количеством теплоты, подведенной к паротурбинной установке, уменьшается на величину площади контура с–6–7–е. Этот выигрыш в расходе теплоты и определяет эффективность рассматриваемой парогазовой установки.

В парогазовой установке термический КПД общего цикла больше, чем КПД каждого из составных циклов (газового и пароводяного), следовательно, наибольшего из них. Цикл строится для 1 кг воды и соответствующего количества газа на 1 кг воды, определяемого из теплового баланса подогревателя.

Атомные электростанции

Общие положения. Атомные электростанции (АЭС) – это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций (см. подразд. 1.2).

Возможность использования ядерного топлива, в основном урана ²³⁵U, в качестве источника теплоты связана с осуществлением цепной реакции деления вещества и выделением при этом огромного количества энергии. Самоподдерживающаяся и регулируемая цепная реакция деления ядер урана обеспечивается в ядерном реакторе. Ввиду эффективности деления ядер урана ²³⁵U при бомбардировке их медленными тепловыми нейтронами пока преобладают реакторы на медленных тепловых нейтронах. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана ²³⁵U, содержание которого в природном уране составляет 0,714%; основная масса урана – изотоп ²³⁸U (99,28 %). Ядерное топливо используют обычно в твердом виде.

Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называют твэлами, их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую тщательно очищают.

Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

При делении ядер урана или плутония образуются быстрые нейтроны, энергия которых велика. В природном или слабообогащенном уране, где содержание ²³⁵U невелико, цепная реакция на быстрых нейтронах не развивается. Поэтому быстрые нейтроны замедляют до тепловых (медленных) нейтронов. В качестве замедлителей используют вещества, которые содержат элементы с малой атомной массой, обладающие низкой поглощающей способностью по отношению к нейтронам. Основными замедлителями являются вода, тяжелая вода, графит.

В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако перспективным направлением является использование реакторов на быстрых нейтронах с расширенным воспроизводством ядерного горючего – плутония; таким образом может быть использована большая часть ²³⁸U.

На атомных станциях России используют ядерные реакторы следующих основных типов:

- РБМК (реактор большой мощности, канальный) – реактор на тепловых нейтронах, водо-графитовый;

- ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) – реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;

- БН – реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Единичная мощность ядерных энергоблоков достигла 1500 МВт. В настоящее время считается, что единичная мощность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображениями, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами.

Действующие в настоящее время АЭС по технологическим требованиям работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с продолжительностью использования установленной мощности 6500-7000 ч/год.

Схемы АЭС. Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя, а также от ряда других факторов. Схема может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной.

На рис. 4.12 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реактором типа ВВЭР. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

Атомные электростанции так же, как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.

Ядерное топливо обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг ²³⁵U заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части России.

Атомные электростанции выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. В настоящее время разработаны реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. При этом энергоблоки формируются следующим образом: реактор сочетается с двумя турбоагрегатами (реактор ВВЭР-440 и два турбоагрегата по 220 МВт; реактор ВВЭР-1000 и два турбоагрегата по 500 МВт; реактор РБМК-1500 и два турбоагрегата по 750 МВт) или с турбоагрегатом одинаковой мощности (реактор 1000 МВт и турбоагрегат 1000 МВт единичной мощности).

Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, которые могут использоваться для получения теплоты и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного топлива. Реактор типа БН имеет активную зону (рис. 4.13, а), где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из ²³⁸U, который обычно в ядерных реакциях не применяется, и превращают его в плутоний ²³⁹Ри, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного топлива. Теплота ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

Рис. 4.12. Технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР:

1 – реактор; 2 – парогенератор; 3 – турбина; 4 – трансформатор; 5 – генератор; 6 – конденсатор турбины; 7 – конденсатный (питательный) насос; 8 – главный циркуляционный насос

Схема АЭС с реактором типа БН (рис. 4.13, б)трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура являются вода и водяной пар.

В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600.

Атомные электростанции не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Особенностью АЭС является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.

Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, принимают специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создают санитарно-защитную зону.

Рис. 4.13. Атомная электростанция с реактором типа БН:

а – схема выполнения активной зоны реактора; б – технологическая схема:

1 – реактор; 2 – теплообменник первого контура; 3 – теплообменник (барабан) второго контура; 4 – паровая турбина; 5 – повышающий трансформатор; 6 – генератор; 7– конденсатор; 8, 9, 10 – насосы

Применение атомной энергии позволяет расширить энергетические ресурсы, способствуя этим сохранению ресурсов органического топлива, снизить стоимость электрической энергии, что особенно важно для районов, удаленных от источников топлива, снизить загрязнение атмосферы, разгрузить транспорт, занятый перевозкой топлива, помочь в снабжении электроэнергией и теплотой производств, использующих новые технологии (например, занятых опреснением морской воды и расширением ресурсов пресной воды).

Что касается загрязнения среды, то при использовании АЭС отпадает проблема нехватки кислорода в среде, которая характерна для тепловой электростанции по причине его использования для горения органического топлива. Отсутствует выброс с дымовыми газами золы. В связи с проблемой борьбы с загрязнением воздушной среды важно отметить целесообразность внедрения также атомных ТЭЦ, так как ТЭЦ обычно располагаются вблизи тепловых потребителей, промышленных узлов и крупных населенных пунктов, где чистота среды особенно необходима.

При работе АЭС, не потребляющих органическое топливо (уголь, нефть, газ), в атмосферу не выбрасываются окислы серы, азота, углекислый газ. Это позволяет снизить парниковый эффект, ведущий к глобальному изменению климата.

Во многих странах атомные станции уже вырабатывают более половины электроэнергии (во Франции – около 75%, в Бельгии – около 65 %), в России только 15 %.

Уроки аварии на Чернобыльской АЭС (апрель 1986 г.) потребовали существенно (во много раз) повысить безопасность АЭС и заставили отказаться от строительства АЭС в густонаселенных и сейсмоактивных районах. Тем не менее с учетом экологической ситуации атомную энергетику следует рассматривать как перспективную.

В России на АЭС стабильно вырабатывалось около 1,20 млрд кВт-ч электрической энергии в год.

По данным Росэнергоатома, будет наблюдаться дальнейшее развитие атомной энергетики как по мощности АЭС, так и по количеству вырабатываемой электрической энергии на АЭС России.

Контрольные вопросы

1. Перечислите типы электростанций по производству электрической и тепловой энергии.

2. Опишите тепловую схему ТЭС и основной принцип ее работы.

3. Перечислите основные способы увеличения КПД тепловой паротурбинной станции.

4. Укажите основной термодинамический принцип теплофикации на ТЭЦ.

5. Что такое коэффициент использования тепла ТЭЦ?

6. Опишите принцип действия газотурбинной установки.

7. В чем заключается принцип работы парогазовой установки?

8. Опишите тепловую схему АЭС.