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).

В соответствии с технологическим процессом производства электрической и тепловой энергии на тепловых электростанциях (ТЭС) и общими требованиями управления организационная структура ТЭС состоит из производственных подразделений (цех, лаборатория, производственно-технические службы) и функциональных отделов.
Принципиальная схема управления электростанций при цеховой структуре показана на рис. 11.1.
По участию в технологическом процессе производства энергии различают цеха основного и вспомогательного производств.
К цехам основного производства относят цеха, которые по своей организации и технологическому процессу непосредственно участвуют в производстве электрической и тепловой энергии.
Цехами вспомогательного производства энергетических предприятий являются цеха, которые непосредственно не связаны с производством электрической и тепловой энергии, а лишь обслуживают цеха основного производства, создавая им необходимые условия для нормальной работы, например, осуществляя ремонт оборудования или снабжая материалами, инструментом, запасными частями, водой, транспортом и т.д. Сюда же относятся услуги лабораторий, проектно-конструкторских отделов и т.п.

К цехам основного производства на тепловых электростанциях относятся:
. топливно-транспортный цех: подача твердого топлива и его подготовка, железнодорожный и автомобильный транспорт, разгрузочные эстакады и склады топлива;
. химический цех в составе химической водоочистки и химической лаборатории, выполняющий производственные функции по химводоподготовке и химводоочистке и контролирующий качество топлива, воды, пара, масла и золы;
. котельный цех: подача жидкого и газового топлива, пылеприготовление, котельная и золоудаление;
. турбинный цех: турбинные установки, теплофикационное отделение, центральная насосная и водное хозяйство;
. электрический цех: все электрическое оборудование станции, электротехническая лаборатория, электроремонтная и трансформаторная мастерские, масляное хозяйство и связь.
К цехам вспомогательного производства на электростанциях относятся:
. механический цех: общестанционные мастерские, системы отопления производственных и служебных помещений, водопровод и канализация;
. ремонтно-строительный цех (РСЦ): надзор за производственными и служебными зданиями, ремонтирует их, а также содержит в надлежащем состоянии дороги и всю территорию станции;
. цех (или лаборатория) тепловой автоматики и измерений (ТАИ);
. электроремонтная мастерская (ЭРМ).
Производственная структура тепловой электростанции может быть упрощена с учетом ее мощности, количества основного оборудования, а также ее технологических особенностей, например, возможно объединение котельного и турбинного цехов. На ТЭС малой мощности, а также на ТЭС, работающих на жидком или газообразном топливе, получила широкое распространена производственная структура с двумя цехами - теплосиловым и электрическим.
Производственно-технический отдел (ПТО) электростанции разрабатывает режимы работы оборудования электростанции, эксплуатации- онные нормы и режимные карты. Он разрабатывает совместно с планово- экономическим отделом проекты планов выработки энергии и планы технико-экономических показателей на планируемый период по станции в целом и по отдельным цехам. ПТО организует технический учет работы оборудования, ведет учет расхода топлива, воды, пара, электроэнергии на собственные нужды, составляет необходимую техническую отчетность, обрабатывает первичную техническую документацию. ПТО анализирует выполнение установленных режимов и технических норм работы оборудования, разрабатывает мероприятия по экономии топлива (на ТЭС).
Производственно-технический отдел составляет общестанционный график ремонтов оборудования, участвует в приемке оборудования из ремонта, контролирует выполнение графика ремонтов, разрабатывает заявки электростанции на материалы, запасные части и оборудование, контролирует соблюдение установленных норм расхода материалов, обеспечивает внедрение передовых методов ремонта.
В состав аппарата электростанции входит группа инспекторов, контролирующая соблюдение на предприятии Правил технической эксплуатации и Правил техники безопасности.
Планово-экономический отдел (ПЭО) разрабатывает перспективные и текущие планы работы электростанции и ее цехов, осуществляет контроль за ходом выполнения плановых показателей.
Отдел персонала и социальных отношения решает под руководством директора комплекс задач по организации управления персоналом.
Отдел материально-технического снабжения (ОМТС) обеспечивает снабжение электростанции материалами, инструментами и запасными частями, заключает договора на материально-техническое снабжение и реализует их.
Отдел капитального строительства осуществляет организацию капитального строительства на электростанции.
Бухгалтерия ведет учет хозяйственной деятельности электростанции, осуществляет контроль за правильным расходованием средств и соблюдением финансовой дисциплины, составляет бухгалтерские отчеты и балансы.
Каждый цех электростанции возглавляется начальником, являющимся единоличным руководителем цеха и организующим его работу по выполнению плановых заданий.
Отдельные участки цеха возглавляются мастерами, которые отвечают за работу на своем участке.
Руководство оперативным персоналом на электростанции осуществляет начальник смены, во время своей смены непосредственно руководящий всем режимом работы электростанции и оперативными действиями ее персонала. В административно-техническом отношении дежурный инженер подчинен главному инженеру и свою работу проводит по его указаниям. В то же время начальник смены станции оперативно подчинен дежурному диспетчеру энергосистемы, который по режиму станции, ее нагрузке, схеме соединений отдает распоряжения помимо главного инженера. В аналогичном подчинении находятся и начальники смен цехов: в оперативном отношении они подчинены начальнику смены станции, а в административно-техническом - своему единоначальнику. Двойное подчинение дежурного персонала на энергетических предприятиях является одной из характерных их особенностей и обусловлено рассмотренными выше технологическими особенностями энергетического производства.
Организационные структуры электростанций в связи с реформированием электроэнергетики претерпевают изменения. В территориальных объединениях электростанций сосредотачиваются функции управления персоналом, финансами, снабжением, функции планирования, капитального строительства, рядом технических вопросов.

ТЭС – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива (рис.Д.1).

Различают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и парогазовые (ПГЭС). Подробнее остановимся на ТПЭС.

Рис.Д.1 Схема ТЭС

На ТПЭС тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь, мазут, природный газ, лигнит (бурый уголь), торф, сланцы. Их КПД достигает 40%, мощность – 3 ГВт. ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называют конденсационными электростанциями (официальное название в РФ – Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС). На ГРЭС вырабатывается около 2/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТПЭС оснащенные теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около 1/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

Известны четыре типа угля. В порядке роста содержания углерода, а тем самым и теплотворной способности эти типы располагаются следующим образом: торф, бурый уголь, битуминозный (жирный) уголь или каменный уголь и антрацит. В работе ТЭС используют в основном первые два вида.

Уголь не является химически чистым углеродом, также в нем содержится неорганический материал (в буром угле углерода до 40%), который остается после сгорания угля в виде золы. В угле может содержаться сера, иногда в составе сульфида железа, а иногда в составе органических компонентов угля. В угле обычно присутствуют мышьяк, селен, а также радиоактивные элементы. Фактически уголь оказывается самым грязным из всех видов ископаемого топлива.

При сжигании угля образуются диоксид углерода, оксид углерода, а также в больших количествах оксиды серы, взвешенные частицы и оксиды азота. Оксиды серы повреждают деревья, различные материалы и оказывают вредное влияние на людей.

Частицы, выбрасываемые в атмосферу при сжигании угля на электростанциях, называются «летучей золой». Выбросы золы строго контролируются. Реально попадает в атмосферу около 10% взвешенных частиц.

Работающая на угле электростанция мощностью 1000 МВт сжигает 4-5 млн. т угля в год.

Поскольку в Алтайском крае отсутствует добыча угля, то будем считать, что его привозят из других регионов, и для этого прокладывают дороги, тем самым, изменяя природный ландшафт.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

В статье рассматриваются типы тепловых электростанций и их классификация по различным признакам. А также приведены их определения и характеристики.

Жизнь человека связана с широким использованием не только электрической, но и тепловой энергии. Важно сразу усвоить, что тепло, используемое человеком для бытовых нужд, является низко потенциальным, т.е. ее теплоноситель имеет относительно невысокую температуру и давление, поскольку именно это позволяет организовать высокоэкономичное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, о чем, в основном, пойдет речь ниже. В общем случае снабжение любого объекта тепловой энергией обеспечивается системой, состоящей из трех основных элементов: источника тепла (например, котельной), тепловой сети (например, трубопроводов горячей воды или пара) и теплоприемника (например, батарея водяного отопления, располагаемая в комнате) .

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции - это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название - ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.

Промышленные электростанции - это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например, завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

2.Повидуиспользуемоготопливатепловыеэлектростанцииразделяютсянаэлектростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.

За конденсационными электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС — тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ и АЭС, газотурбинные электростанции (ГТЭС) и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭСРоссии, особенновевропейскойчасти, вкачествеосновноготоплива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива - мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь - низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб - АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.

1. По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергиивмеханическуюэнергиювращенияроторовтурбоагрегатов, различаютпаротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину - паровую турбину. ПТУ - основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В России имеется только одна работающая ПГУ-ТЭЦ (ПГУ-450Т) мощностью 450 МВт. На Невинномысской ГРЭС работает энергоблок (см. лекцию 7) ПГУ-170 мощностью 170 МВт, а на Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга — энергоблок ПГУ- 300 мощностью 300 МВт.

1. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

1. По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление - это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД - 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов - очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди .

ЛИТЕРАТУРА

1. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - С. 114.
2. Энергетика в России и в мире: Проблемы и перспективы. - М.: МАИК «Наука/Интер-периодика», 2001. - 302 с.

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. СТРУКТУРА ТЭС, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ. ПАРОГЕНЕРАТОР. ПАРОВАЯ ТУРБИНА. КОНДЕНСАТОР

Классификация ТЭС

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

Первые ТЭС появились в конце 19 века (в 1882 г. - в Нью-Йорке, в 1883 г. - в С. Петербурге, в 1884 г. - в Берлине) и получили преимущественное распространение. В настоящее время ТЭС - основной вид электрических станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет: в России примерно 70% , в мире около 76%.

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора (обычно синхронного генератора). Генератор совместно с турбиной и возбудителем называется турбогенератором .В России на ТПЭС производится ~99% электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями (КЭС). В России КЭС исторически называется Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС. На ГРЭС вырабатывается около 65% электроэнергии, производимой на ТЭС. Их КПД достигает 40 %. Самая крупная в мире Сургутская ГРЭС-2; её мощность 4,8 ГВт; мощность Рефтинской ГРЭС 3,8 ГВт.

ТПЭС, оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается соответственно около 35 % электроэнергии, производимой на ТЭС. Благодаря более полному использованию тепловой энергии КПД ТЭЦ повышается до 60 - 65 %. Самые мощные ТЭЦ в России ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 Мосэнерго имеют мощность по 1410 МВт.

Промышленные газовые турбины появились значительно позже паровых турбин, так как для их изготовления требовались особые жаропрочные конструкционные материалы. На основе газовых турбин были созданы компактные и высокоманевренные газотурбинные установки (ГТУ). В камере сгорания ГТУ сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750 - 900° С поступают в газовую турбину, вращающую ротор электрогенератора. КПД таких ТЭС обычно составляет 26 - 28%, мощность - до нескольких сотен МВт. ГТУ не отличаются экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов.

ТЭС с ГТУ применяются основном как резервные источники электроэнергии для покрытия пиков электрической нагрузки или для снабжения электричеством небольших населённых пунктов.Они позволяют электростанции работать при резкопеременной нагрузке ; могут часто останавливаться, обеспечивают быстрый пуск, высокую скорость набора мощности и достаточно экономичную работу в широком диапазоне нагрузки. Как правило, ГТУ уступают паротурбинным ТЭС по удельному расходу топлива и себестоимости электроэнергии. Стоимость строительно-монтажных работ на ТЭС с ГТУ уменьшается примерно в два раза, так как не нужно строить котельный цех и насосную. Самая мощная ТЭС с ГТУ ГРЭС-3 им. Классона (Московская обл.) имеет мощность 600 МВт.

Отработанные газы ГТУ имеют достаточно высокую температуру, вследствие чего ГТУ имеют невысокий КПД. В парогазовой установке (ПГУ), состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов , горячие газы ГТУ используются для нагревания воды в парогенераторе. Это электростанции комбинированного типа. КПД ТЭС с ПГУ достигает 42 - 45%. ПГУ в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. К тому же это самый экологически чистый двигатель, что объясняется высоким КПД. Появились ПГУ чуть более 20 лет назад, однако, сейчас это самый динамичный сектор энергетики. Самые мощные энергоблоки с ПГУ в России: на Южной ТЭЦ С. Петербурга - 300 МВт и на Невинномысской ГРЭС - 170 МВт.

ТЭС с ГТУ и ПГУ также могут отпускать тепло внешним потребителям, то есть работать как ТЭЦ.

По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями .

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котёл подаёт пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котёл. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление - это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД - 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме.

Эффективность работы ТЭС оценивается коэффициентом полезного действия (КПД) , который определяется отношением количества энергии, отпущенной за некоторое время к затраченной теплоте, содержащейся в сожжённом топливе. Наряду с КПД для оценки работы ТЭС используется также другой показатель - удельный расход условного топлива (условное топливо это топливо, имеющее теплоту сгорания = 7000 ккал/кг=29,33 МДж/кг). Между КПД и условным расходом топлива имеется связь .

Структура ТЭС

Основные элементы ТЭС (рис. 3.1):

u котельная установка , преобразующая энергию химических связей топлива и производящая водяной пар с высокими температурой и давлением;

u турбинная (паротурбинная) установка , преобразующая тепловую энергию пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата;

u электрогенератор , обеспечивающий преобразование кинетической энергии вращения ротора в электрическую энергию.

Рисунок 3.1. Основные элементы ТЭС

Тепловой баланс ТЭС показан на рис. 3.2.

Рисунок 3.2. Тепловой баланс ТЭС

Основная потеря энергии на ТЭС происходит из-за передачи теплоты пара охлаждающей воде в конденсаторе ; с теплом пара теряется более 50 % теплоты (энергии).

3.3. Парогенератор (котёл)

Основным элементом котельной установки является парогенератор , представляющий собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Большую часть котла занимает топка; её стены облицованы экранами из труб, по которым подводится питательная вода. В парогенераторе производится сжигание топлива, при этом вода превращается в пар высокого давления и температуры. Для полного сгорания топлива в топку котла нагнетается подогретый воздух; для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется около 5 м 3 воздуха.

При горении топлива энергия его химических связей превращается в тепловую и лучистую энергию факела . В результате химической реакции сгорания, при которой углерод топлива С превращается в оксиды СО и СО 2 , сера S - в оксиды SO 2 и SO 3 и т.д., и образуются продукты сгорания топлива (дымовые газы). Охлаждённые до температуры 130 - 160 О С дымовые газы через дымовую трубу покидают ТЭС, уносят около 10 - 15% энергии (рис.3.2).

В настоящее время наиболее широко используются барабанные (рис.3.3,а) и прямоточные котлы (рис.3.3,б). В экранах барабанных котлов осуществляется многократная циркуляция питательной воды; отделение пара от воды происходит в барабане. В прямоточных котлах вода проходит по трубам экрана только один раз, превращаясь в сухой насыщенный пар (пар в котором нет капелек воды).

а ) б )

Рисунок 3.3. Схемы барабанного (а) и прямоточного (б) парагенераторов

В последнее время для повышения эффективности работы парогенераторов производят сжигание угля при внутри-цикловой газификации и в циркулирующем кипящем слое ; при этом КПД увеличивается на 2,5%.

Паровая турбина

Турби́на (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение) - это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора.

Попытки создать механизмы, похожие на паровые турбины, делались ещё тысячелетия назад. Известно описание паровой турбины, сделанное Героном Александрийским в 1-м веке до н. э., так называемая «турбина Герона» . Однако только в конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня Густаф Лаваль (Швеция) и Чарлз Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга создали пригодные для промышленности паровые турбины . Для изготовления промышленной турбины требовалась значительно более высокая культура производства, чем для паровой машины.

В 1883 году Лаваль создал первую работающую паровую турбину . Его турбина представляла собой колесо, на лопатки которого подавался пар. Затем он дополнил сопла коническими расширителями; что значительно повысило КПД турбины и превратило её в универсальный двигатель. Пар, разогретый до высокой температуры, поступал из котла по паровой трубе к соплам и выходил наружу. В соплах пар расширялся до атмосферного давления. Благодаря увеличению объёма пара получалось значительное увеличение скорости вращения. Таким образом, заключённая в паре энергия передавалась лопастям турбины . Турбина Лаваля была намного экономичнее старых паровых двигателей.

В 1884 году Парсонс получил патент на многоступенчатую реактивную турбину , которую он создал специально для приведения в действие электрогенератора. В 1885 году он сконструировал многоступенчатую реактивную турбину (для повышения эффективности использования энергии пара), получившую в дальнейшем широкое применение на тепловых электростанциях.

Паровая турбина состоит из двух основных частей: ротора с лопатками - подвижная часть турбины; статора с соплами - неподвижная часть. Неподвижную часть выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора (рис.3.4.)

Рисунок 3.4. Вид простейшей паровой турбины

По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины , у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные , направление потока пара в которых - перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В России и странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.

По способу действия пара турбины делятся на: активные , реактивные и комбинированные . В активной турбине используется кинетическая энергия пара, в реактивной: кинетическая и потенциальная .

Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов в минуту. Паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. часов работы (до капитального ремонта). Паровая турбина является одним из самых дорогих элементов ТЭС.

Достаточно полное использование энергии пара в турбине может быть достигнуто только при работе пара в ряде последовательно расположенных турбинах, которые называются ступенями или цилиндрами . В многоцилиндровых турбинах можно снизить скорость вращения рабочих дисков. На рис.3.5 показана трёхцилиндровая турбина (без кожуха). К первому цилиндру - цилиндру высокого давления (ЦВД) 4 пар подводится по паропроводам 3 непосредственно из котла и поэтому он имеет высокие параметры: для котлов СКД - давление 23, 5 МПа, температура 540 О С. На выходе ЦВД давление пара составляет 3-3,5 МПа (30 - 35 ат), а температура - 300 О - 340 О С.

Рисунок 3.5. Трёхцилиндровая паровая турбина

Для снижения эрозии лопаток турбины (влажным паром) из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котёл , в так называемый промежуточный пароперегреватель; в нём температура пара повышается до исходной (540 О С). Вновь нагретый пар подаётся по паропроводам 6 в цилиндр среднего давления (ЦСД) 10. После расширения пара в ЦСД до давления 0,2 - 0,3 МПа (2 - 3 ат) пар с помощью выхлопных труб подаётся в ресиверные трубы 7, из которых направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 9. Скорость течения пара в элементах турбины 50-500 м/с. Лопатка последней ступени турбины имеет длину 960 мм и массу 12 кг.

КПД тепловых машин и паровой идеальной турбины, в частности, определяется выражением:

,

где - теплота, полученная рабочим телом от нагревателя, - теплота, отданная холодильнику. Сади Карно в 1824 г. теоретически получил выражение для предельного (максимального) значение КПД тепловой машины с рабочим телом в виде идеального газа

,

где - температура нагревателя, - температура холодильника, т.е. температуры пара на входе и выходе турбины соответственно, измеряемые градусах Кельвина (К). Для реальных тепловых двигателей .

Для повышения КПД турбины понижать нецелесообразно ; это связано с дополнительным расходом энергии. Поэтому для увеличения КПД можно увеличить . Однако для современного развития технологий здесь уже достигнут предел.

Современные паровые турбины делятся на: конденсационные и теплофикационные . Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части энергии (теплоты) пара в механическую энергию. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование).

Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций - электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин - тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Теплофикационные паровые турбины делятся на: турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара и с отбором и противодавлением .

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии. У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1-й или 2-й промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Турбины являются самыми сложными элементами ТЭС. Сложность создания турбин определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалами и т.п., но главным образом, чрезвычайной наукоёмкостью . В настоящее время число стран выпускающих мощные паровые турбины не превышает десяти. Наиболее сложным элементом является ЦНД. Основными производителями турбин в России является Ленинградский металлический завод (г. С. Петербург) и турбомоторный завод (г. Екатеринбург).

Низкое значение КПД паровых турбин и обусловливает эффективность его первоочередного повышения. Поэтому именно паротурбинной установке ниже уделяется основное внимание.

Основными потенциальными методами повышения экономичности паровых турбин являются:

· аэродинамическое совершенствование паровой турбины;

· совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путём повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;

· совершенствование и оптимизация тепловой схемы и её оборудования.

Аэродинамическое совершенствование турбин за рубежом в последние 20 лет обеспечивалось с помощью трёхмерного компьютерного моделирования турбин. Прежде всего, необходимо отметить разработку саблевидных лопаток . Саблевидными лопатками называются изогнутые лопатки, напоминающие по внешнему виду саблю (в зарубежной литературе используются термины «банановая» и «трёхмерная»).

Фирма Siemens использует «трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД (рис. 3.6), где лопатки имеют малую длину, но зато относительно большую зону высоких потерь в корневой и периферийных зонах. По оценкам фирмы Siemens использование пространственных лопаток в ЦВД и ЦСД позволяет увеличить их КПД на 1 - 2 % по сравнению с цилиндрами, созданными в 80-е годы прошлого века.

Рисунок 3.6. «Трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД фирмы Siemens

На рис. 3.7 показаны три последовательных модификации рабочих лопаток для ЦВД и первых ступеней ЦНД паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom : обычная («радиальная») лопатка постоянного профиля (рис. 3.7, а ), используемая в наших турбинах; саблевидная лопатка (рис. 3.7, б ) и, наконец, новая лопатка с прямой радиальной выходной кромкой (рис. 3.7, в ). Новая лопатка обеспечивает КПД на 2 % больший, чем исходная (рис. 3.7, а ).

Рисунок 3.7. Рабочие лопатки для паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom

Конденсатор

Отработанный в турбине пар (давление на выходе ЦНД составляет 3 - 5 кПа, что в 25 - 30 раз меньше атмосферного) поступает в конденсатор . Конденсатор представляет собой теплообменник, по трубам которого непрерывно циркулирует охлаждающая вода, подаваемая циркуляционными насосами из водохранилища. На выходе из турбины с помощью конденсатора поддерживается глубокий вакуум. На рис.3.8 показан двухходовой конденсатор мощной паровой турбины.

Рисунок 3.8. Двухходовой конденсатор мощной паровой турбины

Конденсатор состоит из стального сварного корпуса 8, по краям которого в трубной доске закреплены конденсаторные трубки 14. Конденсат собирается в конденсаторе и постоянно откачивается конденсатными насосами .

Для подвода и отвода охлаждающей воды служит передняя водяная камера 4. Вода подаётся снизу в правую часть камеры 4 и через отверстия в трубной доске попадает в охлаждающие трубки, по которым движется до задней (поворотной) камеры 9. Пар поступает в конденсатор сверху, встречается с холодной поверхностью и конденсируется на них. Поскольку конденсация идёт при низкой температуре, которой соответствует низкое давление конденсации, то в конденсаторе создаётся глубокое разряжение (в 25-30 раз меньше атмосферного давления).

Для того чтобы конденсатор обеспечивал низкое давление за турбиной, и, соответственно, конденсацию пара требуется большое количество холодной воды. Для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется приблизительно 0,12 м 3 воды; один энергоблок НчГРЭС за 1с использует 10 м 3 воды. Поэтому ТЭС строят либо вблизи природных источников воды, либо строят искусственные водоёмы. В случае невозможности использования большого количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода может охлаждаться в специальных охладительных башнях - градирнях , которые благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью электростанции (рис.3.9).

Из конденсатора с помощью питательного насоса конденсат возвращается в парогенератор.

Рисунок 3.9. Внешний вид градирни ТЭЦ

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 3

1. Структурная схема ТЭС и назначение её элементов – 3 балла.

2. Тепловая схема ТЭС – 3 балла.

3. Тепловой баланс ТЭС – 3 балла.

4. Парогенератор ТЭС. Назначение, типы, структурная схема, КПД – 3 балла.

5. Параметры пара на ТЭС – 5 баллов

6. Паровая турбина. Устройство. Разработки Лаваля и Парсонса – 3 балла.

7. Многоцилиндровые турбины – 3 балла.

8. КПД идеальной турбины – 5 баллов.

9. Конденсационные и теплофикационные паровые турбины – 3 балла.

10. Чем отличается КЭС от ТЭЦ? КПД КЭС и ТЭЦ – 3 балла.

11. Конденсатор ТЭС – 3 балла.