Преимущества и недостатки ТЭС

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 16Следующая ⇒

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

К числу преимуществ следует отнести следующие:

1. 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.

2. Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.

3. Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.

4. 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.

5. На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.

6. 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.

1. ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно те, которые работают на высокозольных сернистых топливах. 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.

2. Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).

3. В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии переменной части суточного графика электрической нагрузки.

4. 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.

2.7 Схема преобразования энергии на ТЭЦ

Технология производства электроэнергии на конденсационной ТЭС и ТЭЦ практически не отличаются, поэтому в этой части они совпадают. Мало того, когда ТЭЦ не отпускает тепла (например, летом или сразу же после ввода в эксплуатацию, когда тепловые сети еще не готовы), она работает просто как конденсационная ТЭС.

Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагревательной (теплофикационной) сетевой установки. Остывшая в теплоприемниках тепловой сети обратная сетевая вода поступает к сетевым насосам I подъема СН-I. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса СН-I сетевая вода последовательно проходит через трубную систему сетевых подогревателей СП-1 и СП-2. Нагрев сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов паровой турбины. Отбор пара осуществляется при таких давлениях, чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была достаточной для нагрева сетевой воды.

Нагретая в СП-1 и СП-2 сетевая вода поступает к сетевым насосам II подъема, которые подают ее в пиковый водогрейный котел ПВК и обеспечивают ее прокачку через всю или часть (до теплонасосной станции) тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП подается газ, а от дутьевого вентилятора — воздух. Нагретая до требуемой температуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой воды и из него — тепловым потребителям.

Второе существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя их давление (т.е. нагрев сетевой воды и ее расход).

Теперь перейдем к показателям, характеризующим экономичность работы ТЭЦ. Когда в лекции рассматривали экономичность конденсационной ТЭС, мы выяснили, что для этой цели используется один показатель — коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный расход условного топлива. Необходимость только в одном показателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС отпускает только один вид энергии — электроэнергию.

ТЭЦ отпускает два вида энергии — электрическую и тепловую. Поэтому для оценки качества работы ТЭЦ необходимо иметь также два показателя.

Первым показателем является коэффициент полезного использования тепла топлива. Если у конденсационных ТЭС России он не превышает 40 %, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией той части пара, которая проходит в конденсатор, собственные нужды).

Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепловом потреблении c = Nэ/Qт. Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпускают одинаковое количество тепла Qт и имеют одинаковый коэффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии.

Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы ТЭЦ.

На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный расход условного топлива на производство электроэнергии bэ в г/(кВт·ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла bт в кг/Гкал. Для ТЭЦ bт = 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в соответствии с нормативными документами по распределению затраченного топлива на производство электроэнергии и тепла.

Газотурбинные установки

На отечественных ТЭС начинают широко использовать газотурбинные установки (ГТУ). В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. В ГТУ преобразуется теплота газов в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Таким образом газотурбинная установка (ГТУ) — это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.

По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутреннего сгорания, а при очень высоких температурах рабочего газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности. Особенно широкое распространение газовые турбины получили на транспорте. Применение газовых турбин в качестве основных элементов авиационных двигателей позволило в современной авиации достичь больших скоростей, грузоподъемности и высоты полета. Газотурбо-локомотивы на железнодорожном транспорте конкурентоспособны с тепловозами, оборудованными поршневыми двигателями внутреннего сгорания.

Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов. Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в местах его залегания. При этом под землю компрессорами в необходимом количестве подается воздух, производится специальное сжигание угля с образованием горючего газа, который затем подается по трубам к газотурбинным установкам. Впервые в мире такая опытная электростанция построена в Тульской области.

Работа газотурбинной установки осуществляется следующим образом. В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообразное топливо и воздух (рис.2.10, а).

Рис. 2.10, а - Принципиальная схема газотурбинной установки

Получающиеся в камере сгорания газы 2с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает электрический генератор 4и компрессор 5, необходимый для подачи под давлением воздуха 6в камеру сгорания. Сжатый компрессором воздух перед подачей в камеру сгорания подогревается в регенераторе 7 отработанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания. Общий вид газотурбинной установки приведен на рис. 2.10, б.

Рис. 2.10, б - Общий вид газотурбинной установки

Парогазотурбинные установки

Отработанные в ГТУ газы имеют высокую температуру, что неблагоприятно сказывается на КПД термодинамического цикла.

Совмещение газо- и паротурбинных агрегатов таким образом, что в них происходит совместное использование теплоты, получаемой при сжигании топлива, позволяет на 8—10% повысить экономичность работы установки, называемой парогазовой, и снизить ее стоимость на 25%. Принципиальные схемы парогазовой установки и парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел показаны на рис. 2.11 и 2.12.

Парогазовые установки, использующие два вида рабочего тела — пар и газ — относятся к бинарным. В них охлаждающая вода, часть теплоты, получаемой при сжигании топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину. Охлажденные до температуры 650—700 °С газы попадают на рабочие лопатки газовой турбины. Отработанные в турбине газы «используются для подогрева питательной воды, что позволяет уменьшить расход топлива и повысить КПД всей установки, который может достичь примерно 44%.

Парогазовые установки могут работать также по схеме, в которой отработанные в газовой турбине газы поступают в паровой котел. Газовая турбина в этом случае как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается 30—40% топлива, а в парогенераторе — остальное топливо.

Рис. 2.11 - Принципиальная схема парогазовой установки

Рис. 2.12 - Схема парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел

1 — парогенератор; 2— компрессор; 3 — газовая турбина; 4-генератор;

5 — паровая турбина; 6— конденсатор; 7 — насос; 8 — экономайзер.

Газотурбинные установки могут работать только на жидком или газообразном топливе, так как продукты сгорания твердого топлива, содержащие золу и механические примеси, оказывают вредное влияние на лопатки тазовой турбины. В газотурбинных установках, так же как и в обычных паросиловых установках, тепловая энергия преобразуется в механическую в турбинах и механическая энергия — в электрическую в генераторах. Эта схема электромеханического преобразования энергии требует использования материалов, способных выдерживать большие механические нагрузки при больших частотах вращения вала турбины и высоких температурах. Ограниченная прочность материалов вынуждает использовать пар при температурах не выше 600 °С, в то время как температура сжигаемого топлива достигает 2000 °С. Сокращение разницы этих температур позволит существенно повысить КПД тепловых установок. КПД ГТУ невелик: для типичных ГТУ он составляет 35—36 %, т.е. существенно меньше, чем КПД ПТУ.

Газовая турбина является наиболее сложным элементом ГТУ, что обусловлено в первую очередь очень высокой температурой рабочих газов, протекающих через ее проточную часть: температура газов перед турбиной 1350 °С в настоящее время считается «стандартной», и ведущие фирмы, в первую очередь General Electric, работают над освоением начальной температуры 1500 °С. Напомним, что «стандартная» начальная температура для паровых турбин составляет 540 °С, а в перспективе — температура 600—620 °С. Стремление повысить начальную температуру связано, прежде всего, с выигрышем в экономичности, который она дает. Повышение начальной температуры с 1100 до 1450 °С дает увеличение абсолютного КПД с 32 до 40 %, т.е. приводит к экономии топлива в 25 %. Конечно, часть этой экономии связана не только с повышением температуры, но и с совершенствованием других элементов ГТУ, а определяющим фактором все-таки является начальная температура. Для обеспечения длительной работы газовой турбины используют сочетание двух средств. Первое средство — применение для наиболее нагруженных деталей жаропрочных материалов, способных сопротивляться действию высоких механических нагрузок и температур (в первую очередь для сопловых и рабочих лопаток). Если для лопаток паровых турбин и некоторых других элементов применяются стали (т.е. сплавы на основе железа) с содержанием хрома 12—13 %, то для лопаток газовых турбин используют сплавы на никелевой основе (нимоники), которые способны при реально действующих механических нагрузках и необходимом сроке службы выдержать температуру 800—850 °С. Поэтому вместе с первым используют второе средство — охлаждение наиболее горячих деталей.

Для охлаждения большинства современных ГТУ используется воздух, отбираемый из различных ступеней воздушного компрессора. Уже работают ГТУ, в которых для охлаждения используется водяной пар, который является лучшим охлаждающим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух после нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой турбины. Такая система охлаждения называется открытой. Существуют замкнутые системы охлаждения, в которых нагретый в детали охлаждающий агент направляется в холодильник и затем снова возвращается для охлаждения детали. Такая система не только весьма сложна, но и требует утилизации тепла, отбираемого в холодильнике.

Система охлаждения газовой турбины — самая сложная система в ГТУ, определяющая ее срок службы. Она обеспечивает не только поддержание допустимого уровня рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, запирание уплотнений подшипников, где циркулирует масло и т.д. Эта система чрезвычайно сильно разветвлена и организуется так, чтобы каждый охлаждаемый элемент получал охлаждающий воздух тех параметров и в том количестве, который необходим для поддержания его оптимальной температуры. Излишнее охлаждение деталей так же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным затратам охлаждающего воздуха, на сжатие которого в компрессоре затрачивается мощность турбины. Кроме того, повышенные расходы воздуха на охлаждение приводят к снижению температуры газов за турбиной, что очень существенно влияет на работу оборудования, установленного за ГТУ (например, паротурбинной установки, работающей в составе ПТУ). Наконец, система охлаждения должна обеспечивать не только необходимый уровень температур деталей, но и равномерность их прогрева, исключающую появление опасных температурных напряжений, циклическое действие которых приводит к появлению трещин.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒