Состав тепловых электростанций и типы и принципиальные схемы тепловых электростанций

Паровая турбина представляет собой тепловой двигатель с вращающимся ротором, рабочий процесс в котором непрерывен. Паровые турбины очень компактны и изготовляются мощностью от нескольких сотен до миллиона кВт и более в одном агрегате.

В проточной части паровой турбины тепловая энергия пара определенных параметров вначале преобразуется в кинетическую энергию (энергия движения), затем эта энергия трансформируется в механическую работу вращения ротора и вала турбины.

Паровая турбина состоит из неподвижно установленного корпуса цилиндрической формы и размещенного на подшипниках внутри корпуса вращающегося ротора. Ротор турбины представляет собой вал, на котором прочно закреплены рабочие диски с венцом рабочих лопаток на ободе каждого диска. В теле корпуса турбины закреплены сопловые аппараты, или сопловые (направляющие) лопатки. Ступень турбины состоит из одного венца сопловых лопаток (диафрагма) и одного венца рабочих лопаток (рабочий диск). В корпусе турбины может быть несколько ступеней, а один агрегат паровой турбины может иметь один или несколько последовательно размещенных корпусов. В этом случае валы (роторы) отдельных корпусов скреплены между собой специальными муфтами.

В каналах между сопловыми (направляющими) лопатками пар расширяется, и его потенциальная энергия преобразуется в кинетическую энергию потока. В каналах между рабочими лопатками кинетическая энергия пара вследствие обтекания криволинейных профилей рабочих лопаток преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины.

5.5 Схемы и рабочие процессы газотурбинных установок (ГТУ)

В наиболее распространенных ГТУ разомкнутого цикла рабочим телом являются продукты сгорания органических топлив, а в ГТУ замкнутого цикла — различные газы (воздух, аргон, гелий и т.д.).

Рассмотрим схему (рис.5.4а) простейшей ГТУ разомкнутого цикла.

Рисунок 5.4 — Принципиальная тепловая схема простейшей ГТУ

Сначала происходит всасывание воздуха компрессором (К_м) из атмосферы. При этом происходит сжатие воздуха в компрессоре. Воздух вместе с топливом, подаваемым из топливного бака (ТБ) топливным насосом (ТН), поступает в камеру сгорания (КС), где топливо сгорает и продукты сгорания смешиваются с воздухом для получения рабочего тела с необходимой температурой (600-800⁰С). Вследствие этого компрессор должен подавать воздуха значительно больше, чем необходимо для горения топлива, и коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания, поступающих в турбину, изменяется в зависимости от качества топлива и температуры газов перед турбиной. В газовой турбине газы расширяются и выбрасываются в атмосферу. Все тепло, подведенное к рабочему телу, можно разделить на две части: полезно использованное в машине и потерянное в окружающую среду. При этом следует учитывать, что только часть полезно использованного тепла преобразуется в электрическую энергию, так как значительная доля его расходуется на привод компрессора, на покрытие внутренних и механических потерь в турбине, механических и электрических потерь в генераторе. Пуск установки производится с помощью пускового электродвигателя (ПЭД).

По сравнению с паротурбинными простейшие газотурбинные установки имеют следующие преимущества:

— простота конструкции и обслуживания вследствие отсутствия такого громоздкого и дорогого оборудования, как парогенераторы и водоподготовительные устройства, а также конденсационные установки с системой циркуляционного водоснабжения;

— значительно меньшие габариты зданий и сооружений, малые затраты металла, а следовательно, меньшая стоимость и затраты на обслуживание;

— возможность быстрых пусков, остановок и резких изменений нагрузки как результат отсутствия больших объемов, аккумулирующих тепло (время пуска 15-20 мин);

— отсутствие расходов воды.

Наряду с этим простейшие ГТУ имеют ряд существенных недостатков:

— невозможность создания агрегатов большой единичной мощности (большие расходы газов и воздуха) (для простейших ГТУ типичными являются мощности 10-20 МВт);

— низкий КПД (15-20%) вследствие больших затрат энергии на сжатие воздуха в компрессоре и больших потерь тепла в холодный источник из-за высокой температуры отвода тепла;

— возможность работы только на жидком и газообразном топливе.

Стремление повысить эффективность ГТУ привело к созданию комбинированных агрегатов. Комбинированными парогазовыми (или газопаровыми) установками называются такие, в которых одновременно используются два рабочих тела. Одно (вода-пар) меняет свое агрегатное состояние, а другое (газы) не меняет. Большое количество типов комбинированных установок можно разделить на две принципиально различные группы.

Первую группу составляют комбинированные агрегаты с раздельными (газотурбинным и паротурбинным) контурами рабочих тел. При этом повышенные потери тепла простейших ГТУ используются в ПТУ. Во вторую группу входят контактные газопаровые установки с газопаровыми турбинами, в которых работает смесь продуктов сгорания органического топлива с водяным паром.

Наиболее перспективными для развития энергетики и подробно разработанными являются ПГУ с высоконапорными парогенераторами. Принципиальная тепловая схема простейшей ПГУ показана на рис.5.5. Установка состоит из двух частей: контура обычной ПТУ и контура разомкнутой ГТУ. Роль камеры сгорания здесь выполняет топочная камера высоконапорного парогенератора, которая работает под высоким давлением, необходимым для нормальной работы газовой турбины. Высоконапорный парогенератор (ВНПГ) является общим элементом, выдающим рабочее тело как для газовой, так и для паровой турбин.

Если Вам понравилась эта лекция, то понравится и эта — Сетевое оборудование ЛВС.

Рисунок 5.5 — Принципиальная тепловая схема ПГУ

Рассмотрим ход рабочего процесса такой установки. Сначала происходит забор воздуха компрессором из окружающей среды. Затем происходят сжатие в компрессоре и подвод тепла в парогенераторе в результате сжигания топлива при постоянном давлении. Здесь сжигание топлива происходит при минимальном коэффициенте избытка воздуха, обеспечивающем полное сгорание.

Газовая ступень отдает в сеть сравнительно небольшую мощность. Если вычесть работу, расходуемую на привод компрессора, то мощность газовой ступени составит не более 1/5-1/6 общей мощности установки. Поэтому ее следует рассматривать лишь как газовую надстройку над паровым циклом с целью усовершенствования последнего.

Повышенное давление в топке и газоходах парогенератора приводит к резкому сокращению габаритов и затрат металла из-за увеличения скорости горения и интенсивности теплообмена. При этом затраты металла на высоконапорный парогенератор получаются на 30-40% меньшими, чем на обычный парогенератор той же производительности и с теми же параметрами пара.

Рисунок 5.6 — Турбина ЛМЗ мощностью 50 тыс. кВт

Тепловая энергетика России

Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 августа 2022 года; проверки требует 1 правка.

Рекомендуемые материалы

1) конденсационные, вырабатывающие только электрическую энергию;

2)теплофикационные или когенерационные (теплоэлектроцентрали), где осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии; горячая вода или пар передаются от теплоэлектроцентралей по трубопроводам промышленным и коммунально-бытовым потребителям.

5.2 Электростанции конденсационного типа (КЭС)

Электростанции конденсационного типа (КЭС) являются наиболее распространенным типом тепловых электростанций (рис.5.2).

Рисунок 5.2 — Простейшая схема КЭС: Т- паровая турбина; Г — генератор; К- конденсатор; КН- конденсатный насос; ПН — питательный насос; ПК — паровой котел; ПЕ — пароперегреватель

Пар, отработавший в паровых турбинах этих станций, направляется в конденсаторы. Конденсат откачивается насосами и как питательная вода направляется в котлы.

Охлаждающая вода по выходе из конденсаторов обладает низким температурным потенциалом (25-35⁰С), в связи с чем она не может быть использована как теплоноситель, и тепло, заключенное в ней, теряется.

Как показывают термодинамические расчеты, на современных КЭС может быть превращено в электроэнергию немногим более 40% тепла израсходованного топлива. Неизбежный отвод тепла из цикла в окружающую среду (через конденсатор) приводит к потере более половины всего тепла, подводимого к циклу.

На теплоэлектростанциях (ТЭЦ) достигается более высокая экономичность, поскольку тепло отработавшего в турбинах пара полностью или частично используется потребителями. Полезная отдача энергии на ТЭЦ при благоприятном сочетании электрической и тепловой нагрузок достигает 60-70%.

Подогрев сетевой воды для нужд централизованного отопления производится на ТЭЦ в бойлерах (сетевых подогревателях), где тепло отработавшего пара воспринимается водой.

В то же время даже при максимальной централизации теплоснабжения на базе промышленных и районных ТЭЦ последними может быть обеспечено не более 27-30% требуемой электроэнергии. Таким образом, несмотря на то, что КПД конденсационных электростанций значительно уступает КПД ТЭЦ, превалирующее место КЭС в энергосистемах сохранится и в дальнейшем.

В состав тепловой электростанции входят: топливное хозяйство и система подготовки топлива к сжиганию; котельная установка — совокупность котла и вспомогательного оборудования; турбинная установка — совокупность турбины и вспомогательного оборудования; установки водоподготовки и конденсатоочистки; системы технического водоснабжения, система золошлакоудаления; электротехническое хозяйство; система управления  энергооборудованием. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходят воздух и дымовые газы, образуют газовоздушный тракт тепловой электростанции. Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку.

Для надежной и экономичной работы тепловых электростанций необходима правильная организация водного режима котельных агрегатов. Природная вода без соответствующей подготовки не может служить добавкой к турбинному конденсату, так как в ней содержатся механические примеси, различные растворенные соли и газы. Попадая в котел, растворенные в воде твердые вещества образуют накипь и шлам, а растворенные коррозионно-активные газы (кислород и углекислый газ) вызывают коррозию стенок котлов.

Цель обработки исходной воды — умягчение, т.е. уменьшение содержания в воде кальциевых и магниевых солей, определяющих ее жесткость, либо обессоливание воды. Существует ряд способов умягчения воды: термические, реагентные, ионного обмена, комбинированные.

Рисунок 5.3 – Принципиальная тепловая схема КЭС (а) и ТЭЦ (б): 1- паровой котел; 2- паровая турбина; 3- электрический генератор; 4- конденсатор; 5- конденсатный насос; 6- питательный насос; 7 – подогреватель низкого давления; 8 – подогреватель высокого давления; 9- деаэратор; 10- подогреватель сетевой воды; 11 -промышленный отбор пара; 12- водоподготовительная установка

5.3 Общий принцип производства тепловой энергии пара

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую, образуются продукты сгорания, теплоноситель, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образует водопаровой тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образовавшийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных тепловых электростанциях с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления.

Отработав в части высокого давления турбины, пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар снова возвращается в турбину, в часть низкого давления, а из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсатным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Из деаэратора деаэрированная вода, называемая питательной водой, питательным насосом прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) и подается в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

В конденсаторе охлаждающей воде передается около 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или для подогрева воды на отопление. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отборами пара — так называемые теплофикационные.

Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, подается на ТЭЦ насосом обратного конденсата. На ТЭС существуют внутренние потери конденсата и пара, обусловленные неполной герметичностью водопарового тракта, а также безвозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют небольшую долю общего расхода пара на турбины (около 1-1,5%).

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они равны 35-50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготовительной установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Тепловые электростанции России

Типы тепловых электростанций

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.

По назначению и виду отпускаемой энергии

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.

По виду используемого топлива

По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, 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, и 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 ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива 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.

По типу теплосиловых установок

По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, 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.

По технологической схеме паропроводов

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.

По уровню начального давления

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.

Свойства топлив, сжигаемых на тепловых электростанциях

На ТЭС сжигают три вида топлива: газообразное, жидкое и твердое (рисунок 1).

Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, получаемый из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ (свыше 60 % в топливном балансе России и 70—80 % в ее европейской части). Природный газ в основном состоит из метана СН4, который при правильной организации процесса горения сжигается полностью, превращаясь в воду и двуокись углерода.

Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности: при его сжигании, не возникает вредных выбросов, если не считать образования ядовитых оксидов азота, с которыми можно бороться соответствующей организацией процесса горения. Поэтому его используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Дополнительное преимущество — легкость транспортировки по газопроводам с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. Организация сжигания природного газа на электростанциях также сравнительно проста: перед подачей в топки котлов ТЭС необходимо снизить его давление до 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) в газораспределительном пункте ТЭС или, наоборот, если давление в газовой магистрали недостаточно, повысить его давление до 2—2,5 МПа (20—25 ат) с помощью газовых компрессоров, если газ подается в камеры сгорания ГТУ.

Еще несколько лет назад считалось, что в России возникла «газовая пауза», когда газ можно использовать на ТЭС в необходимом количестве.

С твердого топлива на природный газ было переведено много ТЭС, особенно в европейской части России. Основанием к тому было то, что Россия обладает 35 % мировых запасов газа. Однако «газовая пауза» закончилась, не начавшись, и сегодня идет речь об обратном переводе ТЭС с природного газа на твердое топливо и о замещении выработки электроэнергии на газомазутных ТЭС выработкой на АЭС.

Из многочисленных жидких топлив на ТЭС используют мазут и дизельное топливо. Мазут — это в основном смесь тяжелых углеводородов, остаточный продукт перегонки нефти, остающийся после отделения бензина, керосина и других легких фракций. Мазут сжигают в топках энергетических котлов газомазутных энергоблоков в периоды недостатка газа (например, при сильных длительных холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах). Часто его используют для «подсветки» — добавки к сжигаемому твердому топливу при некоторых режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Сжигать мазут постоянно сегодня нерентабельно из-за большой его стоимости по сравнению и с газом, и с твердыми топливами.

Мазут — достаточно вязкое топливо, и поэтому перед подачей его к форсункам котла его разогревают до 100—120 °С и распыляют в топке с помощью паровых форсунок. Мазуты делятся на малосернистые (до 0,5 % серы) и высокосернистые (2—3,5 % серы). При сжигании образующиеся оксиды попадают в атмосферу.

Твердые топлива (рисунок 1) отличаются большим разнообразием, вызванным различной геологической историей их месторождений. Если выполнить анализ определенной навески твердого топлива (так называемой рабочей массы ), то прежде всего, можно обнаружить, что она содержит определенное количество влаги (воды) и золы (минеральных негорючих веществ). И влага, и зольность серьезно ухудшают потребительские и технические качества твердых топлив. Прежде всего, это баласт, который необходимо перевозить, перерабатывать вместе с горючими элементами топлива, а затем выбрасывать в горячем состоянии либо в дымовую трубу (водяные пары), либо в золовые отвалы. Если из рабочей массы вычесть влажность и зольность (рисунок 2, а), то останется так называемая горючая масса топлива. Основным «горючим» элементом в твердом топливе является углерод.

Содержание горючей массы в рабочей определяет теплоту сгорания Q_сг — то количество тепловой энергии, которая выделяется при полном сгорании единицы рабочей массы (1 кг) жидкого или твердого топлива. Из рисунка 2,б видно, что наибольшей «калорийностью» обладают мазут и антрацит, наименьшей — торф.

Для того чтобы сравнивать качество работы различных ТЭС вводят понятие условного топлива (сокращенно — у.т.) — топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг. Если, например, ТЭС сожгла 1000т бурого угля с Q_сг = 3500 ккал/кг, то, значит, она использовала 500т у.т. Теплоту сгорания природного газа относят к 1 нм³. Например, для типичного природного газа Qсг = 8400 ккал/нм³.

Ближайшие и отдаленные перспективы строительства ТЭС

Для оценки перспектив ТЭС, прежде всего, необходимо осознать их преимущества и недостатки в сравнении с другими источниками электроэнергии.

К числу преимуществ следует отнести следующие:

• В отличие от ГЭС, тепловые электростанции можно размещать относительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев (по сравнению с углем). Пылеугольные ТЭС желательно размещать вблизи источников добычи угля. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика сложилась и имеет выраженный региональный характер.
• Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.
• Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.
• Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко не региональный характер. Примерами могут служить каскады ГЭС на р. Волге и Днепре.
• На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.
• В отличие от АЭС, нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по завершении срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС существенно «переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установленное на ней, здания, машзал, системы водоснабжения и топливоснабжения и т.д., которые составляют основную часть фондов, еще долго служат. Большинство ТЭС, построенных более 80 лет по плану ГОЭЛРО, до сих пор работают, и будут работать дальше после установки на них новых, более совершенных турбин и котлов.

Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.

• ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно те, которые работают на высокозольных сернистых топливах. Правда, сказать, что АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмосферу, но создающие постоянную угрозу радиоактивного загрязнения и имеющие проблемы хранения и переработки отработавшего ядерного топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы, или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяйственных земель и изменяющие региональный климат, являются экологически более «чистыми» можно лишь со значительной долей условности.
• Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).
• В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии переменной части суточного графика электрической нагрузки.
• ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного. Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, по крайней мере на ближайшие 50 лет.

Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно связаны с видом используемых органических топлив. Несмотря на большие преимущества жидких топлив (нефти, мазута) как энергоносителей (высокая калорийность, легкость транспортировки) их использование на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с ограниченностью запасов, но и в связи с их большой ценностью как сырья для нефтехимической промышленности. Для России немалое значение имеет и экспортная ценность жидких топлив нефти. Поэтому жидкое топливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топливо на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеугольных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле при некоторых режимах.

Использование природного газа на конденсационных паротурбинных ТЭС нерационально: для этого следует использовать парогазовые установки утилизационного типа, основой которых являются высокотемпературные ГТУ.

Таким образом, далекая перспектива использования классических паротурбинных ТЭС и в России, и за рубежом, прежде всего, связана с использованием углей, особенно низкосортных. Это, конечно, не означает прекращения эксплуатации газомазутных ТЭС, которые будут постепенно заменяться ПГУ.

Общее представление о тепловой электростанции

Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органическом топливе, пока практически не интересуясь процессами, происходящими в ее оборудовании. Схема этого предприятия показана на рис. 2.1.

ТЭС — это огромное промышленное предприятие по производству электроэнергии. Основным «сырьем» для работы ТЭС является органическое топливо, содержащее запас химической энергии, измеряемый теплотой сгорания Q_сг.

Топливо подается в котел и для его сжигания сюда же подается окислитель — воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы. В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг топлива требуется 10—15 кг воздуха и, таким образом, воздух — это тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки которого в зону горения необходимо иметь мощные высокопроизводительные нагнетатели. В результате химической реакции сгорания, при которой углерод С топлива превращается в оксиды СО₂ и СО, водород Н₂ — в пары воды Н₂О, сера S — в оксиды SO₂ и SO₃ и т.д., образуются продукты сгорания топлива — смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, вырабатываемой ТЭС.

Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энергию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до температуры 130—160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляет 5—15 %.

Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде, обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот пар направляется в паровую турбину . На выходе из турбины с помощью аппарата, который называется конденсатором, поддерживается глубокий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3—8 кПа (напомним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразуется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором электрогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар) функционирования ТЭС.

Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты конденсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепловое загрязнение окружающей среды.

Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в густом виде в железнодорожных цистернах), либо в виде электроэнергии (например, на привод электродвигателей насосов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами.

На рис. 2.1 показана диаграмма превращения теплоты топлива на ТЭС с тремя газомазутными энергоблоками электрической мощностью по 800 МВт, осредненная за годовой период. Отношение количества энергии, отпущенной ТЭС за некоторый промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнергии. Для ТЭС, рассмотренной на рис. 2.1, он составляет 38,4 %.

Понятие КПД нетто ТЭС обычно используется как универсальная оценка для сравнения ТЭС в различных странах, при научном анализе и в некоторых других случаях. В повседневной практике на ТЭС используют другой показатель — удельный расход условного топлива b_у, измеряемый в г/(кВт·ч). Условное топливо — это топливо, имеющее теплоту сгорания Q_сг = 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг. Если, например, на ТЭС сожгли 100 т угля с теплотой сгорания Q_сг = 3500 ккал/кг, т.е. использовали Ву = 50 т у.т., и при этом отпущено в сеть Э = 160 000 кВт·ч электроэнергии, то удельный расход условного топлива составит

b_у = 50 · 10⁶/160 000 = 312,5 г/(кВт·ч)

Между КПД ТЭС нетто и удельным расходом условного топлива существует элементарная связь:

b_у = 123/η_ТЭС; η_ТЭС = 123/b_у

Полезно и легко запомнить, что удельному расходу b_у = 333 г/(кВт·ч) соответствует КПД нетто η_ТЭС ≈ 37 %. Примерно такой уровень имеет типичная ТЭС России.

Рассмотрим несколько примеров.

В 1999 г. ТЭС АО-энерго России выработали 517,53 млрд кВт·ч электроэнергии при среднем расходе удельного условного топлива b_у = 341,7 г/(кВт·ч). Следовательно, для этого пришлось сжечь

В_т = 341,7 · 10^-6 · 517,53 · 10⁶ т = 176,8 млн т у.т.

Экономия условного топлива всего в 1 г/(кВт·ч) в масштабах России дает экономию условного топлива

ΔВ_т = (1/341,7) · 176,8 = 0,52 млн т,

т.е. примерно полмиллиона тонн.

Повышение КПД нетто ТЭС на 1 % означает уменьшение удельного расхода условного топлива на b_у = 0,01 · 341,7 ≈ 3,4 г/(кВт·ч), что дает экономию условного топлива в масштабах России ΔВ_Т = 0,52 · 3,4 1,8 млн т у.т.

На пылеугольной Рефтинской ГРЭС общей мощностью 3800 МВт удельный расход условного топлива b_у = 336,5 г/(кВт·ч). Если энергоблоки ГРЭС работают с полной нагрузкой, то суточный расход условного топлива составит

В_т = 336,5 · 10^-6 · 3800 · 10³ · 24 ≈ 30 700 т.

Если в данном случае для простоты считать, что теплота сгорания используемого и условного топлива совпадает, а уголь перевозится в вагонах емкостью 60 т, то для перевозки потребуется 20 700/60 ≈ 311 вагонов, т.е. примерно 10 железнодорожных составов. Иными словами, ГРЭС должна принимать и соответственно сжигать каждый час по одному составу.

Тепловая электростанция пропускает через себя огромное количество воды. Можно считать, что для отпуска 1 кВт·ч электроэнергии требуется примерно 0,12 м³ охлаждающей воды, которая поступает к конденсатору с температурой, примерно равной температуре окружающей среды. В конденсаторе она нагреется на 8—10 °С и покинет его.

Например, всего один энергоблок мощностью 300 МВт за 1 с использует 10 м³ охлаждающей воды. Для его работы требуется расход воды, примерно равный среднегодовому расходу Москва-реки в черте города. Для работы насосов, обслуживающих этот энергоблок, требуется электродвигатель мощностью 2,5 МВт.

Огромно и количество используемого воздуха. Для выработки 1 кВт·ч электроэнергии требуется примерно 5 м³ воздуха.

Например Рефтинская ГРЭС, работающая на полную мощность 3800 МВт каждую 1 с использует

V = 5 · 3600 · 3,8 · 10⁶ = 5300 м³/с

чистого воздуха с содержанием кислорода 21 % (по массе) и выбрасывает в атмосферу дымовые газы, практически не содержащие кислорода, но отравленные диоксидом углерода, оксидами азота и другими вредными соединениями.

Для нормальной работы ТЭС, кроме «сырья» (топливо, охлаждающая вода, воздух) требуется масса других материалов: масло для работы систем смазки, регулирования и защиты турбин, реагенты (смолы) для очистки рабочего тела, многочисленные ремонтные материалы.

Наконец, мощные ТЭС обслуживаются большим количеством персонала, который обеспечивает текущую эксплуатацию, техническое обслуживание оборудования, анализ технико-экономических показателей, снабжение, управление и т.д. Ориентировочно можно считать, что на 1 МВт установленной мощности требуется 1 персона и, следовательно, персонал мощной ТЭС составляет несколько тысяч человек.

Главный корпус ТЭС

Основным строительным сооружением ТЭС является главный корпус, поперечный разрез по которому показан на рис. 2.6. Он состоит из трех отделений: турбинного, деаэраторного и котельного.

Турбинное отделение включает в себя рамный фундамент — железобетонное сооружение, состоящее из нижней фундаментной плиты, установленной на грунт, вертикальных колонн и верхней фундаментной плиты, опирающейся на колонны. На верхнюю фундаментную плиту, расположенную в данном случае на высотной отметке 13,5 м, устанавливают цугом паровую турбину, электрогенератор и возбудитель (эту совокупность называют турбоагрегатом).

Помещение, в котором располагается турбина, называется машинным залом (машзалом). Общий вид машзала типичной ТЭС показан на рис. 2.7. Турбоагрегаты, закрытые металлическими кожухами, размещаются поперек машзала, между ними имеются свободные пространства на всю высоту здания от нулевой отметки до кровли для установки оборудования, имеющего большую высоту (например, ПВД). Справа и слева от турбоагрегатов в машзале имеются свободные проходы.

Под полом машзала находится конденсационное помещение, поскольку в нем на нулевой высотной отметке располагается конденсатор, присоединенный своим входным патрубком к выходному патрубку турбины. Как правило, на нулевой отметке или ниже ее размещают также конденсатные насосы , насосы маслоснабжения и некоторое другое оборудование. Конденсационное помещение содержит также многочисленные этажерки, на которые устанавливают питательный насос с его приводом (электродвигатель или небольшая паровая турбина), сетевые подогреватели (для ТЭЦ), вспомогательные устройства для пуска и остановки различного оборудования ТЭС.

Котельное отделение находится в правой части главного корпуса (см. рис. 2.6). Здесь размещаются котлы. За стеной котельного отделения на открытом воздухе располагаются воздухоподогреватели, дымососы и дымовая труба (обычно общая для нескольких энергоблоков).

Между турбинным и котельным отделением размещают деаэраторное отделение. На деаэраторной этажерке в данном случае высотной отметке 26,1  м размещают деаэраторы. Конденсат, подвергаемый деаэрации, и пар для его нагрева (см. рис. 2.2 и 2.5) деаэраторы получают из турбинного отделения. Из деаэраторов питательная вода поступает к питательному насосу и затем в ПВД (а из них — в котлы). В деаэраторном помещении на высотной отметке машзала располагают щиты управления котлами и турбинами со всеми необходимыми приборами и автоматикой. Здесь находятся операторы, управляющие работой ТЭС.

1. Global Edison — History. Дата обращения: 4 декабря 2016. Архивировано 20 января 2017 года.
2. . Дата обращения: 14 ноября 2016. Архивировано 25 ноября 2016 года.
3. Принцип работы и устройство тепловой электростанции (ТЭС/ТЭЦ)
4. Pfeiffer et al, The ‘2°C capital stock’ for electricity generation: Committed cumulative carbon emissions from the electricity generation sector and the transition to a green economy (англ.)
5. Drax coal train hijackers sentenced (англ.) The Guardian, Friday 4 September 2009
6. Ten years since Climate Camp: return to Drax . Архивировано 28 января 2017 года. Corporate Watch. Tue, 11/10/2016