![]() |
Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | |
|
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:
Qч = qxx + qтPт + qкPк (Гкал/ч)
или
Вч — bкх + bтРт + bкPк (т у.т./ч),
где Qч — часовой расход теплоты, Гкал/ч; Вч — часовой расход топлива, т у.т./ч; qxx и bкх — часовые расходы теплоты или топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; qт и bт — относительные приросты теплоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/'ч/кВт; qк и bк — относительные приросты теплоты или топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Рт— электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Рк — 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:
Qч = qxx + qтPт (Гкал/ч)
или
Вч = bхх + bтРт(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:
Qч = qxx + qтPт + qкPк(Гкал/ч)
Pт= m1Qп + m 2Qт - С(кBт);
для годовых показателей:
Qгод = qххТ + qтWт + qк Wк (Гкал/год);
Wт=m1Qп + m 2Qт - С (кВт ч/год),
где Qп — часовой (или годовой) отпуск пара из производственного отбора (0,7 — 1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; Qт — 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; Wт— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт ч/год; Wк — 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:
br = 1000/(7000 ŋк) = 0,143/ ŋк (ту.т. /Гкал),
где 1000 — размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; ŋк — КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удельный расход топлива на производство теплоты при КПД ŋк=1 (100 %).
Для современных турбин используются готовые топливные характеристики типа:
Вгод = bххТ + bпDп + bтDт + bэWгод (т у.т. /год),
где bп, bт, bэ — 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; Dn, Dт и Wгод — годовое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды и электроэнергии.
При этом годовой расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу:
Вгод = m1Dn + m2Dт (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 — qэ и сверхэкономической зоне — qсв-э причем qсв-э>> qэ. Поэтому энергетические характеристики конденсационных турбогенераторов имеют вид:
для часовых показателей:
Qч = qxx + qэPэ + qэPэ+Qсв-э(Ру - Pз) (Гкал/ч);
для годовых показателей:
Qгод = qххТ + qэWэ + qсв-э Wсв-э (Гкал/год)
где Wэ и Wсв-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.
Дата публикования: 2014-11-03; Прочитано: 1235 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!