1. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1. Классификация электрических станций

Электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, предназначенных для преобразования энергии природного источника в электрическую энергию и тепло. Электрические станции классифицируют по следующим признакам:

1. По виду используемой природной энергии:

а) гидроэлектростанции (ГЭС) – электрическая энергия вырабатывается за счет механической энергии воды рек;

б) тепловые электрические станции (ТЭС), использующие органическое топливо;

в) атомные электростанции (АЭС), использующие атомную энергию.

2. По виду отпускаемой энергии:

а) конденсационные тепловые электрические станции (КЭС), отпускающие только электрическую энергию;

б) ТЭЦ – тепловые электростанции, отпускающие электрическую и тепловую энергию. Тепловая энергия отпускается в виде отработавшего пара или газа теплового двигателя.

3. По виду теплового двигателя:

а) электростанции с паровыми турбинами – паротурбинные ТЭС (основной вид ТЭС);

б) электростанции с газовыми турбинами – газотурбинные ТЭС;

в) электростанции с парогазовыми установками – парогазовые ТЭС;

г) электростанции с двигателями внутреннего сгорания – ДЭС.

4. По назначению:

а) районные электростанции общего пользования: конденсационные электростанции – ГРЭС: теплоэлектроцентрали – ТЭЦ; коммунальные электростанции;

б) промышленные электростанции, входящие в состав производственных предприятий.

Паротурбинные электростанции разделяют по следующим признакам (условно, так как параметры пара и мощности агрегатов и ТЭС возрастают):

1) по мощности агрегатов: малой мощности с агрегатами до 100 МВт; средней –  100÷1000 МВт; большой – более 1000 МВт;

2) по давлению свежего пара низкого давления – до 30 кгс/см²; среднего – 30 ÷50 кгс/см²; высокого – 90÷170 кгс/см²; сверхкритического – 245 кгс/см². (р_kр=225,5 кгс/см² (22,12 МПа), t_kр = 374,16 ºC).

3) по схеме соединений парогенераторов и турбоагрегатов ТЭС:

а) блочные электростанции, когда каждый турбоагрегат присоединяется к одному или двум опре­деленным парогенераторам (при мощности турбоагрегатов 150 МВт и выше);

б) не блочные элек­тростанции с поперечными связями, когда все парогенераторы и турбины присоединены к общим паровым магистралям;

4) по типу компоновки оборудования и здания: ТЭС закрытого, открытого и полуоткрытого типов.

Тепловые электростанции обычно работают совместно с другими электростанциями. Энерго­системой называют совокупность электростанций и подстанций, соединенных между собой линия­ми электропередачи и имеющих общее централизованное управление.

В РФ создана единая энергетическая система (ЕЭС), включающая объединенные энергосистемы Центра, Юга, Волги, Северо-Запада, Кавказа, Урала и Сибири.

Промышленными называются электростанции, предназначенные в основном для энерго­снабжения предприятий и прилегающих к ним районов, для них характерно:

1) двухсторонняя связь электростанции с основными технологическими агрегатами, (ТЭС являются источниками электроэнергии и тепла для предприятий и потребителями горючих отходов производства и вторичных энергоресурсов);

2) объединение ряда устройств электростанции и предприятия в единую систему, (топливное хозяйство, система водоснабжения, транспортные устройства, ремонтные мастерские и др.);

3) наличие на ряде электростанций паровых турбин для привода нагнетателей воздуха и кислорода. Мощные турбокомпрессоры (до 32 МВт), предназначенные для подачи сжатого воздуха в доменные печи (ТЭЦ металлургических, машиностроительных и химических заводов), которые в этих случаях называют паровоздуходувными станциями (ПВС) или ТЭЦ-ПВС.

1.2. Потребление энергии

1) Потребление электроэнергии

Потребление электрической и тепловой энергии изменяется во времени: в течение суток, недели, года. Графическое изображение изменения нагрузки ТЭС во времени называют графиком нагрузки. Большое значение для ТЭС имеют суточные графики нагрузок: зимний, летний, весенний и осенний за рабочие сутки (в начале, в середине и в конце недели) и аналогично за нерабочие сутки (рис. 1.1).

Форма суточного графика электронагрузки зависит от времени года, соотношения потребления промышленными и осветительно–бытовыми установками, от числа смен работы предприятий. График промышленной нагрузки (рис. 1.1 а) имеет максимум в дневное время, когда работают все предприятия – с одной, двумя или тремя сменами в сутки. Характерным является быстрый подъем нагрузки в утренние часы, максимум – днем, понижение – ночью. График осветительно–бытовой нагрузки (рис. 1.1 б) имеет небольшой максимум утром, основной максимум вечером (около 16 часов для средней полосы РФ). График суммарной электрической нагрузки имеет совмещение максимумов промышленной и осветительно–бытовой нагрузок зимой около 16 часов, когда освещение включается года до окончания работы односменных предприятий (рис. 1.1 в).

Прохождение максимума нагрузки в декабре–январе – ответственный период работы ТЭС (максимальная мощность, обеспечение запасов топлива).

Таким образом, зимняя нагрузка  имеет два максимума – утренний и вечерний; летняя – три максимума – утренний, дневной (после 12⁰⁰) и вечерний (см. рис. 1.1 в).

Годовой график помесячных максимальных, средних и минимальных нагрузок представлен на рис. 1.2. Годовые графики различают: хронологические (помесячные) и продолжительности (длительности) нагрузок. Нанося последовательно максимальную, среднюю и минимальную нагрузки каждого месяца, получают соответственно три хронологических графика этих нагрузок (рис. 1.2).

        2) Потребление тепловой энергии

Тепловая энергия отпускается теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) двум основным видам потребителей – промышленным и коммунальным. В промышленности тепловая энергия используется для технологических процессов в виде перегретого пара 0,5÷1,5 МПа. Минимальный перегрев 25 ºС должен обеспечивать надежный транспорт пара. Коммунальное потребление включает расход тепла на отопление Q_от и вентиляцию Q_в зданий и на бытовые нужды Q_быт в виде горячей воды с t_max=150 ºC.

                               (1.1)

Для отопления производственных зданий используют часть технологического пара или горячую воду.

Бытовые нужды – потребление тепла коммунальными предприятиями (бани, прачечные, фабрики–кухни и т.д.) и населением (души и ванны квартир и др.).

Тепловая нагрузка ТЭЦ, как и электрическая, изменяется во времени. Суточный график промышленной тепловой нагрузки аналогичен графику электрической нагрузки. Летнее потребление меньше зимнего в связи с ремонтом оборудования  и снижением теплопотерь в окружающую среду. Промышленное тепловое потребление неравномерно в течение суток и относительно равномерно в течение года.

Отопительно–вентиляционное тепловое потребление имеет суточную равномерность и годовую неравномерность, так как является сезонным (рис. 1.3). Летом отопительная нагрузка отсутствует.

Суточный график бытового потребления тепла неравномерен, имеет небольшой максимум утром и основной – вечером, в особенности в конце недели (рис. 1.3 а). Бытовая тепловая нагрузка принимается постоянной летом и зимой. Однако, летом тепловая нагрузка на бытовое потребление ниже, чем зимой, что обусловливается повышением температуры исходной (сырой) воды.

Наличие круглогодовой бытовой тепловой нагрузки улучшает энергетические и технико–экономические показатели ТЭЦ, так как увеличивает энергетически выгодную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

1.3. Принципиальная тепловая схема КЭС на органическом топливе

Конденсационные электрические станции большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум), что уменьшает рас­ход теплоты на единицу выработанной электроэнергии.

В конденсационной установке на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (рис. 1.4) подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до заданной темпе­ратуры перегрева. Пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отра­ботавший пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в труб­ках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенера­тивные подогреватели низкого давления (ПНД) 6 подается в деаэратор 8. Деаэратор служит для удаления из во­ды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подог­ревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость корро­зии в трактах воды и пара.

Деаэрированная вода питательным насосом 9 через регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД) 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара (дренаж), образующийся в ПВД 10, перепускается каскадно в деаэратор 8, а конденсат греющего пара ПНД 6 подается дренажным насосом 7 в линию, по которой протекает конденсат из конденса­тора 4.

Деаэратор может отсутствовать, при этом содержание кислорода в контуре при применении весьма чистой глубоко обессоленной воды может быть выше, чем на обыч­ных ТЭС, так как в таких условиях происходит пассивизация стали. При таком, так на­зываемом нейтрально-кислородном водном режиме в питательную воду подается в оп­ределенном количестве кислород, пероксид водорода или воздух; деаэратор в схеме при этом не нужен.

1.4. Принципиальные тепловые схемы

теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) на органическом топливе

ТЭЦ имеют более высокие энергетические показатели по сравнению с КЭС, так как часть теплоты, отра­ботавшего в турбине пара, используется у внешнего потребителя. При полном использо­вании теплоты, отработавшего в турбине пара, потери тепла в холодном источнике отсутствуют (турбины с противодавлением), а при частичном – в холодном источнике (конденсато­ре) теряется меньше тепла, чем на КЭС.

ТЭЦ могут иметь турбины с противодавлением или конденса­ционные с регулируемыми отборами пара (рис. 1.5) .

В схемах с турбинами с противодавлением (типа Р) (рис. 1.5 а) весь отработавший пар подается тепловому потребителю, поэтому существует прямая зависимость между вырабатываемой электрической энергией и расходом этого пара. При пониженных электрических нагрузках часть пара пропускается помимо турбины через редукционно-охладительное устройство (РОУ); при высоких электрических нагрузках и небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающая электроэнергия вырабатыва­ется на электростанциях с турбинами конденсационного типа. Таким образом, установ­ка используется достаточно эффективно только в случае, когда она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной выбирается по требованию потребителя.

На установках с турбинами с регулируемыми отборами (рис. 1.5 б), выработка элек­трической энергии и отпуск теплоты могут изменяться в достаточно широких пределах независимо друг от друга. При этом полная номинальная электрическая мощность, достигается в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или даже три регулируемых отбора. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П) или на теплофикацию (турбины типа Т). При двух регулируемых отборах либо оба отбора яв­ляются теплофикационными (турбины типа Т), либо один из них является производст­венным, а другой – теплофикационным (турбины типа ПТ). Имеются также установки с одним производственным и двумя теплофикационными отборами.

Рабочие процессы пара в турбинах с противодавлением или регулируемыми отбо­рами качественно не отличаются от процессов в турбинах КЭС. Однако на установках с противодавлением рабочий процесс может заканчиваться на i, S-диаграмме до пограничной кривой (в области слабоперегретого пара). Начальные параметры пара на установках ТЭЦ при­нимаются обычно такими же, что и на конденсационных, но если на КЭС при началь­ном давлении 12,7 МПа всегда применяется цикл с промежуточным перегревом пара, то на ТЭЦ такой цикл при этом значении р₀ применен только на установках мощно­стью 180 МВт (с теплофикационными турбинами типа Т-130-180) и при более высо­ком давлении р₀=23,5 МПа на установках мощностью 250 МВт (с теплофикацион­ными турбинами типа Т-250-240).                                                                                                                                      

1.5. Технологическая схема паротурбинной ТЭС

Упрощенная технологическая схема паротурбинной электростанции работающей на твердом топливе, показана на рис. 1.6.

Топливо в вагонах, пройдя весы, поступает в разгрузочное устройство 2, из которого транспортными механизмами направляется на угольный склад 3 или в бункера котельной. Уголь проходит через дробильную установку 4, где измельчается до нужных размеров.

Транспортерами дробленый уголь подается в бункера сырого угля 5, из которых поступает в мельницы 6. Угольная пыль из мельниц мельничным вентилятором 7 подается в топку 8 парогенератора. Образовавшиеся в результате сжигания пыли продукты сгорания омывают поверхности нагрева парогенератора (испарительные поверхности 9, пароперегреватель 10, водяной экономайзер 11, воздухоподогреватель 12). После золоуловителя 13 уходящие газы дымососами 14 удаляются в атмосферу через дымовую трубу 15. Воздух, необходимый для горе­ния, подается в топочную камеру 8 вентилятором 16 через воздухоподогреватель 12. Из топочной камеры шлаки и осажденная в золоуловителе зола отводятся при помощи воды по каналам в установку 17 для перекачки гидрозоловой смеси  и далее на золовые отвалы. Перегретый пар из парогенератора по главному паропроводу подводится к турбине 18. Конденсат турбины из конденсатора 19 насосами 20 через систему подогревателей низкого давления 21 подается в деаэратор 22, служащий для удаления газов из питательной воды. Вода после дегазации питательными насосами 23 через подогреватели высокого давления 24 и водяной экономайзер подается в барабан парогенератора.

Потери пара и конденсата на электростанции и у внешних потребителей тепла восполняются добавочной химически очищенной водой, подаваемой насосами 25 через водоочистительные аппараты 26 в деаэратор. Пар из отбора турбины подводится к подогревательной установке 29, из которой подогретая вода отводится к потребителям.

Часть пара из отбора турбины непосредственно направляется к потребителям. Вода для охлаждения отработавшего пара в конденсаторах турбин подается циркуляционными насосами 27 из канала 28, куда она поступает из реки или пруда. Машинный зал и котельная оборудованы мостовыми электрическими кранами 30, служащими для монтажа и ремонта оборудования.

Электрическая энергия от генератора 31 отводится к внешним потребителям через главное распределительное устройство 32 и повысительную подстанцию, а к внутристанционным установкам (электродвигатели вспомогательных механизмов и т. п.) – через распределительное устройство собственных нужд.

1.6. Основные требования к ТЭС

Основное требование к ТЭС – надежность, т.е. бесперебойное производство электрической энергии в соответствии со спросом потребителей и диспетчерским графиком нагрузки. Для удовлетворения быстропеременных нагрузок энергоблоки должны обладать маневренностью, т.е. способностью быстрейшего набора и снятия нагрузки, быстрого пуска из нерабочего состояния и остановки при сохранении надежности и долговечности. Согласно ПТЭ ТЭС частота электрического тока должна равняться 50 Гц с отклонениями не более ± 0,1 Гц.

Под надежностью понимают свойство машины (системы) выполнять функции, сохраняя эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени. Для ТЭС требование надежности особенно важно, так как электроэнергия не запасается на складах, а потребляется полностью. Таким образом, ТЭС должна надежно производить электроэнергию в количестве, запрашиваемом в данный момент потребителями.

Высокая надежность закладывается во всех элементах ТЭС и на линиях коммуникации, так как вероятность возникновения неисправностей не исключена, то надежное электроснабжение обеспечивается резервными агрегатами и энергоблоками.

Теплоснабжение потребителей должно быть бесперебойным, особенно промпредприятий (нефтезаводы и др.).

Надежность работы агрегата или энергоблока характеризуют коэффициентом готовности p

,                                              (1.2)

где  – время нахождения агрегата в состоянии готовности ( и  – время работы и резерва);  – продолжительность аварии.

В соответствии с (1.2) коэффициент аварийности q (ненадежности) равен

.                                              (1.3)

Значения p и q определяют за год или более длительный период. Значение p оценивает надежность работы оборудования ТЭС и систем энергоснабжения.

Второе требование к ТЭС – экономичность, определяется приведенными затратами З.

,                                              (1.4)

где К – капитальные затраты (вложения); И – эксплуатационные (расчетные) затраты; Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Е_н = 0,12 в энергетике.

Если капиталовложения осуществляют в разные сроки, а эксплуатационные (текущие) затраты изменяются во времени, то затраты более поздних лет приводят к текущему моменту коэффициентом приведения:

,                                                  (1.5)

где t – период времени приведения, год;  – нормативный коэффициент приведения разновременных затрат .

При сравнении выбирают вариант с меньшими затратами.

Эксплуатационные затраты, в рублях, равны

;                                                    (1.6)

где  – постоянные ежегодные издержки производства;  – затраты на топливо, составляют более .

 ,                                                 (1.7)

где  – сумма амортизационных отчислений (на реновацию и капитальный ремонт);  – затраты на ремонт, заработную плату, прочие расходы.

Общая экономическая эффективность капитальных вложений, характеризуется показателем , лет ^–1

,                                              (1.8)

где И_­1, И_­2 – ежегодные издержки (затраты) производства (себестоимость годового отпуска энергии в количестве, одинаковом до и после осуществления капиталовложений).

Срок окупаемости капиталовложений, лет

.                                             (1.9)

Сравниваемые варианты должны быть энергетически сопоставимы, т.е. ТЭС в различных вариантах должны отпускать одинаковое количество электрической и тепловой энергии, а также иметь равную надежность. Последнее обусловливает дополнительные К и И в вариантах.

Третье требование к ТЭС (важнейшее) – охрана окружающей среды, воздушных и водных бассейнов.