Особенности электрических станций

По видам использованных первичных энерго­ресурсов различаются электростанции, применяющие: орга­ническое топливо — ТЭС; ядерное топливо — АЭС; гидроэнер­гию — ГЭС, ГАЭС и приливные; солнечную энергию — солнеч­ные электростанции (СЭС); энергию ветра — ВЭС; подземное тепло — геотермальные (ГЕОЭС).

По применяемым процессам преобразования энер­гии выделяются электростанции, в которых: тепловая энергия пре­образуется в механическую, а затем в электрическую энергию — ТЭС, АЭС; тепловая энергия непосредственно превращается в элек­трическую — электростанции с МГД-генераторами (МГД-ЭС), СЭС с фотоэлементами и др.; энергия воды и воздуха превращается в механическую энергию вращения, затем в электрическую — ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ветроэлектрические (ВЭС), воздушно-аккумулиру­ющие газотурбинные электростанции.

По числу и виду энергоносителей различаются сле­дующие электростанции: с одним энергоносителем — КЭС и ТЭЦ, атомные КЭС и ТЭЦ на паре, АЭС с газовым энергоносителем, ГТЭС; с двумя разными по фазовому состоянию энергоносителя­ми — парогазовые (ПГ) электростанции, в том числе ПГ-КЭС и ПГ-ТЭЦ; с двумя разными энергоносителями одинакового фазо­вого состояния — бинарные электростанции.

По видам отпускаемой э н е р г и и различаются следу­ющие электростанции: отпускающие только или в основном элек­трическую энергию — ГЭС, ГАЭС, КЭС, атомные КЭС, ГТЭС, ПГ-КЭС и др.; электрическую и тепловую энергию — ТЭЦ, атом­ные ТЭЦ, ГТ-ТЭЦ и др. В последнее время КЭС и атомные КЭС все в большей степени увеличивают отпуск тепловой энергии. Теплоэлектроцентрали кроме электроэнергии вырабатывают теп­ло. Использование тепла отработавшего пара при комбинирован­ном производстве энергии обеспечивает значительную экономию топлива. Если отработавший пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции про­мышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. При использовании тепла для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов ТЭЦ называются комму­нальными (отопительными). Промышленно-отопительные ТЭЦ снабжают теплом как промышленные предприятия, так и населе­ние. На отопительных ТЭЦ, наряду с теплофикационными турбо-установками, имеются водогрейные котлы для отпуска тепла в периоды пиков тепловой нагрузки.

Наиболее распространенными, вырабатывающими около 80 % электроэнергии, являются тепловые электростанции (ТЭС). Они подразделяются на станции теплофикационные (теплоэлектроцентрали — ТЭЦ) и конденсационные (КЭС). ЭС в зависимости от начального давления применяемого пара (перед турбогенераторами) делятся на:

1) ТЭС низкого давления (1,3—2,5 МПа). Практически не применяются, хотя в связи с тенденциями к созданию на предприятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть вновь;

2) ТЭС среднего давления (2,5—4,5 МПа). Считаются устаревшими, но кое-где еще сохранились. Как правило, на этих станциях проводилась реконструкция, установлены новые котло- и турбоагрегаты, работающие на более высоких параметрах пара.

3) ТЭС высокого давления (9 МПа);

4) ТЭС сверхвысокого давления (13—24 МПа).

Все эти исторические тенденции к росту начального давления пара вызваны стремлением к повышению экономичности. Чем выше начальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем выше КПД производства энергии. Однако даже теоретически он не может быть выше 45-46 %. Повышение экономичности ТЭС — глобальная задача человечества, наиболее известный и проверенный путь ее решения — теплофикация, создание ТЭЦ, а в последнее время — парогазовых циклов.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для совместной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, различаются по типам установленных на них турбогенераторов на: противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потребителям тепловой энергии; имеются также противодавленческие турбины с регулируемым производственным отбором (типа ПР); турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией, в том числе с одним производственным отбором пара давлением 5—13 ата (0,12—0,25 МПа — типа П; с одним теплофикационным отбором пара давлением 1,2—2,5 ата (0,12—0,25 МПа) — типа Т; с двумя отборами — производственным и теплофикационным (типа ПТ),

Экономические показатели, свойственные перечисленным типам турбин, заложены в энергетических характеристиках.

Энергетическая характеристика турбоагрегата — это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или то­плива от развиваемой электрической мощности типа:

Q_ч = q_xx + q_тP_т + q_кP_к (Гкал/ч)

или

В_ч — b_кх + b_тР_т + b_кP_к (т у.т./ч),

где Q_ч — часовой расход теплоты, Гкал/ч; В_ч — часовой расход топлива, т у.т./ч; q_xx и b_кх — часовые расходы теплоты или топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; q_т и b_т — относительные приросты теплоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/'ч/кВт; q_к и b_к — относительные приросты теплоты или топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Р_т— электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Р_к — электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.

Противодавленческие турбины предназначены для теплоснабжения потребителей с попутной выработкой электроэнергии. Электрическая мощность этих турбин как бы «привязана» к тепловой производительности и полностью от нее зависит:

Q_ч = q_xx + q_тP_т (Гкал/ч)

или

В_ч = b_хх + b_тР_т(т у.т./ч).

Поскольку вся электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), противодавленческие турбины являются самыми экономичными из всех паровых турбин. Удельный расход топлива здесь составляет 180-200 г у.т./кВт«ч.

Теплофикационные турбины с одним или двумя регулируемыми отборами пара имеют следующие характеристические уравнения:

для часовых показателей:

Q_ч = q_xx + q_тP_т + q_кP_к(Гкал/ч)

P_т= m₁Q_п + m ₂Q_т - С(кBт);

для годовых показателей:

Q_год = q_ххТ + q_тW_т + q_к W_к (Гкал/год);

W_т=m₁Q_п + m ₂Q_т - С (кВт ч/год),

где Q_п — часовой (или годовой) отпуск пара из производственного отбора (0,7 — 1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; Q_т — часовой (или годовой) отпуск пара из теплофикационного отбора (12 — 0,25 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; m₁ — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; m — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт ч/Г кал или кВт/Гкал/ч; С — константный показатель при расчете теплофикационной мощности (выработки энергии — при расчете годовых показателей), кВт; Т — - время работы турбины, ч/год; W_т— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт ч/год; W_к — годовая выработка электроэнергии по конденсационному циклу, кВт ч/год.

Расход теплоты определяет расход топлива соответствующим турбоагрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной ТЭЦ, затраченный на производство тепла, по формуле:

b_r = 1000/(7000 ŋ_к) = 0,143/ ŋ_к (ту.т. /Гкал),

где 1000 — размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; ŋ_к — КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удельный расход топлива на производство теплоты при КПД ŋ_к=1 (100 %).

Для современных турбин используются готовые топливные характеристики типа:

В_год = b_ххТ + b_пD_п + b_тDт + b_эW_год (т у.т. /год),

где b_п, b_т, b_э — относительные приросты расхода топлива на производство соответственно пара из производственного отбора, теплофикационной горячей воды и электроэнергии. Обычно удельные расходы топлива на производство (выработку, отпуск) электроэнергии вычисляются в граммах — гу.т./кВт ч или килограммах — кг у.т./кВт.ч; на производство тепла — в тоннах или килограммах — кг у.т./Гкал; D_n, D_т и W_год — годовое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды и электроэнергии.

При этом годовой расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу:

В_год = m₁D_n + m₂D_т (т у.т. /год).

Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущества перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на про­изводство электроэнергии — 220-280 г у.т./кВт ч. При этом выработка энергии по теплофикационному циклу требует 200-250 г у. т./кВт ч, а по конденсационному циклу — свыше 400 г у.т,/кВт ч, так что общий показатель зависит от соотношения выработки по этим циклам или от доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее работает ТЭЦ.

Конденсационные электростанции (КЭС) различаются по общей установленной мощности и мощности турбогенераторов: 150,300, 500,800, 1200 МВт.

Каждая конденсационная турбина имеет две (или более) зоны мощности — экономическую (Рэ) и сверхэкономическую, определяемую как разница между установленной (Ру) и экономической мощностями (Ру - Рэ), кВт. При работе в этих зонах имеют место разные относительные приросты расходов тепла на производство электроэнергии: в экономической зоне — q_э и сверхэкономической зоне — q_св-э причем q_св-э>> q_э. Поэтому энергетические характеристики конденсационных турбогенераторов имеют вид:

для часовых показателей:

Q_ч = q_xx + q_эP_э + q_эP_э+Q_св-э(Р_у - P_з) (Гкал/ч);

для годовых показателей:

Q_год = q_ххТ + q_эW_э + q_св-э W_св-э (Гкал/год)

где W_э и W_св-э — годовая выработка электроэнергии соответственно в экономической и сверхэкономической зонах, кВт ч/год.

Конденсационные станции существенно уступают по экономичности ТЭЦ, их удельные расходы на самых лучших КЭС составляют 318-320 г у.т./кВт ч, а на старых, работавших еще на среднем давлении пара, этот показатель может достигать 400-500 г у,т./кВт ч.

КПД конденсационных электростанций составляет в среднем 30-35%

В последнее время все большее распространение получают газотурбинные электростанции и установки (ГТУ), отличающиеся большой маневренностью и низкой экономичностью. Они так же, как и ГЭС, используются для покрытия пиковой части графиков нагрузок. Однако их технико-экономические показатели наихудшие среди тепловых электростанций, удельные расходы топлива — 500-600 г у.т./кВт ч и выше.

Для повышения экономичности ГТУ создаются парогазовые циклы, в которых отработанные газы после газовых турбин, обладающие еще значительным теплосодержанием, а иногда содержащие также продукты неполного сгорания, дожигаются и догреваются в энергетических котлах с выработкой пара для обычных паровых турбин. Парогазовые электростанции обладают КПД производства энергии и удельными расходами топлива, сравнимыми с показателями ТЭЦ. В составе парогазового цикла КПД газотурбинной установки составляет примерно 50%.

Атомные электростанции (АЭС), являющиеся, по существу, теплостанциями, в которых пар получается не при сжигании топлива, а освобождении внутриатомной энергии, различаются по типам ядерных реакторов (в том числе на быстрых или на медленных нейтронах), мощности и некоторым другим признакам.

АЭС работают на ядерном топливе, в качестве которого используются уран-233 (U-235), уран-233 (U-233) и плутоний-239 (Рu-239). Ядерное горючее обладает теплотой сгорания примерно в 2,5 миллиона раз выше, чем теплота сгорания обычного органического топлива.

На промышленных АЭС России установлены энергетические ядерные реакторы с водой под давлением корпусного типа ВВЭР и канальные водографитовые реакторы РМБК. Целью развития атомной энергетики является создание безотходных АЭС с реакторами-размножителями на быстрых нейтронах, где одновременно с производством энергии образуется плутоний-239, служащий для дальнейшего использования.

Гидроэлектростанции бывают двух типов: собственно ГЭС и гидроаккумулирующие (ГАЭС), созданные специально для регулирования графика нагрузки. Гидростанции являются единственными источниками энергии, использующими возобновляемые природные энергоресурсы — естественный речной водоток. Как известно, в природе происходит непрерывный круговорот воды: испарения естественных водоемов, преимущественно морей и океанов, конденсируются в атмосфере и выпадают в виде дождя и снега. Эти атмосферные осадки составляют основной объем речного водотока. Другие его составные части — вековые снега и ледники горных массивов, постепенно тающие ввиду общего потепления планетарного климата.

Некоторые гидростанции строятся на естественном водотоке {бесплотинные ГЭС), но большинство из них требует сложных и дорогостоящих гидротехнических сооружений (плотины, дамбы, деривационные каналы и т.п.), затопления значительных территорий, для водохранилищ, создания перепада высот над уровнем моря. Масса воды на высотной отметке, называется верхним бьефом, на нижней отметке — нижним бьефом. Перепад давлений между бьефами реализуется для получения энергии.

Собственно ГЭС различаются по напору — высоконапорные (горные) и низконапорные (равнинные); по зарегулированности естественного водотока — с суточным, сезонным и многолетним регулированием; по некоторым другим признакам, в частности — по мощности.

Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) — искусственные сооружения, созданные на возвышенностях над естественными водоемами. В часы ночного провала нагрузки они работают в режиме насосов, закачивающих воду на верхний бьеф водохранилища, а в часы пика нагрузки срабатывают эту воду, развивая электрическую мощность и вырабатывая электроэнергию для сглаживания суточной неравномерности электропотребления.

Ветряные, солнечные, приливные, биоэнергетические станции не нашли пока еще сколько-нибудь существенного применения в электроэнергетике. Также пока что нецелесообразно всерьез говорить о термоядерных электростанциях, на пути создания которых в настоящее время имеются очень большие трудности. Аналогичное положение возникло с магнитогидродинамическим способом производства электроэнергии, с, так называемыми, МГД-генераторами. В разработке также находятся термоэлектрические (преобразуют тепловую энергию в электрическую), электрохимические (преобразуют химическую энергиию в электрическую) и термоэмисионные генераторы.

Энергетические, технические и экономические свойства электростанций различных типов используются при оптимизации покрытия суточного графика нагрузки.