17 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 17. 4 Типы электростанций
 Скачать 129.36 Kb.
|
|
4.1. Типы электростанций В настоящее время для получения электрической энергии используют следующие типы электростанций:
Крупные КЭС, обслуживающие потребителей значительного района страны, получили название государственных районных электростанций (ГРЭС), гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);
Большую часть электроэнергии (как в России, так и в мировой энергетике) вырабатывают тепловые, атомные и гидравлическими электростанции. Состав электростанций различного типа по установленной мощности зависит от наличия и размещения по территории страны гидроэнергетических и теплоэнергетических ресурсов, их технико-экономических характеристик, включая затраты на транспортирование топлива, а также от технико-экономических показателей электростанций. Рассмотрим некоторые особенности электростанции, в той или иной степени приходится учитывать при их строительстве и эксплуатации. Тепловые конденсационные электростанциистроят по возможности ближе к местам добычи топлива, удобным для водоснабжения. Их выполняют из ряда блочных агрегатов (котел–турбогенератор–повышающий трансформатор) мощностью от 200 до 1200 МВт, выдающих выработанную энергию в сети 110…750 кВ. Особенность агрегатов КЭС заключается в том, что они недостаточно маневренны: подготовка к пуску, разворот, синхронизация, и набор нагрузки требуют от 3 до 6 ч. Поэтому для них предпочтительным является режим работы с равномерной нагрузкой в пределах от номинальной до нагрузки, соответствующей техническому минимуму, определяемому видом топлива и конструкцией агрегата. Коэффициент полезного действия КЭС составляет 32...40 %. Они существенно влияют на окружающую среду – загрязняют атмосферу, изменяют тепловой режим источников водоснабжения. Теплофикационные электростанциистроят вблизи потребителей тепла, при этом используется обычно привозное топливо. Работают эти электростанции наиболее экономично (коэффициент использования тепла достигает. 60...70%) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы. Единичная мощность агрегатов составляет 30...250 МВт, Станции с агрегатами до 60 МВт включительно выполняются в тепломеханической части с поперечными связями по пару и воде, в электрической части – со сборными шинами 6... 10 кВ и выдачей значительной части мощности в местную распределительную сеть. Станции с агрегатами 100...250 МВт выполняются блочного типа с выдачей мощности в сети повышенного напряжения. Теплофикационные, как и конденсационные электростанции, существенно влияют на окружающую среду. Атомные электростанциимогут быть сооружены в любом географическом районе, в том числе и труднодоступном, но при наличии источника водоснабжения. Количество (по массе) потребляемого топлива (уранового концентрата) незначительно, что облегчает требования к транспортным связям. Атомные электростанции состоят из рада агрегатов блочного типа, выдающих энергию в сети повышенного напряжения. Агрегаты, в особенности на быстрых нейтронах, не маневренны, так же как и агрегаты КЭС. По условиям работы и регулирования, а также по технико-экономическим соображениям предпочтительным является режим-с относительно равномерной нагрузкой. Атомные электростанции предъявляют повышенные требования к надежности работы оборудования. Коэффициент полезного действия АЭС составляет 35... 38 %. Практически АЭС не загрязняют атмосферу. Выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны, что позволяет сооружать АЭС вблизи городов и центров нагрузки. Трудной проблемой является захоронение или восстановление отработавших топливных элементов. Гидроэлектростанциимогут быть сооружены там, где имеются гидроресурсы и условия для строительства, что часто не совпадает с расположением потребителей электроэнергии. При сооружении ГЭС обычно преследуют решение комплекса задач, а именно: выработки электроэнергии, улучшения условий судоходства, орошения. Единичная мощность гидроагрегатов достигает 640 МВт. Электрическую часть выполняют по блочным схемам генераторы – трансформаторы с выдачей мощности в сети повышенного напряжения. Гидроагрегаты высокоманевренны: разворот, синхронизация с сетью и набор нагрузки требуют от 1 до 5 мин. Гидроэлектростанция может быть использована для работы в пиковой части суточного графика системы с частыми пусками и остановами агрегатов. Коэффициент полезного действия ГЭС/составляет 85...87%. Гидроэлектростанции существенно влияют на водный режим рек, рыбное хозяйство, микроклимат в районе водохранилищ, а также на лесное и сельское хозяйства, поскольку создание водохранилищ связано с затоплением значительных полезных для народного хозяйства площадей. Гидроаккумулирующие электростанциипредназначены для выравнивания суточного графика энергосистемы по нагрузке. В часы минимальной нагрузки они работают в насосном режиме (перекачивают воду из нижнего водоема и запасают энергию); в часы максимальной нагрузки энергосистемы агрегаты ГАЭС работают в генераторном режиме, принимая на себя пиковую часть нагрузки. Гидроаккумулирующие электростанции сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы пик. Их выполняют из ряда блоков, выдающих энергию в сети повышенного напряжения, и получающих ее из сети при работе в насосном режиме. Агрегаты высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный или в режим синхронного компенсатора. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70 ...75 %. Их сооружают там, где имеются источники водоснабжения и местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище. 4,2, Паротурбинные электростанции Конденсационные электростанции. На современных тепловых электростанциях большой мощности превращение теплоты в работу производится в циклах, использующих в качестве основного рабочего тела водяной пар высоких давления и температуры. Водяной пар производится парогенераторами (паровыми котлами), в топках которых сжигаются различные виды органического топлива: уголь; мазут, газ и др. Термодинамический цикл преобразования теплоты в работу с помощью водяного пара был предложен в середине XIX в. инженером и физиком У. Ренкиным. Тепловая схема КЭС, работающей по циклу Ренкина, показана на рис. 4.1, а, общий вид КЭС – на рис. 4.1, б.  Рис. 4.1. Конденсационная электростанция, работающая по циклу Ренкина: а – тепловая схема; б – общий вид; 1 – парогенератор; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – насос В парогенераторе 1 за счет тепла сжигаемого топлива вода, нагнетаемая в парогенератор насосом 5, превращается в водяной пар, который затем поступает в турбину 2, вращающую электрогенератор 3. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в механическую работу, которая, в свою очередь, преобразуется в генераторе в электроэнергию. Из турбины отработавший пар поступает в конденсатор 4, где конденсируется (превращается в воду). Насос 5 нагнетает конденсат в парогенератор, замыкая таким образом цикл.  Рис. 4.2. Цикл Ренкина на перегретом паре: а – на р–v-диаграмме; б – на Т–s-диаграмме Цикл Ренкина на перегретом паре (рис. 4.2) состоит из следующих процессов:
В соответствии со вторым законом термодинамики полезная работа за цикл равна разности подведенной и отведенной в цикле теплоты:  Термический КПД цикла Ренкина  Термодинамические исследования цикла Ренкина показывают, что его эффективность в большой степени зависит от начальных и конечных параметров (давления и температуры) пара. Исследования показывают, что t увеличивается с увеличением начальных параметров пара p1 и t1и уменьшением конечных р2и t2. Конечные параметры пара связаны между собой, так как пар в этой области влажный, поэтому их уменьшение приводит к уменьшению р2, т.е. давления в конденсаторе. Увеличение t1 ограничивается жаропрочностью материалов, увеличение р1 – допустимой степенью влажности пара в конце расширения и прочностью материала труб; повышенная влажность (х > 0,8) приводит к эрозии деталей турбины. В настоящее время на электростанциях в основном используется пар с давлением р1= 23,5 МПа (240 кгс/см2) и температурой t1 = 565 °С. На опытных установках применяется пар с р1= 29,4 МПа (300 кгс/см2) и t1= 600...650 °С. Понижение давления в конденсаторе менее р2= 3,5... 4,0 кПа (0,035...0,040 кг/см2), чему соответствует температура насыщения t2= 26,2... 28,6 °С, ограничивается прежде всего температурой охлаждающей воды tохл,колеблющейся в зависимости от климатических условий от 0 до 30 °С. При малой разности t2 - tохл,интенсивность теплообмена падает, а размеры конденсатора растут. Кроме того, с понижением р2 становится все большим удельный объем пара, что тоже ведет к увеличению размера конденсатора, а также и к увеличению последних ступеней турбины.  Рис. 4.3. Технологическая схема энергоблока КЭС: 1 – турбина; 2 – котел; 3 – система топливоприготовления; 4 – склад топлива и система топливоподачи; 5 – горелки котла; 6 – водяной экономайзер; 7 – воздухоподогреватель; 8 – вентилятор; 9 – дымосос; 10 – подогреватель высокого давления; 11 – питательный насос; 12 – деаэратор; 13 – подогреватель низкого давления; 14 – конденсатами насос; 15– конденсатор; 16 – циркуляционный насос На рис. 4.3 показана упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления – блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи, топливоприготовления, основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной, циркуляционного водоснабжения, водоподготовки, золоулавливания и золоудаления и электрической части станции. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование вышеназванных систем, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока). Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество теплоты, отдает ее циркуляционной воде. Теплота с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном и определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 42 %. Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжение 110...220 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора. Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт; также сооружаются электростанции мощностью 4,0...6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду. Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это, в первую очередь, газообразные окислы углерода, серы, азота, часть из которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее – при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть большие выбросы теплоты в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения. Конденсационные электростанции загрязняют гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемой из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку. Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива). Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 20 % теплоты, которая получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряются за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время в современных условиях решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогреваемых прудовых рыбных хозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т.д. Регенеративный цикл. Для повышения экономичности работы паротурбинных установок, помимо повышения параметров пара, применяют так называемый регенеративный цикл, при котором питательная вода до ее поступления в котельный агрегат подвергается предварительному нагреву паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. На рис. 4.4, а представлена схема паросиловой установки с регенеративным подогревом питательной воды, где α1, α2 и α3 – доли отбираемого пара из турбины. Изображение процесса в координатах Т, s(рис. 4.4, б) носит условный характер, так как количество рабочего пара (рабочего тела) меняется по длине проточной части турбины, а диаграмма строится для постоянного количества.  Рис. 4.4. Регенеративный подогрев питательной воды в цикле Ренкина: а – схема установки: 1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3 – паровая турбина с промежуточными отборами пара; 4 – электрогенератор; 5 – конденсатор; 6 – насосы; 7 – регенеративные подогреватели; б –изображение (условное) процесса в координатах Т, s: 1...7 – точки диаграммы Следует отметить, что поскольку питательной воде передается теплота отобранного пара, включая теплоту парообразования, а при получении работы используется лишь часть теплоты пара, не включающая теплоту парообразования, то потеря работы в результате отборов будет значительно меньше, чем увеличение энтальпии питательной воды. Поэтому в целом КПД цикла возрастает. Однако возрастает и удельный расход пара, так как отобранная часть пара не полностью участвует в совершении работы и для получения заданной мощности его расход надо увеличивать. Правда, это обстоятельство облегчает конструкцию последних ступеней турбин, позволяя уменьшить длину их лопаток. Применение регенеративного подогрева позволяет, когда это желательно, исключить экономайзер (подогрев питательной воды уходящими газами), использовав теплоту уходящих газов для подогрева поступающего в топку воздуха. Увеличение КПД при применении регенерации составляет 10... 15 %. При этом экономия теплоты в цикле возрастает с повышением начального давления р1пара. Это связано с тем, что с повышением р1увеличивается температура кипения воды, следовательно, повышается количество теплоты, которое можно подвести к воде при подогреве ее отработавшим паром, В настоящее время регенеративный подогрев применяется на всех крупных электростанциях. |