Технологическая схема тэц принцип работы. Что такое АЭС, ТЭЦ и ТЭС? Сравнение российских тэц с иностранными

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее .

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу - вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, ) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на 110-750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок - система 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500-2500 мВт.

Такие сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35-220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

На рис. 1 показана принципиальная тепловая схема промышленно-отопительной ТЭЦ, где введены следующие обозначения: ПГ - парогенератор; Г - генератор; К - конденсатор; П1, П2, П3 - подогреватели высокого давления; ПН - питательный насос; ДПВ - деаэратор питательной воды; П4, П5, П6, П7 - подогреватели низкого давления; СМ1, СМ2, СМ3 - смесители; КН - конденсатный насос; ДН - дренажные насосы; СНI, СНII - сетевые насосы первой и второй ступени; НС, ВС - нижний и верхний сетевой подогреватель; ПВК - пиковый водогрейный котел; ТП - тепловой потребитель; ДКВ - деаэратор обратного конденсата и добавочной воды; Р - расширитель продувочной воды; ОП - охладитель продувочной воды.

Массовые расходы на рис. 1 обозначены следующим образом: D 0 - расход свежего пара; D к - пропуск пара в конденсатор; D 1 , D 2 , D 3 , D 4 , D 5 , D 6 , D 7 - расходы греющего пара на подогреватели; D п - расход пара на производственные нужды; D о.к - расход обратного конденсата; D в.с - расход греющего пара на верхнюю ступень сетевого подогревателя; D н.с - расход греющего пара на нижнюю ступень сетевого подогревателя; D д - расход греющего пара на деаэратор питательной воды; D д(в) - расход греющего пара на деаэратор обратного конденсата и добавочной воды; D пг - паропроизводительность парогенератора; D ут - потери от утечек; D пр - расход продувочной воды; Dґ пр - потери с продувочной водой; Dґ п - выпар из расширителя продувочной воды.

Турбоустановка ПТ имеет параметры свежего пара р 0 = 13 МПа, t 0 = 560 °С; давление в конденсаторе турбины составляет р к = 4 кПа. Коэффициент полезного действия парогенератора пг = 0,92; электромеханический к.п.д. турбины эм = 0,98; к.п.д. транспорта определяется потерями от утечек пара. Турбина имеет производственный отбор с давлением р п = 1,2 МПа в количестве D п т/ч (выбирается согласно варианту) и два теплофикационных отбора с номинальным отпуском тепла Q т0 МВт при расчетном режиме, соответствующем температуре наружного воздуха -5°С. Доля обратного конденсата от производственного потребителя составляет о.к % (от расхода отпущенного пара). Температура обратного конденсата t о.к = 70 °С.

Турбина ПТ двухцилиндровая, расход свежего пара на турбину D 0 =850 т/ч. Внутренний относительный к.п.д. цилиндра высокого давления составляет =0,88; внутренний относительный к.п.д. цилиндра низкого давления составляет =0,8. Потери пара и конденсата от утечек в долях от расхода свежего пара составляют ут =1%. Расход продувочной воды в долях от паропроизводительности парогенератора составляет пр =1,5%. Промышленный отбор осуществляется после цилиндра высокого давления (ЦВД), пар на подогрев сетевой воды отбирается из цилиндра низкого давления (ЦНД).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в четырех подогревателях низкого давления, в деаэраторе питательной воды ДКВ с давлением 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления. Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара.

Пар на подогреватели П1 и П2 отбирается отбирается из ЦВД, на подогреватель П3 и деаэратор ДПВ - из регулируемого промышленного отбора за ЦВД, на подогреватели П4 и П5 - из нерегулируемых отборов ЦНД, и на подогреватели П6 и П7 - из регулируемых теплофикационных отборов.

Подогреватели П1 и П2 имеют встроенные охладители дренажа. Энтальпия охлажденного дренажа превышает энтальпию воды на входе в данный подогреватель на величину од = 25 кДж/кг. Недогрев воды до температуры конденсации греющего пара в подогревателях высокого давления (П1, П2, П3) составляет нед = 3 °С, в подогревателях низкого давления (П4, П5, П6, П7) - нед = 5 °С.

Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из П4 дренаж сливается в П5 и затем в П6, откуда дренажным насосом подается в смеситель СМ1 на линии основного конденсата между П5 и П6. Из П7 дренаж сливается в смеситель СМ3 перед конденсатным насосом КН.

Конденсат греющего пара из верхнего и нижнего сетевых подогревателей ВС и НС соответственно подаются дренажными насосами в смесители СМ1 между подогревателями П5 и П6 и СМ2 между подогревателями П6 и П7. Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях. На входе в нижний сетевой подогреватель температура обратной сетевой воды составляет t о.с = 35 °С. Недогрев сетевой воды до температуры конденсации греющего пара в обоих подогревателях составляет нед = 2 °С. Насосы сетевой воды СНI установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы СНII - после сетевых подогревателей, перед пиковыми водогрейными котлами ПВК. Добавочная вода, восполняющая потери пара и конденсата, подогревается сначала в охладителе продувочной воды ОП, затем в деаэраторе ДКВ, где подогревается также обратный конденсат производственного отбора. В охладителе продувки ОП продувочная вода охлаждается до температуры, которая на о.п = 10 °С превышает температуру добавочной воды, нагретой в охладителе продувки. Исходная температура добавочной воды t дв = 20 °С. Деаэратор ДКВ обогревается паром из верхнего теплофикационного отбора, давление в деаэраторе поддерживается равным 0,12 МПа. Общий поток воды из ДКВ перекачивается в смеситель СМ1.Значения давлений пара в отборах турбины приведены в таблице 1. Остальные параметры приведены в таблице 2.

Тепловая часть электрических станций достаточно подробно рассматривается в курсе «Общая энергетика». Однако здесь, в этом курсе, целесообразно вернуться к рассмотрению некоторых вопросов тепловой части. Но это рассмотрение необходимо произвести с точки зрения влияния ее на электрическую часть электрических станций.

2.1. Схемы конденсационных электростанций (КЭС)

В котел питательным насосом (ПН) подается также питательная вода, которая под действием высокой температуры превращается в пар. Таким образом, на выходе котла получают острый пар с параметрами: p=3...30 МПа, t=400...650°С. Острый пар подается в паровую турбину (Т). Здесь энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Эта энергия передается электрическому синхронному генератору (Г), где она преобразуется в электрическую энергию.

Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор (К) (поэтому эти станции называют конденсационными), охлаждается холодной водой и конденсируется. Конденсат конденсатным насосом (КН) подается в систему водоподготовки (СВП), а затем, после пополнения химически очищенной водой (теперь он называется питательной водой), питательным насосом подается в котел.

Источниками холодной воды, которая подается в конденсатор циркуляционным насосом (ЦН), могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также градирни и брызгальные бассейны. Пропуск основной части пара через конденсатор приводит к тому, что 60...70 % тепловой энергии, вырабатываемой котлом, уносится циркуляционной водой.

Газообразные продукты сгорания топлива из котла удаляются дымососами (Дс) и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу высотой 100...250 м (самая высокая труба высотой 420 м занесена в книгу рекордов Гиннесса), а твердые частицы системой гидрозолоудаления (ГЗУ) отправляются на золоотвал.

Все эти устройства и агрегаты (питатели пыли, дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы и т.д.) предназначенные для обеспечения технологического процесса и нормальной работы основного оборудования (котлов, турбин, генераторов) называются механизмами собственных нужд (С.Н.). На блочных станциях механизмы С.Н. делятся на блочные, предназначенные для обеспечения работы только одного блока, и общестанционные – для работы станции в целом.

Основными механизмами С.Н. являются:

– дутьевой вентилятор (ДВ) для подачи воздуха в котел;

– дымосос (Дс) для выброса газообразных (и в значительной степени твердых во взвешенном состоянии частиц) продуктов сгорания топлива из котла в дымовую трубу высотой 100...250 м (420 м в книге Гиннесса);

– циркуляционный насос (ЦН) для подачи в конденсатор холодной циркуляционной воды;

– конденсатный насос (КН) для откачки конденсата из конденсатора;

– питательный насос (ПН) для подачи питательной воды в котел и для создания требуемого давления в технологическом контуре.

На электростанции используются и другие механизмы собственных нужд для топливоподачи и топливоприготовления, в системе химводоочистки и шлако-золоудаления, в системах регулирования различных задвижек, кранов и вентилей и т.д. и т.п. Все их в рамках данного курса перечислять не целесообразно, но тем не мене большинство из них мы рассмотрим в процессе изучения материала.

Механизмы С.Н. делятся на ответственные и неответственные .

Ответственными являются те механизмы, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременный перерыв в работе неответственных механизмов собственных нужд не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако чтобы не расстраивать технологического цикла производства электроэнергии, спустя небольшой промежуток времени они вновь должны быть запущены в работу.

В котельном отделении ответственными механизмами являются дымососы, дутьевые вентиляторы, питатели пыли. Прекращение работы дымососов, дутьевых вентиляторов и питателей пыли приводит к погасанию факела и остановке парового котла. К неответственным относятся смывные и багерные насосы системы гидрозолоудаления (ГЗУ), а также электрофильтры.

К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и маслонасосы системы уплотнения вала генераторов. К неответственным механизмам относятся сливные насосы регенеративных подогревателей, дренажные насосы, эжекторы.

Важное место в технологическом цикле станции занимают питательные насосы, подающие питательную воду в паровые котлы. Мощность электроприводов питательных насосов высокого давления достигает 40 % (для газомазутных КЭС) общей мощности потребителей собственных нужд, т.е. нескольких мегаватт. Остановка питательных насосов приводит к аварийному отключению паровых котлов технологическими защитами. Особенно тяжело переносят такую остановку прямоточные котлы блочных электростанций.

Отключение конденсатных и циркуляционных насосов приводит к срыву вакуума турбин и к их аварийной остановке.

К числу особо ответственных механизмов собственных нужд, останов которых может привести к повреждению основных агрегатов, следует отнести маслонасосы системы смазки турбогенератора и уплотнения вала генератора. Отказ во включении резервных масляных насосов во время аварийной остановки станции с потерей питания собственных нужд может привести к срыву маслоснабжения подшипников турбины и генератора и выплавлению их вкладышей. Поэтому питание маслонасосов турбин и уплотнений вала генератора резервируется аккумуляторными батареями.

Особое место на ТЭС занимают механизмы топливоприготовления и топливоподачи: дробилки, мельницы для размола угля, мельничные вентиляторы, конвейеры и транспортеры топливоподачи и бункеров пылезавода, краны перегружатели на складе угля, вагоноопрокидыватели. Кратковременная остановка этих механизмов обычно не приводит к расстройству технологического цикла производства электрической и тепловой энергии, и поэтому эти механизмы можно отнести к неответственным. Действительно, в бункерах всегда имеется запас сырого угля, и поэтому останов транспортеров или угледробильных устройств не приводит к прекращению подачи топлива в топочные камеры. Допускается останов и барабанных шаровых мельниц, так как при их использовании на электростанциях обычно имеются промежуточные бункеры с запасом угольной пыли, рассчитанным примерно на два часа работы котла с номинальной производительностью. В случае применения молотковых мельниц промежуточных бункеров обычно не предусматривают, но на каждый котел устанавливают не менее трех мельниц. При остановке одной из них оставшиеся обеспечивают не менее 90 % производительности.

К общестанционным механизмам относят насосы химводоочистки и хозяйственного водоснабжения. Большинство из них можно отнести к неответственным потребителям, так как кратковременная остановка насосов химводоочистки не должна привести к аварийному режиму в снабжении водой котельных агрегатов. Исключением являются насосы подачи химически очищенной воды в турбинное отделение, так как при нарушении баланса между их производительностью и расходом питательной воды возможна аварийная ситуация на станции.

К механизмам общестанционного назначения относятся также резервные возбудители, насосы кислотной промывки, противопожарные насосы (эти механизмы при нормальных условиях эксплуатации агрегатов не работают), вентиляционные устройства, компрессоры воздушных магестралей, крановое хозяйство, мастерские, зарядные устройства аккумуляторных батарей, механизмы открытого распределительного устройства и объединенного вспомогательного корпуса. Большинство этих механизмов можно классифицировать как неответственные. Ответственными являются некоторые из вспомогательных механизмов электрической части станции: двигатель-генераторы питателей пыли и вентиляторы охлаждения мощных трансформаторов, осуществляющие обдув маслоохладителей и принудительную циркуляцию масла. При работе генератора на резервном возбудителе последний также относится к ответственным механизмам собственных нужд.

В качестве приводов механизмов собственных нужд, как правило, используются электродвигатели и только на станциях с блоками большей мощности для снижения токов короткого замыкания в системе электроснабжения собственных нужд могут применяться паровые турбины (об этом речь пойдет ниже). Для питания электропотребителей С.Н. на станциях предусматривается система электроснабжения С.Н. со специальным источником питания, в качестве которого обычно используют трансформатор ТСН, включенный на генераторное напряжение.

Особенности КЭС следующие :

1) строятся по возможности ближе к месторождениям топлива или потребления электрической энергии;

2) подавляющую часть вырабатываемой электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений (110...750 кВ);

Первые два пункта определяют назначение станций конденсационного типа – электроснабжение районных сетей (если станция строится в районе потребления электрической энергии) и выдача мощности в систему (при строительстве станции в местах добычи топлива).

3) работают по свободному (не зависящему от тепловых потребителей) графику выработки электроэнергии – мощность может меняться от расчетного максимума до технологического минимума (определяемого в основном устойчивостью горения факела в котле);

4) низкоманевренны – разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требуют примерно 3...10 ч;

Пункты 3 и 4 определяют режим работы таких станций – они работают в основном в базовой части графика нагрузки системы.

5) требуют большего количества охлаждающей воды для подачи ее в конденсаторы турбин;

Эта особенность определяет строительную площадку станции – вблизи водоема с достаточным количеством воды.

6) имеют относительно низкий КПД – 30...40 %.

1.2. Схемы ТЭЦ

Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Поэтому в отличие от КЭС на ТЭЦ кроме электрической энергии производят тепло в виде пара или горячей воды для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения . Для этих целей на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине . При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным электроснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных .

Наибольшее применение на ТЭЦ получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами. Регулируемые отборы позволяют независимо регулировать в известных пределах отпуск тепла и выработку электроэнергии.

При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденсаторы. При большом и постоянном потреблении пара в технологических процессах применяют также турбины с противодавлением без конденсаторов. Рабочая мощность таких агрегатов полностью определяется тепловой нагрузкой . Наибольшее распространение получили агрегаты мощностью 50 МВт и выше (до 250 МВт).

Механизмы собственных нужд на ТЭЦ аналогичны механизмам на КЭС, но дополненные механизмами, обеспечивающими выдачу тепловой энергии потребителю. К ним относятся: сетевые насосы (СН), конденсатные насосы бойлеров, насосы подпитки теплосети, насосы обратного конденсата (НОК), другие механизмы.

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии существенно усложняет технологическую схему ТЭЦ и обуславливает зависимость выработки электрической энергии от теплового потребителя. Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбины и в конденсаторы . Кроме того, во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее должен быть обеспечен пропуск определенного количества пара во всех режимах . Экономичность электростанции при этом снижается . При снижении электрической нагрузки на ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром котла .

Радиус действия мощных ТЭЦ – снабжения горячей водой для отопления – не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 45 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,8...1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2...3 км.

При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300...500 МВт. Лишь в самых больших городах (Москве, Санкт Петербурге) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000...1500 МВт .

Особенности ТЭЦ следующие :

1) строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

2) обычно работают на привозном топливе (большинство ТЭЦ использует газ, транспортируемый по газопроводам );

3) большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);

4) работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от теплового потребителя);

5) низкоманевренны (как и КЭС);

6) имеют относительно высокий суммарный КПД (60...75 % при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды).

1.3. Схемы АЭС

Атомные электрические станции – это тепловые стан-ции, использующие энергию ядерных реакций. Тепловая энергия, выделяющаяся в реакторе при реакции деления ядер урана, отводится из активной зоны с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую подвергают тщательной очистке в неорганических фильтрах .

Атомные электростанции проектируются и сооружаются с реакторами различного типа на тепловых или быстрых нейтронах по одноконтурной, двухконтурной или трехконтурной схеме. Оборудование последнего контура, включающего турбину и конденсатор, аналогично оборудованию тепловых электростанций. Первый, радиоактивный контур содержит реактор, парогенератор и питательный насос .

На атомных станциях СНГ используются 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 (быстрые нейтроны) – 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 .

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

Рис. 2.6. Одноконтурная схема АЭС

Одноконтурная схема с кипящим реактором и графитовым замедлителем типа РБМК-1000 применена на Ленинградской АЭС. Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генераторами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту .

Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом, схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С .

Первая в мире промышленная Обнинская АЭС мощностью 5 МВт была пущена в эксплуатацию в СССР 27 июня 1954 г. В 1956...1957 гг. были пущены агрегаты АЭС в Англии (Колдер-Холл мощностью 92 МВт) и в США (АЭС Шиппингпорт мощностью 60 МВт). В дальнейшем программы строительства АЭС стали форсироваться в Англии, США, Японии, Франции, Канаде, ФРГ, Швеции и в ряде других стран. Предполагалось, что к 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС в мире может достигнуть 50 % общей выработки электроэнергии. Однако в настоящее время темпы развития атомной энергетики в мире в силу ряда причин существенно снизились .

Особенности АЭС следующие :

1) могут строиться в любом географическом месте, в том числе в труднодоступном;

2) по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;

3) требуют малого количества топлива;

4) могут работать по свободному графику нагрузки;

5) чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учетом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы (продолжительность использования установленной мощности 6500...7000 ч/год );

6) слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.

1.4. Схемы ГЭС

При сооружении ГЭС обычно преследуют цель:

Выработки электроэнергии;

Улучшение условий судоходства по реке;

Улучшение условий орошения прилегающих земель.

Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора (разницы уровней верхнего и нижнего бьефа) .

Агрегаты для каждой ГЭС, как правило, проектируются индивидуально, применительно к характеристикам данной ГЭС .

При небольших напорах строят русловые (Угличская и Рыбинская ГЭС) или совмещенные (Волжские ГЭС имени В.И.Ленина и имени XXII съезда КПСС) гидроэлектростанции, а при значительных напорах (более 30...35 м) – приплотинные ГЭС (ДнепроГЭС, Братская ГЭС). В горных районах сооружают деривационные ГЭС (ГюмюшГЭС, ФархадГЭС) с большими напорами при малых расходах .

Рис. 6

ГЭС обычно имеют водохранилища, позволяющие аккумулировать воду и регулировать ее расход и, следовательно, рабочую мощность станции так, чтобы обеспечить наивыгоднейший режим для энергосистемы в целом.

Процесс регулирования заключается в следующем. В течении некоторого времени, когда нагрузка энергосистемы мала (или естественный приток воды в реке велик), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище, а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время, когда нагрузка системы велика (или приток воды мал), ГЭС расходует воду в количестве, превышающем естественный приток. При этом расходуется вода, накопленная в водохранилище, а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время, необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища, может составлять сутки, неделю, несколько месяцев и более. В течении этого времени ГЭС может израсходовать строго определенное количество воды, определяемое естественным притоком.

При совместной работе ГЭС с ТЭС и АЭС нагрузку энергосистемы распределяют между ними так, чтобы при заданном расходе воды в течение рассматриваемого периода обеспечить спрос на электроэнергию с минимальным расходом топлива (или минимальными затратами на топливо) в системе. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что в течении большей части года гидроэлектростанции целесообразно использовать в пиковом режиме. Это означает, что в течении суток рабочая мощность ГЭС должна изменяться в широких пределах - от минимальной в часы, когда нагрузка энергосистемы мала, до максимальной в часы наибольшей нагрузки системы. При таком использовании ГЭС нагрузка тепловых станций выравнивается и работа их становится более экономичной.

В периоды паводка целесообразно использовать ГЭС круглосуточно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом уменьшить холостой сброс воды через плотину.

Работа ГЭС характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов такой режим также приемлем, так как в отличии от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набор мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.

Продолжительность использования установленной мощности ГЭС, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500...3000 ч для пиковых станций и до 5000...6000 ч для базовых. ГЭС целесообразно строить на горных и полугорных реках.

3-4. Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций

Механизмы собственных нужд ГЭС по назначению делятся на агрегатные и общестанционные.

Агрегатные механизмы собственных нужд обеспечивают пуск, остановку и нормальную работу гидрогенераторов и связанных с ними при блочных схемах повышающих силовых трансформаторов. К ним относятся:

Маслянные насосы системы регулирования гидротурбины;

Насосы и вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;

Маслянные или водянные насосы системы смазки агрегата;

Насосы непосредственного водянного охлаждения генераторов;

Компрессоры торможения агрегата;

Насосы откачки воды с крышки турбины;

Вспомогательные устройства системы возбуждения генератора;

Возбудители в системах самовозбуждения. К общестанционным относятся:

Насосы откачки воды из спиральных камер и отсасывающих труб;

Насосы хозяйственного водоснабжения;

Дренажные насосы;

Устройства заряда, обогрева и вентиляции аккумуляторных батарей;

Краны, подъемные механизмы затворов плотин, щитов, шандоров отсасывающих труб, сороудерживающих решеток;

Компрессоры ОРУ;

Отопление, освещение и вентиляция помещений и сооружений;

Устройства обогрева затворов, решеток и пазов.

При централизованной системе снабжения агрегатов сжатым воздухом в состав общестанционных входят и компрессоры маслонапорных установок и торможения агрегатов.

На состав и мощность электроприемников собственных нужд ГЭС оказывают влияние климатические условия: при суровом климате появляется значительная (несколько тысяч киловатт) нагрузка обогрева выключателей, масляных баков, маслонаполненных концевых кабельных муфт, решеток, затворов, пазов; при жарком климате эти нагрузки отсутствуют, но возрастает расход энергии на охлаждение оборудования, вентиляцию, кондеционирование.

На ГЭС относительно малая доля механизмов собственных нужд работает непрерывно в продолжительном режиме. Сюда относятся: насосы и вентиляторы охлаждения генераторов и трансформаторов; вспомогательные устройства систем возбуждения; насосы водяной или масляной смазки подшпников. Эти механизмы принадлежат к числу наиболее ответственных и допускают перерыв питания на время действия автоматического ввода резерва (АВР). В продолжительном режиме работают также насосы технического водоснабжения и устройств электрообогрева. Остальные электроприемники работают повторно-кратковременно, кратковременно или даже только эпизодически. К числу ответственных механизмов собственных нужд следует также отнести пожарные насосы, насосы маслонапорных установок, некоторые дренажные насосы, компрессоры ОРУ, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов. Эти механизмы допускают перерыв питания до нескольких минут без нарушения нормальной и безопасной работы агрегатов. Остальные потребители собственных нужд можно отнести к неответственным.

Маслонапорные установки гидроагрегатов имеют достаточный запас энергии, чтобы закрыть направляющий аппарат и затормозить агрегат даже при аварийной потере напряжения в системе собственных нужд. Поэтому для обеспечения сохранности оборудования при потере напряжения на гидростанциях не требуются автономные источники в виде аккумуляторных батарей и дизель-генераторов.

Единичная мощность механизмов собственных нужд колеблется от единиц до сотен киловат. Наиболее мощными механизмами собственных нужд являются насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, некоторые подъемные механизмы. На большинстве гидростанциях, за исключением ГЭС деривационного типа, потребители собственных нужд сосредоточены на ограниченной территории, в пределах здания станции и прлотины.

В отличие от ТЭС механизмы собственных нужд ГЭС не требуют непрерывного регулирования производительности; достаточным является повторно-кратковременный режим работы (насосы маслонапорных установок, компрессоры).

Особенности ГЭС следующие :

1) строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с местоположением электрической нагрузки;

2) большую часть электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;

3) работают по свободному графику (при наличии водохранилища);

4) высокоманевренны (разворот и набор нагрузки занимает примерно 3...5 мин.);

5) имеют высокий КПД (до 85 %).

ГЭС в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми электростанциями. Однако в настоящее время преимущественно строятся тепловые и атомные электростанции. Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций. (Есть данные по удельным капвложениям, себестоимости электроэнергии и срокам строительства различных типов эл. станций).

Удельная стоимость ГЭС (руб/МВт) выше удельной стоимости ТЭС той же мощности вследствие большего объема строительных работ. Время сооружения ГЭС также больше. Однако себестоимость электроэнергии ниже, так как в состав эксплуатационных расходов не входит стоимость топлива.

Гидроаккумулирующие электростанции.

Назначение ГАЭС заключается в выравнивании суточного графика нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС. В часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС от кратковременной пиковой нагрузки. Агрегаты ГАЭС используются также в качестве вращающихся резервных агрегатов и в качестве синхронных компенсаторов.

Пиковые ГАЭС проектируются, как правило, на продолжительность работы в турбинном режиме 4...6 ч в сутки. Длительность работы ГАЭС в насосном режиме составляет 7...8 ч при отношении насосной мощности к турбинной 1,05...1,10. Годовое число использования мощности ГАЭС составляет 1000...1500 ч.

ГАЭС сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы максимальной нагрузки. 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. КПД ГАЭС составляет 70...75 %. Они требуют незначительного количества обслуживающего персонала. ГАЭС могут быть сооружены там, где имеются источники водоснабжения и местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище.

1.4. Газотурбинные установки

1.7. Солнечные электростанции.

Среди солнечных электростанций (гелиоэлектростанций) можно выделить два типа электростанций - с паровым котлом и с кремниевыми фотоэлементами. Такие электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных дней в году. По опубликованным данным их КПД может быть доведен до 20 %.

1.8. Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников.

Геотермальные электростанции работают в Исландии, Новой Зеландии, Папуа, Новой Гвинее, США, а в Италии они дают около 6 % всей вырабатываемой электроэнергии. В России (на Комчатке) сооружена Паужетская геотермальная электростанция.

1.9. Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами строятся там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. Наиболее мощная ПЭС Ранс построена в 1966 г. во Франции: ее мощность составляет 240 МВт. Проектируются ПЭС в США мощностью 1000 МВт, в Великобритании мощностью 7260 МВт и т.д. В России на Кольском полуострове, где приливы достигают 10...13 м, в 1968 г. вошла в строй первая очередь опытной Кислогубской ПЭС (2·0,4 МВт).

1.10. В магнитогидродинамических электростанциях используется принцип образования тока при прохождении движущегося проводника через магнитное поле. В качестве рабочего тела используется низкотемпературная плазма (около 2700 С), образующаяся при сгорании органического топлива и подаче в камеру сгорания специальных ионизирующих присадок. Рабочее тело, проходящее через сверхпроводящую магнитную систему, создает постоянный ток, который с помощью инверторных преобразователей превращается в переменный. Рабочее тело после прохождения через магнитную систему поступает в паротурбинную часть электростанции, состоящую из парогенератора и обычной конденсационной паровой турбины. В настоящее время на Рязанской ГРЭС сооружон головной МГД-энергоблок 500 МВт, включающий МГД-генератор мощностью около 300 МВт и паротурбинную часть мощностью 315 МВт с турбиной К-300-240. При установленной мощности свыше 610 МВт выдача мощности МГД-энергоблока в систему составляет 500 МВт за счет значительного расхода энергии на собственные нужды в МГД-
части. КПД МГД-500 превышает 45 %, удельный расход топлива составляет примерно 270 г/(кВт*ч). Головной МГД- энергоблок запроектирован на использование природного газа, в дальнейшем предполагался переход на твердое топливо. Однако дальнейшего развития МГД-установки не получили из-за отсутствия материалов, способных работать при столь высоких температурах.

Электроэнергию производят на электростанциях за счет использования энергии, скрытой в различных природных ресурсах. Как видно из табл. 1.2 это происходит в основном на тепловых (ТЭС) и атомных электростанциях (АЭС), работающих по тепловому циклу.

Типы тепловых электростанций

По виду генерируемой и отпускаемой энергии тепловые электростанции разделяют на два основных типа: конденсационные (КЭС), предназначенные только для производства электроэнергии, и теплофикационные, или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Конденсационные электрические станции, работающие на органическом топливе, строят вблизи мест его добычи, а теплоэлектроцентрали размещают вблизи потребителей тепла – промышленных предприятий и жилых массивов. ТЭЦ также работают на органическом топливе, но в отличие от КЭС вырабатывают как электрическую, так и тепловую энергию в виде горячей воды и пара для производственных и теплофикационных целей. К основным видам топлива этих электростанций относятся: твердое – каменные угли, антрацит, полуантрацит, бурые угли, торф, сланцы; жидкое – мазут и газообразное – природный, коксовый, доменный и т.п. газ.

Таблица 1.2. Выработка электроэнергии в мире

Показатель			2010 г. (прогноз)
Доля общей выработки по электростанциям, % АЭС ТЭС на газе ТЭС на мазуте
Выработка электроэнергии по регионам, % Западная Европа Восточная Европа Азия и Австралия Америка Средний Восток и Африка
Установленная мощность электростанций в мире (всего), ГВт В том числе, % АЭС ТЭС на газе ТЭС на мазуте ТЭС на угле и прочих видах топлива ГЭС и ЭС на других, возобновляемых, видах топлива
Выработка электроэнергии (суммарная), млрд. кВт·ч

Атомные электростанции преимущественно конденсационного типа используют энергию ядерного топлива.

В зависимости от типа теплосиловой установки для привода электрогенератора электростанции подразделяются на паротурбинные (ПТУ), газотурбинные (ГТУ), парогазовые (ПГУ) и электростанции с двигателями внутреннего сгорания (ДЭС).

В зависимости от длительности работы ТЭС в течение года по покрытию графиков энергетических нагрузок, характеризующихся числом часов использования установленной мощностиτ у ст , электростанции принято классифицировать на: базовые (τ у ст > 6000 ч/год); полупиковые (τ у ст = 2000 – 5000 ч/год); пиковые (τ у ст < 2000 ч/год).

Базовыми называют электростанции, несущие максимально возможную постоянную нагрузку в течение большей части года. В мировой энергетике в качестве базовых используют АЭС, высокоэкономические КЭС, а также ТЭЦ при работе по тепловому графику. Пиковые нагрузки покрывают ГЭС, ГАЭС, ГТУ, обладающие маневренностью и мобильностью, т.е. быстрым пуском и остановкой. Пиковые электростанции включаются в часы, когда требуется покрыть пиковую часть суточного графика электрической нагрузки. Полупиковые электростанции при уменьшении общей электрической нагрузки либо переводятся на пониженную мощность, либо выводятся в резерв.

По технологической структуре тепловые электростанции подразделяются на блочные и неблочные. При блочной схеме основное и вспомогательное оборудование паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. Для электростанций на органическом топливе при этом к каждой турбине пар подводится от одного или двух соединенных с ней котлов. При неблочной схеме ТЭС пар от всех котлов поступает в общую магистраль и оттуда распределяется по отдельным турбинам.

На конденсационных электростанциях, входящих в крупные энергосистемы, применяются только блочные системы с промежуточным перегревом пара. Неблочные схемы с поперечными связями по пару и воде применяются без промежуточного перегрева.

Принцип работы и основные энергетические характеристики тепловых электростанций

Электроэнергию на электростанциях производят за счет использования энергии, скрытой в различных природных ресурсах (уголь, газ, нефть, мазут, уран и др.), по достаточно простому принципу, реализовывая технологию преобразования энергии. Общая схема ТЭС (см. рис. 1.1) отражает последовательность такого преобразования одних видов энергии в другие и использования рабочего тела (вода, пар) в цикле тепловой электростанции. Топливо (в данном случае уголь) сгорает в котле, нагревает воду и превращает ее в пар. Пар подается в турбины, преобразующие тепловую энергию пара в механическую энергию и приводящие в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию (см. раздел 4.1).

Современная тепловая электростанция – это сложное предприятие, включающее большое количество различного оборудования. Состав оборудования электростанции зависит от выбранной тепловой схемы, вида используемого топлива и типа системы водоснабжения.

Основное оборудование электростанции включает: котельные и турбинные агрегаты с электрическим генератором и конденсатором. Эти агрегаты стандартизованы по мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т.д. Тип и количество основного оборудования тепловой электростанции соответствуют заданной мощности и предусмотренному режиму её работы. Существует и вспомогательное оборудование, служащее для отпуска теплоты потребителям и использования пара турбины для подогрева питательной воды котлов и обеспечения собственных нужд электростанции. К нему относится оборудование систем топливоснабжения, деаэрационно-питательной установки, конденсационной установки, теплофикационной установки (для ТЭЦ), систем технического водоснабжения, маслоснабжения, регенеративного подогрева питательной воды, химводоподготовки, распределения и передачи электроэнергии (см. раздел 4).

На всех паротурбинных установках применяется регенеративный подогрев питательной воды, существенно повышающий тепловую и общую экономичность электростанции, поскольку в схемах с регенеративным подогревом потоки пара, отводимые из турбины в регенеративные подогреватели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденсаторе). При этом для одной и той же электрической мощности турбогенератора расход пара в конденсаторе снижается и в результате к.п.д. установки растет.

Тип применяемого парового котла (см. раздел 2) зависит от вида топлива, используемого на электростанции. Для наиболее распространённых топлив (ископаемые угли, газ, мазут, фрезторф) применяются котлы с П-, Т-образной и башенной компоновкой и топочной камерой, разработанной применительно к тому или иному виду топлива. Для топлив с легкоплавкой золой используются котлы с жидким шлакоудалением. При этом достигается высокое (до 90%) улавливание золы в топке и снижается абразивный износ поверхностей нагрева. Из этих же соображений для высокозольных топлив, таких как сланцы и отходы углеобогащения, применяются паровые котлы с четырехходовой компоновкой. На тепловых электростанциях используются, как правило, котлы барабанной или прямоточной конструкции.

Турбины и электрогенераторы согласуются по шкале мощности. Каждой турбине соответствует определенный тип генератора. Для блочных тепловых конденсационных электростанций мощность турбин соответствует мощности блоков, а число блоков определяется заданной мощностью электростанции. В современных блоках используются конденсационные турбины мощностью 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт с промежуточным перегревом пара.

На ТЭЦ применяются турбины (см. подраздел 4.2) с противодавлением (типа Р), с конденсацией и производственным отбором пара (типа П), с конденсацией и одним или двумя теплофикационными отборами (типа Т), а также с конденсацией, промышленным и теплофикационными отборами пара (типа ПТ). Турбины типа ПТ также могут иметь один или два теплофикационных отбора. Выбор типа турбины зависит от величины и соотношения тепловых нагрузок. Если преобладает отопительная нагрузка, то в дополнение к турбинам ПТ могут быть установлены турбины типа Т с теплофикационными отборами, а при преобладании промышленной нагрузки – турбины типов ПР и Р с промышленным отбором и противодавлением.

В настоящее время на ТЭЦ наибольшее распространение имеют установки электрической мощностью 100 и 50 МВт, работающие на начальных параметрах 12,7 МПа, 540–560°С. Для ТЭЦ крупных городов созданы установки электрической мощностью 175–185 МВт и 250 МВт (с турбиной Т-250-240). Установки с турбинами Т-250-240 являются блочными и работают при сверхкритических начальных параметрах (23,5 МПа, 540/540°С).

Особенностью работы электрических станций в сети является то, что общее количество электрической энергии, вырабатываемой ими в каждый момент времени, должно полностью соответствовать потребляемой энергии. Основная часть электрических станций работает параллельно в объединенной энергетической системе, покрывая общую электрическую нагрузку системы, а ТЭЦ одновременно и тепловую нагрузку своего района. Есть электростанции местного значения, предназначенные для обслуживания района и не подсоединенные к общей энергосистеме.

Графическое изображение зависимости электропотребления во времени называютграфиком электрической нагрузки . Суточные графики электрической нагрузки (рис.1.5) меняются в зависимости от времени года, дня недели и характеризуются обычно минимальной нагрузкой в ночной период и максимальной нагрузкой в часы пик (пиковая часть графика). Наряду с суточными графиками большое значение имеют годовые графики электрической нагрузки (рис. 1.6), которые строятся по данным суточных графиков.

Графики электрических нагрузок используются при планировании электрических нагрузок электростанций и систем, распределении нагрузок между отдельными электростанциями и агрегатами, в расчетах по выбору состава рабочего и резервного оборудования, определении требуемой установленной мощности и необходимого резерва, числа и единичной мощности агрегатов, при разработке планов ремонта оборудования и определении ремонтного резерва и др.

При работе с полной нагрузкой оборудование электростанции развивает номинальную или максимально длительную мощность (производительность), которая является основной паспортной характеристикой агрегата. На этой наибольшей мощности (производительности) агрегат должен длительно работать при номинальных значениях основных параметров. Одной из основных характеристик электростанции является ее установленная мощность, которая определяется как сумма номинальных мощностей всех электрогенераторов и теплофикационного оборудования с учетом резерва.

Работа электростанции характеризуется также числом часов использования установленной мощности , которое зависит от того, в каком режиме работает электростанция. Для электростанций, несущих базовую нагрузку, число часов использования установленной мощности составляет 6000–7500 ч/год, а для работающих в режиме покрытия пиковых нагрузок – менее 2000–3000 ч/год.

Нагрузку, при которой агрегат работает с наибольшим к.п.д., называют экономической нагрузкой. Номинальная длительная нагрузка может быть равна экономической. Иногда возможна кратковременная работа оборудования с нагрузкой на 10–20% выше номинальной при более низком к.п.д. Если оборудование электростанции устойчиво работает с расчетной нагрузкой при номинальных значениях основных параметров или при изменении их в допустимых пределах, то такой режим называется стационарным.

Режимы работы с установившимися нагрузками, но отличающимися от расчетных, или с неустановившимися нагрузками называют нестационарными или переменными режимами. При переменных режимах одни параметры остаются неизменными и имеют номинальные значения, другие – изменяются в определенных допустимых пределах. Так, при частичной нагрузке блока давление и температура пара перед турбиной могут оставаться номинальными, в то время как вакуум в конденсаторе и параметры пара в отборах изменятся пропорционально нагрузке. Возможны также нестационарные режимы, когда изменяются все основные параметры. Такие режимы имеют место, например, при пуске и остановке оборудования, сбросе и набросе нагрузки на турбогенераторе, при работе на скользящих параметрах и называются нестационарными.

Тепловая нагрузка электростанции используется для технологических процессов и промышленных установок, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха и бытовых нужд. Для производственных целей обычно требуется пар давлением от 0,15 до 1,6 МПа. Однако, чтобы уменьшить потери при транспортировке и избежать необходимости непрерывного дренирования воды из коммуникаций, с электростанции пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды ТЭЦ подает обычно горячую воду с температурой от 70 до 180°С.

Тепловая нагрузка, определяемая расходом тепла на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), зависит от наружной температуры воздуха. В условиях Украины летом эта нагрузка (так же как и электрическая) меньше зимней. Промышленная и бытовая тепловые нагрузки изменяются в течение суток, кроме того, среднесуточная тепловая нагрузка электростанции, расходуемая на бытовые нужды, меняется в рабочие и выходные дни. Типичные графики изменения суточной тепловой нагрузки промышленных предприятий и горячего водоснабжения жилого района приведены на рис 1.7 и 1.8.

Эффективность работы ТЭС характеризуется различными технико-экономическими показателями, одни из которых оценивают совершенство тепловых процессов (к.п.д., расходы теплоты и топлива), а другие характеризуют условия, в которых работает ТЭС. Например, на рис. 1.9 (а ,б ) приведены примерные тепловые балансы ТЭЦ и КЭС.

Как видно из рисунков, комбинированная выработка электрической и тепловой энергии обеспечивает значительное повышение тепловой экономичности электростанций благодаря уменьшению потерь теплоты в конденсаторах турбин.

Наиболее важными и полными показателями работы ТЭС являются себестоимости электроэнергии и теплоты.

Тепловые электростанции имеют как преимущества, так и недостатки в сравнении с другими типами электростанций. Можно указать следующие достоинства ТЭС:

относительно свободное территориальное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов;
способность (в отличие от ГЭС) вырабатывать энергию без сезонных колебаний мощности;
площади отчуждения и вывода из хозяйственного оборота земли под сооружение и эксплуатацию ТЭС, как правило, значительно меньше, чем это необходимо для АЭС и ГЭС;
ТЭС сооружаются гораздо быстрее, чем ГЭС или АЭС, а их удельная стоимость на единицу установленной мощности ниже по сравнению с АЭС.
В то же время ТЭС обладают крупными недостатками:
для эксплуатации ТЭС обычно требуется гораздо больше персонала, чем для ГЭС, что связано с обслуживанием весьма масштабного по объему топливного цикла;
работа ТЭС зависит от поставок топливных ресурсов (уголь, мазут, газ, торф, горючие сланцы);
переменность режимов работы ТЭС снижают эффективность, повышают расход топлива и приводят к повышенному износу оборудования;
существующие ТЭС характеризуются относительно низким к.п.д. (в основном до 40%);
ТЭС оказывают прямое и неблагоприятное воздействие на окружающую среду и не являются эколигически «чистыми» источниками электроэнергии.
Наибольший ущерб экологии окружающих регионов приносят электростанции, работающие на угле, особенно высокозольном. Среди ТЭС наиболее «чистыми» являются станции, использующие в своем технологическом процессе природный газ.

По оценкам экспертов, ТЭС всего мира выбрасывают в атмосферу ежегодно около 200–250 млн. тонн золы, более 60 млн. тонн сернистого ангидрида, большое количество оксидов азота и углекислого газа (вызывающего так называемый парниковый эффект и приводящего к долгосрочным глобальным климатическим изменениям), поглощая большое количество кислорода. Кроме того, к настоящему времени установлено, что избыточный радиационный фон вокруг тепловых электростанций, работающих на угле, в среднем в мире в 100 раз выше, чем вблизи АЭС такой же мощности (уголь в качестве микропримесей почти всегда содержит уран, торий и радиоактивный изотоп углерода). Тем не менее, хорошо отработанные технологии строительства, оборудования и эксплуатации ТЭС, а также меньшая стоимость их сооружения приводят к тому, что на ТЭС приходится основная часть мирового производства электроэнергии. По этой причине совершенствованию технологий ТЭС и снижению отрицательного влияния их на окружающую среду во всем мире уделяется большое внимание (см. раздел 6).

Находится основное и вспомогательное оборудование, при помощи которого ведется выработка электрической и тепловой энергии.

Основное оборудование ТЭЦ.

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паровому циклу (цикл ) относится: , электрические генераторы и главные трансформаторы. Какие бывают паровые турбины на современных тепловых электростанциях, Вы можете почитать в статье — .

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паро-газовому циклу относится: с воздушным компрессором, электрический генератор газовой турбины, котел-утилизатор, паровая турбина, главный трансформатор.

Основное оборудование — это оборудование, без которого невозможна работа ТЭЦ.

Вспомогательное оборудование ТЭЦ.

К вспомогательному оборудованию оборудованию ТЭЦ относятся различные механизмы и установки, обеспечивающие нормальную работу ТЭЦ. Это могут быть водоподготавливающие установки, установки пылеприготовления, системы шлако- и золоудаления, теплообменники, различные насосы и другие устройства.

Ремонт оборудования ТЭЦ.

Всё оборудование ТЭЦ должно ремонтироваться согласно установленному графику ремонтов. Ремонты, в зависимости от объема работ и количества времени делятся на: текущий ремонт, средний ремонт и капитальный ремонт. Самый большой по продолжительности и количеству ремонтных операций — капитальный. Более подробно о ремонтах на электростанциях Вы можете почитать в нашей статье — .

Во время работы, оборудование ТЭЦ должно подвергаться периодическому техническому обслуживанию (ТО), также согласно утвержденному графику ТО. Во время ТО проделывают, например, такие операции — продувка обмоток двигателей сжатым воздухом, перенабивка сальниковых уплотнений, регулировка зазоров и т.д.

Также во время работы, за оборудованием ТЭЦ должен вестись постоянный контроль со стороны эксплуатационного персонала. При обнаружении неисправности, должны быть предприняты меры по их устранению, если это не противоречит правилам безопасности и правилам технической эксплуатации. В противном случае оборудование останавливается и выводится в ремонт.

О том как оборудование на ТЭС выводится в ремонт, Вы можете посмотреть на видео, представленном ниже: