Электроэнергетическая отрасль. Электрические станции

Электроэнергетика является важнейшей составной частью топливно-энергетического комплекса страны, обладает рядом специфических черт, делающих ее непохожей ни на одну отрасль промышленности. По существу, она должна быть признана отраслью национального хозяйства, поскольку пронизывает все его сферы. Главными отличительными особенностями электроэнергетики следует считать:

— невозможность запасать электрическую энергию (в значительных масштабах и тепловую), в связи, с чем имеет место постоянное единство производства и потребления;

— зависимость объемов производства энергии исключительно от потребителей и невозможность наращивания объемов производства пожеланию и инициативе энергетиков;

— необходимость оценивать объемы производства и потребления энергии не только в расчете на год, как это делается для других отраслей промышленности и национального хозяйства, но, и часовые величины энергетических нагрузок:

— необходимость бесперебойности энергоснабжения потребителей, являющейся жизненно важным условием работы всего национального хозяйства;

— планирование энергопотребления на каждые сутки и каждый час в течение года, т. е. необходимость разработки графиков нагрузки на каждый день каждого месяца с учетом сезона, климатических условий, недели и других факторов.

Эти специфические условия породили отраслевые традиции в организации электроэнергетики, при этом главной особенностью является создание и функционирование единой энергетической системы страны.

В разное время отдельные части ТЭК административно подчинялись разным министерствам и ведомствам. Сейчас наряду с другими отраслями топливно-энергетического комплекса электроэнергетика административно входит в состав Министерства топлива и энергетики (Минтопэнерго). Вплотную к электроэнергетической отрасли, руководимой Минтопэнерго, примыкает и участвует в работе по единому графику атомная энергетика — система Министерства атомной энергетики (Минатомэнерго). Однако в условиях рыночной экономики все эти ор­ганизационно-административные построения могут меняться, а отдельные предприятия и их объединения получают существенную степень экономической свободы и независимости от вертикальных организационных структур.

Основой структуры электроэнергетической отрасли являются электрические станции различных типов.

По первичному энергоресурсу, потребляемому для производства электрической (иногда также и тепловой) энергии, электростанции мож­но подразделить на: тепловые (топливные) — (ТЭС), в том числе теплоэлектроцентрали — (ТЭЦ) и конденсационные электростанции — (КЭС), атомные — (АЭС), гидравлические — (ГЭС), прочие (солнечные, геотермальные, приливные, ветряные и др.).

Все перечисленные типы электростанций обладают разными эко­номическими показателями и поэтому имеют несколько разные области применения (см. гл. 4.2). Главными показателями, определяющими всю экономику энергетического производства, являются капитальные затраты или для сравнения разных электростанций удельные капиталовложения (к), руб/кВт, и годовые расходы по эксплуатации или себестоимость производства единицы энергии (s), коп/кВт.ч. Все другие технико-экономические показатели так или иначе агрегируются именно в этих.

В настоящее время в связи с инфляцией, переоценками основных фондов, кризисными явлениями в экономике и другими экономическими трудностями невозможно указать, хотя бы ориентировочно, современные значения этих показателей. Однако их соотношения не могли принципиально измениться по сравнению с 1992 г., когда эти показатели имели следующие значения (табл. 1.1).

Таблица 1.1, Основные технико-экономические показатели электростанций различных типов (средние ориентировочные показатели)

Примечания. Относительные показатели вычислены при сравнении с самыми распространенными типами электростанций — КЭС. По некоторым источникам показатели АЭС, ГТУ и прочих, в основном возобновляемых источников энергии более оптимистичны, однако часто эти сведения необъективны либо рассчитаны на оптимальный ход развития экономики, чего в действительности, к сожале­нию, не наблюдается.

В настоящее время удельные капиталовложения в строительство угольных электростанций оцениваются на уровне 1000—1100 долл./кВт (примерно 30—31 тыс. руб/кВт); для парогазовых станций — около 600 долл./кВт (примерно 18 тыс. руб/кВт).

Капитальные затраты на сооружение электростанций зависят прежде всего от типов и различных региональных факторов. Их изменение связа­но с положением дел в энергетическом машиностроении, поскольку основной вес в стоимости большинства станций имеет энергетическое оборудование. Исключение составляют ГЭС, где основная часть стоимости — гидросооружения.

Себестоимость производства энергии зависит на 60—80 % от стоимости потребленного топлива (кроме ГЭС). Поэтому главным показателем экономичности работы любой тепловой электростанции является его удельный расход на выработку и отпуск единицы энергии.

Наиболее распространенными, вырабатывающими около 80 % электроэнергии, являются тепловые электростанции (ТЭС). Они подразделяются на станции теплофикационные (теплоэлектроцентрали — ТЭЦ) и конденсационные (КЭС). ЭС в зависимости от и начального давления применяемого пара (перед турбогенераторами) делятся на:

1) ТЭС низкого давления — 13—25 ата (1,3—2,5 МПа). Практически не применяются, хотя в связи с тенденциями к созданию на предприятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть вновь;

2) ТЭС среднего давления — 25—45 ата (2,5—4,5 МПа). Считаются устаревшими, но кое-где еще сохранились. Как правило, на этих станциях проводилась реконструкция, установлены новые котло- и турбоагрегаты, работающие на более высоких параметрах пара. Иногда в целях повышения экономичности на таких станциях устанавливались так называемые «предвключенные» турбоагрегаты — противо-давленческие турбины высокого давления, отработанный пар которых соответствовал нужному среднему давлению. Чаще эти станции переводились в режим работы с «ухудшенным вакуумом» — конденсаторы этих турбин использовались как теплообменники, производящие горячую воду для теплофикации. В этих же целях на ряде ТЭС среднего давления имеющиеся нерегулируемые отборы пара, ранее предназначавшиеся исключительно для собственных нужд, превращены в теплофикационные отборы. В обоих указанных случаях КЭС, по существу, превращались в ТЭЦ;

3) ТЭС высокого давления — 90 ата (9 МПа);

4) ТЭС сверхвысокого давления—130—240 ата (13—24 МПа).

Все эти исторические тенденции к росту начального давления пара вызваны стремлением к повышению экономичности. Согласно второму закону термодинамики, внутренний относительный КПД теплового цик­ла зависит от соотношения начального и конечного теплосодержания ра­бочего тела, в данном случае — водяного пара. Поэтому чем выше начальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем выше КПД производства энергии. Однако даже теоретически он не может быть выше 44 — 45 %. Повышение экономичности ТЭС — глобальная задача человечества, наиболее известный и проверенный путь ее решения — теплофикация, создание ТЭЦ, а в последнее время — парогазовых циклов.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для совместной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, различаются по типам установленных на них турбогенераторов на:

противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потребителям тепловой энергии; имеются также противодавленческие турбины с регулируемым производственным отбором (типа ПР); турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией, в том числе с одним производственным отбором пара давлением 5—13 ата (0,12—0,25 МПа — типа П; с одним теплофикационным отбором пара давлением 1,2—2,5 ата (0,12—0,25 МПа) — типа Т; с двумя отборами — производственным и теплофикационным (типа ПТ),

Экономические показатели, свойственные перечисленным типам турбин, заложены в энергетических, характеристиках.

Энергетическая характеристика турбоагрегата — это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или то­плива от развиваемой электрической мощности типа:

Q₄ = q_xx + q_тP_т + q_кP_к (Гкал/ч) (1.1)

или

В_ч — b_кх + b_тР_т + b_кP_к (т у.т./ч), (1.2)

где Q_ч — часовой расход теплоты, Гкал/ч; В_ч — часовой расход топлива, т у.т./ч; q_xx и b_кх — часовые расходы теплоты или топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; q_т и bт — относительные приросты теплоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/'ч/кВт; q_к и b_к — относительные приросты теплоты или топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Р_т— электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Р_к — электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.

Здесь и далее применяются общепринятые размерности:

гу.т., кг у.т., т у.т. — граммы, килограммы и тонны условного топлива, т. е. некоего усредненного вида топлива, имеющего теплоту сгорания Q_p" = 7000 ккал/кг;

Вт, кВт, МВт — ватты, киловатты, мегаватты — единицы электрической мощности; кВт. ч, МВт, ч — киловатт-часы, мегаватт-часы — единицы электрической энергии;

ккал, Гкал — килокалории и гигакалории (1Г кал - 10⁶ ккал) — единицы тепловой энергии; ккал/час, Гкап/час — килокалории в час, гигакалории в час — единицы тепловой производительности (мощности); эти размерности являются внесистемными единицами (вне международной системы СИ), где для теплоты и тепловой энергии предписано использовать джоуль (Дж, кДж — килоджоуль, МДж — мегаджоуль, ГДж — гигаджоуль и т.д.) или тепловые кило­ватты и киловатт-часы (кВт(т), МВт(т) и т.д.); однако в нашей промышленности пока что практически нет приборов, измеряющих тентовую энергию в этих системных единицах.

Давление пара, также традиционно, измеряется в атмосферах — абсолютных (ата) или избыточных (ати — сверх атмосферного давления, т.е. 1 ата = 1 ати+1), Это также внесистемные единицы, где давление должно измеряться в мегапаскалях (МПа), причем 1 ата = 0,1 МПа

Нелишне также помнил стандартные масштабные размерности и их условные обозначения: 10¹² — триллион — тера — Т; 10⁹ — миллиард — гига — Г; 10⁶ — миллион — мега — М; 10³ — тысяча - кило - к; 10² — сто—гекто - г; 10 — десять—дека — да; 10^-1 — десятая часть — деци — д; 10^-2 — сотая — санти - с; 10^-3 — тысячная — милли — м; 10^-6 — миллионная — микро - мк и т.д.

Противодавленческие турбины предназначены для теплоснабжения потребителей с попутной выработкой электроэнергии. Электрическая мощность этих турбин как бы «привязана» к тепловой производительности и полностью от нее зависит:

Q_ч = q_xx + q_тP_т (Гкал/ч) (1.3)

или

В_ч = b_хх + b_тР_т(ту.т./ч). (1.4)

Поскольку вся электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), Противодавленческие турбины являются самыми экономичными из всех паровых турбин. Удельный расход топлива здесь составляет 180 — 200 г у.т./кВт«ч.

Теплофикационные турбины с одним или двумя регулируемыми отборами пара имеют следующие характеристические уравнения:

для часовых показателей:

Q_ч = q_xx + q_тP_т + q_кP_к(Гкал/ч) (1.5)

P_т= m₁Q_п + m ₂Q_т - С(кBт); (1.6)

для годовых показателей:

Q_год = q_ххТ + q_тW_т + q_к W_к (Гкал/год); (1.7)

W_т=m₁Q_п + m ₂Q_т - С (кВт ч/год), (1.8)

где Q_п — часовой (или годовой) отпуск пара из производственного отбора (7—13 ата, 0,7 — 1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; Q_т — часовой (или годовой) отпуск пара из теплофикационного отбора (1,2 — 2,5 ата, 0,12 — 0,25 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; m₁ — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; m — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт ч/Г кал или кВт/Гкал/ч; С — константный показатель при расчете теплофикационной мощности (выработки энергии — при расчете годовых показателей), кВт; Т — - время работы турбины, ч/год; W_т— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт ч/год; W_к — годовая выработка электроэнергии по конденсационному циклу, кВт ч/год.

Расход теплоты определяет расход топлива соответствующим турбоагрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной ТЭЦ, затраченный на производство тепла, по формуле

b_r = 1000/(7000 ŋ_к) = 0,143/ ŋ_к (ту.т. /Гкал), (1.9)

где 1000 — размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; ŋ_к — КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удельный расход топлива на производство теплоты при КПД ŋк=1 (100 %).

Для современных турбин (например, ПТ-135-130) используются готовые топливные характеристики типа:

В_год = b_ххТ + b_пD_п + b_тDт + b_эW_год (ту.т. /год), (1.10)

где b_п, b_т, b_э — относительные приросты расхода топлива на производство соответственно пара из производственного отбора, теплофикационной горячей воды и электроэнергии. Обычно удельные расходы топлива на производство (выработку, отпуск) электроэнергии вычисляются в граммах — гу.т./кВт ч или килограммах — кг у.т./кВт.ч; на производство тепла — в тоннах или килограммах — кг у.т./Гкал; D_n, D_т и W_год — годовое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды и электроэнергии.

При этом годовой расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу

В_год = m₁Dn + m₂D_т (т у.т. /год). (1.11)

Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущества перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на про­изводство электроэнергии — 220 — 280 г у.т./кВт ч. При этом выработка энергии по теплофикационному циклу требует 200 — 250 г у. т./кВт ч, а по конденсационному циклу — свыше 400 г у.т,/кВт ч, так что общий показатель зависит от соотношения выработки по этим циклам или от доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее работает ТЭЦ.

Конденсационные электростанции (КЭС) различаются по общей установленной мощности и мощности турбогенераторов: 150,300, 500,800, 1200 МВт.

Каждая конденсационная турбина имеет две (или более) зоны мощности — экономическую (Рэ) и сверхэкономическую, определяемую как разница между установленной (Ру) и экономической мощностями (Ру - Рэ), кВт. При работе в этих зонах имеют место разные относительные приросты расходов тепла на производство электроэнергии: в экономической зоне — q_э и сверхэкономической зоне — q_св-э причем q_св-э q_св-э>> q_э, т у. т./кВт ч. Поэтому энергетические характеристики конденсационных турбогенераторов имеют вид:

для часовых показателей:

Q_ч = q_xx + q_эP_э + q_эP_э+Q_св-э(Р_у - P_з) (Гкал/ч); (1.12)

для годовых показателей:

Q_год = q_ххТ + q_эW_э + q_св-э W_св-э (Гкал/год) (1.13)

где W_э и W_св-э — годовая выработка электроэнергии соответственно в экономической и сверхэкономической зонах, кВт ч/год.

Конденсационные станции существенно уступают по экономичности ТЭЦ, их удельные расходы на самых лучших КЭС составляют 318 — 320 г у.т./кВт ч, а на старых, работавших еще на среднем давлении пара (40 эта), этот показатель может достигать 400 — 500 г у,т./кВт ч.

В последнее время все большее распространение получают газотурбинные электростанции и установки (ГТУ), отличающиеся большой маневренностью низкой экономичности. Они так же, как и ГЭС, используются для покрытия пиковой части графиков нагрузок. Однако их технико-экономические показатели наихудшие среди тепловых электростанций, удельные расходы топлива — 500 — -600 г у.т./кВт ч и выше.

Для повышения экономичности ГТУ создаются парогазовые циклы, в которых отработанные газы после газовых турбин, обладающие еще значительным теплосодержанием, а иногда содержащие также продукты не-полного сгорания, дожигаются и догреваются в энергетических котлах с выработкой пара для обычных паровых турбин. Парогазовые электростанции обладают КПД производства энергии и удельными расходами топлива, сравнимыми с показателями ТЭЦ.

В составе парогазового цикла КПД газотурбинной установки определяется по формуле

(1.14)

где =N^э_r/N^э_n — соотношение электрических мощностей газовой(N^э_r) и паровой (N^э_n) турбин; — КПД соответственно па-установки (nгу), передачи (транспортировки) теплоносителя(отработанных газов из газовой турбины — mр) и парового котла-утилизатора, преобразующего энергию выхлопных газов в энергию рабочего пара для турбины (пк) и паротурбинной установки (nmу).

Исходя из КПД парогазового цикла, легко определить удельный рас­ход топлива на производство электроэнергии:

b = 0,123/ŋ_гту (кгу. т./кВт ч). (1.15)

Атомные электростанции (АЭС), являющиеся, по существу, теплостанциями, в которых пар получается не при сжигании топлива, а освобождении внутриатомной энергии, различаются по типам ядерных реакторов (в том числе на быстрых или на медленных нейтронах), мощности и некоторым другим признакам.

АЭС работают на ядерном топливе, в качестве которого используются уран-233 (U-235), уран-233 (U-233) и плутоний-239 (Рu-239). Ядерное горючее обладает теплотой сгорания примерно в 2,5 миллиона раз выше, чем теплота сгорания обычного органического топлива. 1 кг урана может столько дать столько теплоты, сколько может быть получено при сжигании от 2,6 до 3,0 тыс. т каменного угля. В 1 т природного урана содержится примерно 7 кг делящегося изотопа урана-235, а остальные 99,3 % приходятся на долю неделящегося изотопа урана-238. Однако в специальных реакторах попадании быстрых нейтронов в ядро урана-238 происходит несколько реакций, в результате чего образуется новое делящееся вещество — плутоний-239, который может быть топливом для реакторов на быстрых нейтронах.

На промышленных АЭС России установлены энергетические ядерные реакторы с водой под давлением корпусного типа ВВЭР и канальные водографитовые реакторы РМБК. В целях повышения безопасности разрабатываются новые конструкции реакторов для оснащения перспектив-АЭС, а также атомных станций теплоснабжения (ACT). Целью развития атомной энергетики является создание безотходных АЭС с реакторами-размножителями на быстрых нейтронах, где одновременно с производством энергии образуется плутоний-239, служащий для дальнейшего использования.

Гидроэлектростанции бывают двух типов: собственно ГЭС и гидроаккумулирующие (ГАЭС), созданные специально для регулирования графика нагрузки. Гидростанции являются единственными источниками энергии, использующими возобновляемые природные энергоресурсы — естественный речной водоток. Как известно, в природе происходит непрерывный круговорот воды: испарения естественных водоемов, преимущественно морей и океанов, конденсируются в атмосфере и выпадает в виде дождя и снега. Эти атмосферные осадки составляют основной объем речного водотока. Другие его составные части — вековые снега и ледники горных массивов, постепенно тающие ввиду общего потепления планетарного климата.

Устройство ГЭС детскую водяную вертушку или древнейшее изобретение человечества — водяную мельницу. Некоторые гидростанции строятся на естественном водотоке {бесплотинные ГЭС), но большинство из них требует сложных и дорогостоящих гидротехнических сооружений (плотины, дамбы, деривационные каналы и т.п.), затопления значительных территорий, для водохранилищ, создания перепада высот над уровнем моря. Масса воды на высотной отметке, называется верхним бьефом, на нижней отметке — нижним бьефом. Перепад давлений между бьефами реализуется для получения энергии.

Собственно ГЭС различаются по напору — высоконапорные (горные) и низконапорные (равнинные); по зарегулированности естественного водотока — с суточным, сезонным и многолетним регулированием; по некоторым другим признакам, в частности — по мощности.

Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) — искусственные сооружения, созданные на возвышенностях над естественными водоемами. В часы ночного провала нагрузки они работают в режиме насосов, закачивающих воду на верхний бьеф водохранилища, а в часы пика нагрузки срабатывают эту воду, развивая электрическую мощность и вырабатывая электроэнергию для сглаживания суточной неравномерности электропотребления.

Ветряные, солнечные, приливные, биоэнергетические станции не нашли пока еще сколько-нибудь существенного применения в электроэнергетике. Также пока что нецелесообразно всерьез говорить о термоядерных электростанциях, на пути создания которых в настоящее время имеются очень большие трудности. Аналогичное положение возникло с магнитогидродинамическим способом производства электроэнергии, с так называемыми МГД-генераторами.

Энергетические, технические и экономические свойства электростанций различных типов используются при оптимизации покрытия суточного графика нагрузки.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: