zapogi.ru 1

Глава первая

ЭНЕРГЕТИКА И ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

1.1. Энергетические ресурсы, виды электростанций, потребление энергии

Необходимость электрической энергии для современного производства и быта человека общеизвестна. Электрическую энергию производят на электрических станциях, использующих различные виды природной энергии.

Промышленное значение имеет тепловая химически связанная энергия органического топлива, гидравлическая энергия рек, энергия деления атома ядра (ядерного топлива). Основными являются тепловые электрические станции на органическом топливе (ТЭС), производящие около 75 % электроэнергии в мире и около 80 % электроэнергии в Советском Союзе.

На тепловых электростанциях используют топливо твердое (уголь, торф, сланцы, лигнит), жидкое (мазут), газообразное (преимущественно природный газ).

Тепловые электрические станции получили быстрое развитие, начиная с 20-х годов нашего века.

В нашей стране энергетика получила широкое развитие после Великой Октябрьской социалистической революции. В 1920 г. на VIII съезде Советов был принят Государственный план электрификации России (план ГОЭЛРО), разработанный по указанию В. И. Ленина комиссией под руководством Г.М.Кржижановского. План ГОЭЛРО явился по существу не только планом электрификации страны, но и планом восстановления и развития народного хозяйства страны на 10–15 лет. В.И.Ленин назвал план ГОЭЛРО второй программой партии, указав, что коммунизм — это есть советская власть плюс электрификация всей страны. Ряд положений этого научно обоснованного плана продолжает действовать и в настоящее время. Энергетика становилась и в настоящее время должна являться ведущей и опережающей отраслью народного хозяйства страны.

В течение ряда лет СССР занимает второе место в мире по мощности электростанций и выработке электроэнергии.

Огромные успехи, достигнутые отечественной энергетикой за последние 60 лет, обусловливаются несомненными преимуществами социалистического планового хозяйства.

В Советском Союзе в соответствии с планом ГОЭЛРО и первыми пятилетними планами энергетика развивалась в западной (европейской) части страны. На ТЭС использовалось местное низкосортное топливо (подмосковный бурый и челябинский угли, антрацитовый штыб АШ, торф). В дальнейшем с развертыванием геологоразведочных работ и большими успехами отечественной нефте- и газодобывающей промышленности на ТЭС относительно широко применяли мазут и природный газ. В настоящее время происходит перестройка топливно-энергетического баланса во всем мире и в нашей стране. Она обусловлена все возрастающей потребностью в жидком и газообразном топливе промышленности, транспорта и быта. Вследствие этого ограничивается потребление жидкого топлива на ТЭС. Основными видами органического топлива на ТЭС становятся твердое топливо (уголь) и газообразное топливо (природный газ).


В Советском Союзе и ряде развитых стран развернуто широкое строительство атомных электростанций.

Мировые энергетические ресурсы органического топлива по данным мировой энергетической конференции (МИРЭК-XII) приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Виды органического топлива

Извлекаемые запасы

Дополнительные ресурсы

Всего

Мировые энергетические ресурсы, млрд. т условного топлива

Нефть

136,5

301,5

438

Конденсат

9

17

26

Природный газ

108

222

330

Нефть сланцевая

66

420

486

Нефть битуминозных песков

58


109

167

Уголь

720

10500

11220

Итого

1097,5

11569,5

12667

То же с округлением

1100

11600

12700

Структура мировых энергетических ресурсов, %

Нефть

12,4

2,6

3,5

Конденсат

0,9

0,2

0,2

Природный газ

9,8

1,9

2,6

Нефть сланцевая

6,0

3,6

3,8


Нефть битуминозных песков

5,3

0,9

1,3

Уголь

65,6

90,8

88,6

Итого

100

100

100


Топливно-энергетический баланс мира на 1978 г. и прогноз его на 2000 и 2020 годы, включая ядерную и гидравлическую энергию (по данным МИРЭК-XII), характеризуются табл. 1.2.

Таблица 1.2

Энергоресурсы

Производство энергоресурсов

1978 г.

2000 г.

2020 г.

млн. т условного топлива

%

млн. т. условного топлива

%

млн. т. условного топлива

%

Уголь


2784

29,8

5000–4300

28–27

8300–6500

29,6–29,5

Нефть

4557

48,8

5900–4800

33–30

6200–4600

22–21

Газ природный

1735

18,6

3300–2700

18–17

4900–3700

17,5-16,8

Ядерная энергия*

} 257

} 2,8

1500–1200

8–7,5

3500–2500

13–11,4

Гидроэнергия*

1100–900

6–5,5

2000–1500

7,1–6,8


Новые источники энергии





500–400

3–2,5

1500–1200

5–5,5

Другие источники





700–1700

4–10,5

1600–2000

5,8–9

Общее производство энергоресурсов

9333

100,0

18000–16000

100,0

28 000–22 000

100,0

* Ядерная энергия и гидроэнергия исчислены в условном топливе по физическому эквиваленту; при пересчете по заменяемому топливу доля этих источников в 1978 г. повышается до 8,5 %.

Предполагают, что мировой прирост годовой добычи энергоресурсов в 2000 г. к уровню 1980 г. составит 5000–6000 млн. т условного топлива и производство энергоресурсов будет возрастать примерно на 2,5 % в год. По данным МИРЭК-XII, извлекаемые запасы этих ресурсов обеспечат современный уровень добычи угля на 240 лет, нефти на 30 лет, природного газа на 50 лет. Следует также иметь в виду, что если разведанные извлекаемые запасы энергоресурсов оцениваются в 1,1 трлн. т условного топлива, то суммарные запасы топливно-энергетических ресурсов мира составляют почти 13 трлн. т.


В европейской части СССР уголь добывают шахтным способом, трудоемким и дорогим.

Топливно-энергетические комплексы, создаваемые на базе месторождений центральной Сибири (канско-ачинских бурых углей), в Казахстане (экибастузских каменных углей), в освоенном ранее Кузнецком бассейне (каменных углей достаточно высокого качества, отходы обогащения которых можно

использовать на ТЭС), явятся основой энергетики на органическом топливе в нашей стране в ближайшие десятилетия. Угли этих месторождений добывают открытым способом, они относятся к дешевым углям. Нефте- и газопроводы большого диаметра поставляют в европейскую часть страны, на Урал жидкое и газообразное топливо. Байкало-Амурская железная дорога (БАМ) значительно ускорит перевозку органического топлива к потребителям.

Кузнецкие и экибастузские угли в течение ряда лет сжигаются на электростанциях европейской части Советского Союза и на Урале. На первых электростанциях Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса (КАТЭК) будет сжигаться натуральный уголь.

Ведутся лабораторные и полупромышленные исследования методов энерготехнологической переработки твердых топлив с получением ценных газообразных и жидких продуктов (в частности, жидкого дистиллята).

Большое развитие во всем мире получают атомные электростанции (АЭС). Развитие мощностей АЭС до 2000 г., по данным МИРЭК-XII, приведено в табл. 1.3. На 1985 г. в мире успешно работало около 280 АЭС, выработавших более 14 % всей электроэнергии, еще 230 АЭС находились на стадии строительства.

Таблица 1.3

Регион

Установленная мощность АЭС, ГВт

1980 г.

1985 г.


1990 г.

Северная Америка

57(8)

130(15)

150(14)

Европа

45(10)

105(18)

150(20)

Япония

15(8)

25(10)

50(15)

Азия

3(2)

10(4)

20(5)

Южная Америка

0,3(0,3)

3(2)

10(6)

Африка, Ближний Восток



2(3)

3(3)

Примечание. В скобках — доля, % установленной мощности АЭС в общем объеме энергетических мощностей.

Большое значение имеют гидравлические электростанции (ГЭС), использующие энергию падения водных потоков и вырабатывающие до 15—20% всей электроэнергии в мире. Преобразование энергии на ГЭС по сравнению с ТЭС имеет то преимущество, что вода — материальный носитель энергии (косвенно — солнечной энергии, стимулирующей движение водных масс в глобальном аспекте на земле) — не расходуется подобно органическому топливу, а возобновляется. Вместе с тем дальнейшее развитие ГЭС ограничено тем, что в ряде районов мира, в том числе на европейской части территории СССР, водные ресурсы почти полностью использованы.


Гидростанции требуют больших капитальных затрат на создание высоких плотин, но небольших эксплуатационных расходов (малое количество персонала, автоматизация работы). Электроэнергия, вырабатываемая на ГЭС, наиболее дешевая. Советский Союз обладает 11 % мировых гидроэнергетических ресурсов, дает около 10 % гидроэлектроэнергии мира. В СССР 16 крупных ГЭС мощностью 1000 МВт и более (Красноярская, Братская, Саяно-Шушенская, Усть-Илимская и др.), в США — 12 таких ГЭС.

Местное значение могут иметь электростанции, использующие энергию воздушных потоков — ветровые электростанции, мощностью по несколько мегаватт; солнечного излучения — солнечные электростанции (первая советская СЭС такого типа мощностью 5 МВт находится в Крыму); приливов и отливов океанской воды — приливные (ПЭС) электростанции с мощностью по несколько сотен и более мегаватт (Кислогубская ПЭС имеет установленную мощность 0,8 МВт); энергию подземных термальных вод — геотермальные электростанции (ГеоТЭС) небольшой мощности. В СССР успешно работает Паужетская ГеоТЭС мощностью 2,5 МВт.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) потребляют электроэнергию в периоды малых нагрузок (ночью) и производят ее в периоды максимальных нагрузок — в часы пик. ГАЭС Загорская, Кайшядорская и Ленинградская спроектированы на установленную мощность более 1000 МВт каждая.

Ведутся работы по созданию термоядерных электростанций на основе термоядерного синтеза.

Электрические, станции в отдельных районах нашей страны, как было предначертано еще планом ГОЭЛРО, объединяются линиями электропередачи высокого напряжения (ВЛ) в районные энергосистемы, эти системы между собой— в объединенные энергосистемы (ОЭС), последние в свою очередь — в единую энергетическую систему страны (ЕЭС СССР). В энергосистемы входят электрические станции, подстанции с повышающими и понижающими трансформаторами, линии электропередачи.

Основной поток электроэнергии передается по воздушным ВЛ. Несмотря на их недостатки, это пока самый экономичный вид транспорта электроэнергии. Если учесть, что пропускная способность ВЛ, связывающих отдельные объединенные энергосистемы, должна быть не менее 15 % полной мощности наименьшей из систем, то станет очевидной грандиозность решаемой в СССР проблемы по объединению энергосистем. Необходимо также перекрывать расстояния: примерно 2400 км от Экибастузских ТЭС и 4000 км от Канско-Ачинских ТЭС до Центра европейской части СССР. Это беспрецедентные в мировой практике технические задачи. Такое решение по сравнению с ТЭС на привозном угле из далеких угольных месторождений дает значительный экономический эффект.


В перспективе разрабатываются принципиально новые способы транспортировки электроэнергии, в том числе газоизолированные ВЛ с использованием сверхпроводящего жидкого гелия, охлажденного до температуры —269°С, или других газов.

ЕЭС Советского Союза — крупнейшая электроэнергетическая система мира. Она охватывает огромнейшую территорию от Балтийского моря до Читы в Сибири, от севера нашей страны до южных районов — Молдавии, Кавказа, республик Средней Азии. Напряжение тока в ВЛ ЕЭС СССР достигает 750 кВ. Электроэнергия из СССР передается в энергосистему «Мир» стран СЭВ, а также в Финляндию, Монголию, Турцию, Норвегию. Около 80 % населения Советского Союза проживает в его европейской части, где потребляется примерно такая же доля всей электроэнергии. Между тем энергетические ресурсы в виде углей и гидроэнергии преобладают в восточных районах страны. Поэтому на базе канско-ачинских, экибастузских, кузнецких углей, тюменского попутного газа будет вырабатываться на создаваемых там комплексах ТЭС электроэнергия для передачи в европейскую часть СССР. Электроэнергия от экибастузских ТЭС в центр европейской части СССР будет передаваться по ВЛ постоянного тока напряжением 1500 кВ (±750 кВ), а также на Урал по ВЛ переменного тока напряжением 1150 кВ.

Объединение электростанций и отдельных энергоблоков в ОЭС и ЕЭС имеет ряд преимуществ. Повышается надежность энергоснабжения и сокращается размер резервной мощности. Уменьшается общий максимум нагрузки по сравнению с суммой максимумов в отдельных энергосистемах вследствие их разновременности. Развитие ЕЭС СССР позволило реализовать определенное снижение установленной мощности вследствие совмещения максимума нагрузок. Наличие ЕЭС СССР увеличивает экон®мию топлива благодаря более рациональному распределению нагрузки между электростанциями и энергосистемами. Обмен электроэнергией между ОЭС, входящими в Единую энергетическую систему СССР, составляет около 6 % ее общего производства.

Транспорт электроэнергии, однако, связан с дополнительными ее потерями в линиях электропередачи и электрических сетях, достигающими 8—9 % передаваемого количества электроэнергии.


Управление работой ЕЭС СССР и ОЭС централизовано и осуществляется ЦДУ СССР и объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) ОЭС.

Важным показателем уровня развития народного хозяйства и культуры страны является годовое производство (и потребление) электроэнергии на одного жителя. В СССР этот показатель растет из года в год и к 1985 г. достиг примерно 5500 кВтч/чел, (в 1913 г. — всего 13 кВт ч/чел.). Для сравнения: в Англии эта величина составляла 4898, во Франции — 5221, в ФРГ — 6047, в Японии — 5023, в США — 10690, в Канаде—16244, в среднем в мире — 1884 кВтч/чел.

План ГОЭЛРО положил электрификацию страны в основу развития народного хозяйства и построения нового социалистического общества. В результате успешного и досрочного выполнения последующих пятилетних планов энергетика СССР в течение ряда лет занимает второе место в мире после США, превышая суммарное производство электроэнергии в Англии, Франции, ФРГ и Австрии.

Таблица 1.4

Показатели

Производство электроэнергии в СССР и структура установленной мощности электростанций по годам



1913

1930

1940

1950

1960

1970

1930

1985

1990 (план)


Э, 109 кВтч

2,04

8,37

48,31

91,23

292,3

740,9

1293,99

1540

1840–1890

N, 106 кВт

1,14

2,88

11,19

19,61

66,72

166,2

266,7

328



В том числе доля мощности, %:




























ТЭС

98,6

95,5


85,7

83,7

77,8

80,1

76,3

70,0




ГЭС

1,4

4,5

14,3

16,3

22,2

18,9

19,6

19,7



АЭС














1,0

4,1

10,3




В табл. 1.4 приведено производство электроэнергии в СССР по годам и суммарная установленная мощность электростанций.

В СССР преобладает потребление электроэнергии промышленностью, однако наибольший относительный прирост этого показателя наблюдается в сельском хозяйстве и коммунальном хозяйстве городов (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Отрасль народного хозяйства


Потребление электроэнергии в СССР, %, по годам

1960

1970

1975

1980

1985

Промышленность

64,6

59,1

56,8

53,2

51,1

Строительство

3,1

2,0

1,8

2,0

1,9

Транспорт

6,0

7,3

7,1

7,9

8,2

Сельское хозяйство

3,4

5,2

7,1

8,6

10,1

Коммунально-бытовые нужды городов

10,4


10,9

11,7

12,0

12,3

Собственный расход электроэнергии и потери в сетях

12,49

14,80

14,44

14,66

14,4

Итого

99,99

99,30

98,94

98,36

98,0

Экспорт

0,01

0,70

1,06

1,64

2,0

Всего

100

100

100

100

100


Потребление различных видов топлива электростанциями Минэнерго СССР по годам приведено в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Вид топлива


Структура потребления топлива электростанциями Минэнерго СССР, % по годам

1960

1965

1970

1975

1980

1985

Уголь

70,9

55,1

47,5

44,5

37,3

39,6

Нефтяное жидкое топливо

7,5

12,8

23,5

29,5

35,7

25,9

Природный газ

12,3

25,6

23,8

22,0

24,2

31,5

Сланцы

1,3

1,5

1,8

1,9


1,8

1,5

Торф и другие виды

8,0

5,0

3,4

2,1

1,0

1,5

Всего

100

100

100

100

100

100


На XXVII съезде КПСС в основных направлениях экономического и социального развития СССР на 1986–1990 годы и на период до 2000 года определены еще более напряженные показатели развития советской энергетики. Необходимо довести в 1990 г. выработку электроэнергии до 1840–1880 млрд. кВтч, в том числе на АЭС — до 390 млрд. кВтч, существенно сократить использование мазута в качестве топлива на ТЭС, повысить удельный вес природного газа в топливно-энергетических ресурсах до 38 %. В 1990 г. по сравнению с 1985 г. обеспечить в народном хозяйстве экономию органического топлива в количестве 200–230 млн. т условного топлива, в том числе 75–90 млн. т за счет развития атомной энергетики и использования возобновляемых источников энергии. При этом надо иметь в виду, что при проектировании АЭС, выборе типа реактора и месторасположения АЭС решающее значение имеют вопросы безопасности, что четко сформулировано в Решении Политбюро ЦК КПСС по поводу уроков аварии на Чернобыльской АЭС.

Принято решение обеспечить дальнейшее совершенствование структуры энергетических мощностей. В европейской части страны и на Урале — сооружать крупные АЭС, а в восточных районах страны — конденсационные тепловые электростанции мощностью 4–6 тыс. МВт и гидроэлектростанции.

1.2. Виды потребления энергии и графики нагрузок ТЭС


Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Значительная часть электроэнергии расходуется на внутреннее и наружное освещение, бытовые нужды, транспорт и сельское хозяйство (табл. 1.5).

Расход электроэнергии на технологические нужды промышленности (в абсолютном исчислении) возрастает в результате стремления заменить потребление на эти цели нефти использованием электроэнергии. Параллельно происходит процесс снижения удельных расходов электроэнергии на технологические процессы за счет рационализации.

Для выбора мощности электростанций решающее значение имеет максимум электрической нагрузки, определяемый наложением максимумов промышленной и осветительной нагрузок. Для средней полосы нашей страны (г. Москва и др.) такое наложение максимумов происходит около 16–17 ч дня в декабре — январе, когда работает еще дневная смена на промышленных предприятиях и включается освещение.



Рис. 1.1. Суточные графики электрической промышленной (а) и осветительно-бытовой (б) нагрузок



Рис. 1.2. Суточный график суммарной электрической зимней и летней нагрузок (а) и структура суммарной электрической зимней нагрузки (б)

Изменение нагрузки во времени изображают графиком электрической нагрузки. В зимнем суточном графике нагрузки (рис. 1.1) характерны два максимума — утренний (около 8 ч утра) и дневной (абсолютный максимум). В летнем суточном графике нагрузки (а также в весеннем и осеннем) наблюдаются три локальных максимума — утренний и дневной от промышленной и вечерний, более поздний,— от осветительной нагрузки. Площадь под графиком суточной нагрузки определяет суточную выработку электроэнергии, кВт-ч/сут:





.

(1.1)

Общая нагрузка электростанций составляется из нагрузок потребителей (табл. 1.5), а также из расходов электроэнергии на собственные нужды электростанций и на покрытие потерь в электрических сетях (рис. 1.2). Суточные графики нагрузки характеризуются дневным провалом (примерно в полдень), обусловленным обеденным перерывом на промышленных предприятиях, а также ночным провалом, т. е. снижением нагрузки в ночные часы, когда работают лишь трехсменные предприятия (рис. 1.3).



Рис. 1.3. Суточный график электрической нагрузки Единой энергетической системы европейской части СССР: – – – – лето; –––––– зима

Выбор способа снижения мощности электростанций в периоды ночного провала, а также уменьшения нагрузки в выходные дни (рис. 1.4) —одна из серьезных задач эксплуатации станций.



Рис. 1.4. Графики нагрузки электростанции за рабочие и нерабочие сутки: –––– весна; – – – – зима

Отношение ночной минимальной к дневной максимальной нагрузке называют коэффициентом неравномерности суточного графика:




.

(1.2)

Характерным для суточного графика является также коэффициент использования максимальной нагрузки (коэффициент заполнения суточного графика):





.

(1.3)

Значения коэффициента неравномерности графиков нагрузки энергосистем СССР для среднего рабочего дня декабря составляют от 0,6 в европейской части СССР до 0,85 в Сибири, коэффициента заполнения — соответственно от 0,8 до 0,9.



Рис. 1.5. Пример построения годового графика продолжительности электрических нагрузок

Существен также годовой график продолжительности электрических нагрузок. Он получается суммированием продолжительностей нагрузок (от максимальной до минимальной), нанесенных на график в порядке убывания. Ступенчатый график заменяется плавным (рис. 1.5). Абсцисса каждой точки такого графика определяет суммарную продолжительность нагрузок, равных или выше данной. Площадь под этим графиком нагрузки равна годовой выработке электроэнергии:




,

(1.4)

где Тгод = 8760 — число часов в году (не високосном).

Важной характеристикой годового использования мощности электростанций и графика продолжительности нагрузок является годовое число часов использования максимальной мощности:



.


(1.5)

По максимальной мощности и выбранному значению Тмакс определяют годовую выработку электроэнергии , где Тмакс — условная (минимальная) продолжительность работы с максимальной нагрузкой Nмакс обеспечивающая данную выработку электроэнергии Эгод.

Соответственно коэффициент использования годовой максимальной нагрузки (коэффициент заполнения годового графика продолжительности нагрузок) равен




.

(1.6)

Средние значения Тмакс для энергосистем 5000–5500 ч/год. Для отдельных электростанций и некоторых видов их оборудования значение Tмакс может колебаться в пределах 500–7500 ч/год.

Мощность устанавливаемых в энергосистеме энергоблоков (так называемая установленная мощность Nуст)включает резерв мощности и превышает максимальную нагрузку Nмакс на эту величину, что учитывается коэффициентом резерва




.

(1.7)

Соответственно годовое число часов использования установленной мощности




,

(1.8)

где — коэффициент использования установленной мощности ТЭС.

Значения Tуст для электростанций Советского Союза приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Годы

Годовое время использования установленной мощности, ч

электростанций СССР

электростанций Минэнерго СССР

ТЭС

ГЭС

1950

5015

5994

6446

4537

1955

4955

5903

6238

4700

1960

4737

5377

6013

3855


1965

4734

5288

5803

3780

1970

4735

5136

5423

4146

1975

5013

5257

5741

3354

1980

5000

5220

5650

3590

1985










Структура резерва в энергосистемах СССР в процентах максимума нагрузки следующая: ремонтный резерв — 5, аварийный резерв — 7 и народнохозяйственный резерв—1 %.

Важная особенность ТЭС — возможность использования отработавшей теплоты двигателей (паровых турбин) для нужд промышленности и быта. Соответственно различают два вида тепловой нагрузки: производственную — для технологических процессов промышленных предприятий и отопительную (в широком смысле этого слова) —для отопления зданий, подогрева воздуха, для вентиляции производственных и общественных зданий для бытовых нужд населения. Производственную тепловую нагрузку удовлетворяют обычно паром, отработавшим в турбине, большей частью давлением 1,0–1,5 МПа, отопительную — горячей водой, подогретой до 70–150°С, паром, отработавшим в турбине, с давлением 0,05–0,5 МПа. В холодное время года воду нагревают в пределах от 120 до 150°С.


Промышленная тепловая нагрузка характеризуется неравномерностью (в зависимости от числа смен на предприятиях) в течение суток и относительной равномерностью в течение года (со снижением летом во время ремонта оборудования).

Чисто отопительная нагрузка отличается равномерностью в течение суток и большой неравномерностью в течение года: в периоды морозов она достигает максимума, в теплое время года снижается до нуля.

Бытовую тепловую нагрузку удовлетворяют горячей водой температурой 60–70°С. При построении годового графика продолжительности общей тепловой нагрузки принимают нагрузку горячего водоснабжения в долях максимальной относительной нагрузки, равной 0,25 зимой и 0,20 летом.



Рис. 1.6. Графики отопительно-вентиляционной и бытовой нагрузок:
а — суточный; б — годовой; 1, 2, 3 — соответственно максимальная, средняя и минимальная нагрузки

Продолжительность отопительного сезона в средней полосе страны равняется 5000 ч/год (рис. 1.6). Годовое время использования максимума отопительной нагрузки составляет около 3000 ч.

1.3. Типы тепловых электростанций


Для привода электрических генераторов на ТЭС СССР применяют, как правило, паровые турбины мощностью до 1200 МВт и (ограниченно) газовые турбины мощностью до 100–150 МВт.

Паротурбинные электростанции, вырабатывающие один вид энергии — электрическую, оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). Эти станции называют сокращенно ГРЭС (государственные районные электрические станции). Атомные конденсационные электрические станции называют сокращенно АЭС.

На АЭС устанавливают паровые турбоагрегаты мощностью до 1000 МВт.

На электростанциях, вырабатывающих и отпускающих два вида энергии — электрическую и тепловую, устанавливают паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара, частично — турбины с противодавлением. Такие тепловые электростанции называют теплоэлектроцентралями: на органическом топливе — ТЭЦ, на ядерном топливе—АТЭЦ.


На ТЭЦ и АТЭЦ осуществляют комбинированное производство и отпуск двух видов энергии — электрической и тепловой. Централизованное теплоснабжение потребителей с использованием отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе теплового потребления называют теплофикацией. Турбины соответствующего типа называют теплофикационными.

Мощность ТЭЦ составляет свыше 36 % мощности тепловых электростанций страны. Более 60 % электроэнергии на ТЭЦ вырабатывается на базе теплового потребления. Благодаря использованию отработавшей теплоты ТЭЦ обеспечивают большую экономию топлива, расходуемого на производство электроэнергии в стране.

По времени возникновения теплофикации и теплоэлектроцентралей (1924 г.) и масштабам их развития СССР является первой страной в мире.

Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. ТЭС с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты — турбинный и котельный и связанное с ними непосредственно вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом, питающим ее паром, образует моноблок (рис. 1.7, а).



Рис. 1.7. Технологическая структура электростанции:
а — блочная; б — дубль–блок; в — секционная; г — централизованная; ПК — паровой котел; Т — турбина; ПП — промежуточный пароперегреватель; ЭТ — электрический трансформатор; ПМ — паровая магистраль;
–––– пар; – – – – электроэнергия

В Советском Союзе первоначально применяли энергоблоки с двумя котлами на одну турбину — дубль–блоки (рис. 1.7, б). В настоящее время в течение ряда лет применяют моноблоки даже для мощных энергоблоков 500 и 800 МВт на твердом топливе. Наиболее мощный энергоблок 1200 МВт на газомазутном топливе выполнен также в виде моноблока. Применение дубль–блоков не оправдало себя экономически и по условиям эксплуатации.


Переход к блочной структуре ТЭС обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды, а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования.

Главные трубопроводы энергоблоков не имеют соединения между собой. Общими для энергоблоков ТЭС являются лишь вспомогательные линии, служащие для пусковых операций, подвода добавочной воды и других целей. Выполнение крупнейших энергоустановок ТЭС в виде моноблоков с одкокорпусными паровыми котлами свидетельствует о крупном техническом прогрессе отечественного котлостроения.

Все современные КЭС и ТЭЦ с промежуточным перегревом пара, а также АЭС и АТЭЦ — блочного типа, а ТЭЦ без промежуточного перегрева пара выполняют блочными или неблочного типа с объединением главных трубопроводов в общую систему (рис. 1.7, в, г).

Энергоблоки АЭС имеют по два (первоначально даже по три) турбоагрегата на один ядерный реактор; в настоящее время их выполняют преимущественно в виде моноблоков с одним турбоагрегатом на реактор.

На КЭС в СССР установлены моноблоки 150 и 200 МВт с параметрами пара перед турбиной 13 МПа, 540/540°С; 300, 500 и 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540°С.

Наиболее мощный в мире одновальный турбоагрегат 1200 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540°С установлен в СССР (на Костромской ГРЭС).

Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс (КАТЭК) по плану должен состоять из восьми конденсационных электростанций по 6400 МВт с 8 энергоблоками по 800 МВт на каждой КЭС. В Экибастузский комплекс войдут пять КЭС мощностью по 4000 МВт, с восемью энергоблоками по 500 МВт на каждой КЭС.

На ТЭЦ Советского Союза работают преимущественно турбины мощностью по 100, 135 и 175 МВт на паре с параметрами 13 МПа, 555°С, без промежуточного перегрева пара, а в наиболее крупных городах — по 250 МВт, на паре со сверхкритическими параметрами и промежуточным перегревом пара с параметрами 24 МПа, 540/540°С.


На АЭС применяют ядерные реакторы на тепловых нейтронах типов ВВЭР и РБМК на насыщенном водяном паре с начальным давлением 6,0—6,5 МПа. Ведутся работы по освоению реакторов на быстрых нейтронах (БН-600 и др.). По решению XXVII съезда КПСС необходимо ускорить строительство АЭС с такими реакторами.

По использованию мощности и участию в покрытии графика электрической нагрузки можно разделить электростанции на следующие типы:


Тип электростанции

Годовое число часов использования установленной мощности

Базовые . . . . . . . . . . . . . . . .

Более 5000

Полупиковые . . . . . . . . . . .

3000—4000

Пиковые . . . . . . . . . . . . . . .

Менее 1500







К базовым электростанциям относятся в первую очередь АЭС, наиболее современные и мощные КЭС, в значительной мере ТЭЦ, а также ГЭС без регулирования стока воды.

Для покрытия максимума (пика) нагрузки целесообразно использовать газотурбинные установки достаточной единичной мощности. Ведутся работы по созданию воздушных аккумулирующих установок, нагнетающих воздух под давлением примерно до 6 МПа в подземные емкости в ночные часы, а днем, в часы пик, использующих этот воздух для выработки электроэнергии в воздушных или газовых турбинах. Для снятия пиков нагрузки широко применяют гидроэлектростанции (ГЭС) с регулируемым стоком воды. Сооружают гидроаккумулирующие сточные электростанции (ГАЭС), закачивающие воду в верхние водохранилища и использующие ее энергию днем, в часы пиков нагрузки.


В полупиковой области электрической нагрузки могут работать энергоблоки до 300 МВт. Работа АЭС в этой области встречает значительные трудности.

Для работы в полупиковой области нагрузок создают полупиковые энергоблоки, в частности мощностью до 500 МВт с параметрами пара 13 МПа, 510/510°С. Ведутся работы по использованию КЭС с энергоблоками 500 и 800 МВт в таком режиме. В полупиковой области возможна работа энергоблоков 150 и 200 МВт; в этой и пиковой областях широко используют электростанции с агрегатами меньшей мощности (100 МВт и менее). Для повышения эффективности действующих электростанций конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее, а также 150 и 200 МВт переводят на работу с ухудшенным вакуумом для работы в качестве теплофикационных.

Современное мощное и экономичное оборудование используют первоначально в базовом режиме. С течением времени оно вытесняется из области базовой нагрузки более новым и совершенным оборудованием последовательно в полупиковую и даже пиковую области нагрузок. Наиболее изношенное неэкономичное оборудование подлежит демонтажу.

1.4. Состав теплового хозяйства и технико-экономические требования к ТЭС


Тепловое хозяйство ТЭС, кроме основных агрегатов и их вспомогательного оборудования, включает ряд дополнительных производственных установок и устройств, объединенных с основным оборудованием единым технологическим процессом.

С турбинной установкой связаны системы технического водоснабжения, обеспечивающего подачу охлаждающей воды для конденсации отработавшего пара турбин, устройства для отпуска пара и горячей воды внешним потребителям, системы для подготовки добавочной воды.

Пароводяная система парового котла, турбинная установка с теплообменниками и насосами и соединяющие их трубопроводы образуют пароводяной тракт ТЭС.

Устройства для подачи и подготовки топлива, топочная камера и газоходы котла, золоуловители, тягодутьевая установка, воздуховоды и внешние газоходы, дымовые трубы совместно образуют топливно–газовоздушный тракт ТЭС (рис. 1.8).




Рис. 1.8. Принципиальная технологическая схема электростанции:
ТХ — топливное хозяйство; ПТ — подготовка топлива; ПК — паровой котел; ТД— тепловой двигатель (паровая турбина); ЭГ— электрический генератор; ЗУ — золоуловитель; ДС — дымосос; ДТр — дымовая труба; ДВ — дутьевой вентилятор; ТДУ—тягодутьевая установка; ШЗУ — шлакозолоудаление; III — шлак; 3 — зола; К — конденсатор; НОВ (ЦН) — насос охлаждающей воды (циркуляционный насос); ТВ—техническое водоснабжение; ПНД и ПВД — регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; КН и ПН — конденсатный и питательный насосы; 777 — тепловой потребитель; НОК — насос обратного конденсата; ХВО — химводоочистка; Qcрасход теплоты топлива на станцию; D0расход пара на турбину; Dпк — паровая нагрузка парового котла; D0 — потеря пара при транспорте; Dт — расход пара на внешнего потребителя; Dк — пропуск пара в конденсатор турбины; Dдв — расход добавочной воды; Э — выработка электроэнергии; Эо — отпуск электроэнергии; Эсн — собственный расход электроэнергии; Qт — отпуск теплоты внешнему потребителю; Qк — потеря теплоты в холодном источнике (с охлаждающей водой)

Тепловая электрическая станция, ее оборудование и технологические схемы должны удовлетворять ряду технических и экономических требований.

Надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей в соответствии с графиками нагрузок особенно важно для снабжения электрической энергией, так как производство и потребление ее осуществляются практически почти одновременно. Электроэнергия не запасается и не хранится на складах. Ведутся работы по созданию накопителей электроэнергии. Показатели качества энергии (частота, напряжение электрического тока, давление и температура пара и воды) должны удовлетворять установленным нормам.


Должны безусловно обеспечиваться требования безопасности, нормальных условий труда персонала, а также охраны окружающей среды, включающие требования противопожарной безопасности, а на АЭС, кроме того, и радиационной безопасности, противоаварийной и биологической защиты. Помещения ТЭС и АЭС должны иметь хорошее естественное освещение, аэрацию и вентиляцию. Должна обеспечиваться защита воздушного бассейна от загрязнений вредными выбросами путем улавливания твердых частиц, оксидов серы и азота и рассеивания их в верхних слоях атмосферы.

Источник водоснабжения (водный бассейн) защищают от попадания в него загрязненных сточных вод. Сточные воды очищаются и обезвреживаются перед отводом их в бассейн.

Должны осуществляться преимущественно бессточные (безотходные) технологические схемы водоподготовки, золоудаления и т. п.

Экономические требования заключаются в снижении первоначальных затрат (капиталовложений) и эксплуатационных расходов (издержек производства). Такое снижение должно выполняться в результате рационального конструирования оборудования и проектирования ТЭС в целом, индустриализации строительства и монтажа.

Одно из важнейших требований экономичности— снижение затрат на топливо (органическое и ядерное).

Тепловая экономичность ТЭС должна быть возможно высокой, энергетические показатели ТЭС не должны уступать по своим значениям показателям лучших образцов отечественной и зарубежной энергетики.