6 электростанции и энергосистемы 1 общие понятия электростанцией
Рис. 6.1.4. Крупнейшие электростанции мира на начало июля 2008 года
жүктеу/скачать 1.41 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- ТЭЦ на топливных элементах
- 6.3 АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля атомных электростанций (АЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла около 16 % (см. рис. 6.1.3
Рис. 6.1.4. Крупнейшие электростанции мира на начало июля 2008 года6.2 ТОПЛИВОСЖИГАЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля электростанций, работающих по принципу сжигания топлива, в мировой выработке электроэнергии составляла в 2004 году более 61 %. Генераторы на этих электростанциях могут приводиться во вращение
Сжигание топлива может производиться также в топливных элементах (см. раздел 3.6) и в МГД-генераторах (см. раздел 3.7). На крупных паротурбинных электростанциях чаще всего вырабатывается только электроэнергия. Так как на таких электростанциях установлены конденсационные паровые турбины, то их называют и конденсационными электростанциями (КЭС). Одна из возможных принципиальных схем энергоблока такой электростанции представлена на рис. 6.2.1. 
Рис. 6.2.1. Принципиальная технологическая схема энергоблока топливосжигающей конденсационной электростанции (пример). 1 топливо, 2 обработка топлива, 3 топка парового котла, 4 экономайзер, 5 воздухоподогреватель, 6 фильтр летучей золы, 7 фильтр для удаления серы (у котла с кипящим слоем отсутствует), 8 паровая турбина, 9 генератор, 10 повышающий трансформатор, 11 электроэнергия, отпускаемая в сеть энергосистемы, 12 энергия, необходимая для собственных нужд, 13 пароконденсатор, 14 охладительная башня, 15 деаэратор (удалитель воздуха) и бак воды, 16 регенератор питательной воды, 17 золоудаление В русской технической литературе, а также в официальных названиях станций, входящих в состав энергетических систем, вместо сокращения КЭС чаще, по давней традиции, применяется сокращение ГРЭС (государственная районная электростанция). На крупных КЭС (мощностью от 1 GW до 8 GW) мощность генератора энергоблока находится обычно в пределах от 100 MW до 600 MW, но может быть и больше (до 1300 MW). Энергоблоков имеется обычно от двух до шести, но бывает и больше (например, на Прибалтийской ГРЭС при включении на полную мощность было 12 энергоблоков). Если используется топливо, сжигание которого не вызывает существенных проблем (природный газ, нефть, мазут, каменный уголь), то в каждом энергоблоке предусматривается один паровой котел, но в случае топлива с большим содержанием золы (бурого угля, горючего сланца), когда создание мощных котлов затруднительно, котлов может быть и больше (обычно два). Давление перегретого пара находится как правило в пределах от 13 MPa до 24 MPa, а температура пара – от 540 oC до 560 oC. При мощности блока более 1000 MW конструкция турбины и генератора усложняется и удорожается настолько, что иногда предпочитают использовать двойной (двухвальный) турбогенераторный агрегат. Наиболее мощные в мире одновальные паротурбогенераторные агрегаты (1382 MW) установлены на атомной электростанции Палуэль (Paluel) во Франции (см. рис. 6.1.4). Наиболее мощные двухвальные агрегаты (1300 MW) были установлены в 1972 и 1973 годах на каменноугольной электростанции Камберленд (Cumberland, штат Tennessee, США). Наиболее мощные турбогенераторные агрегаты в Эстонии (215 MW) установлены на Нарвских электростанциях. Воду для охлаждения конденсатора можно брать из водоемов (например, на Нарвских электростанциях она берется из Нарвского водохранилища). Если вблизи станции достаточно крупных водоемов нет, то прибегают к замкнутому контуру охлаждения, в котором циркулирующая вода, как показано на рис. 5.2.1, отдает тепло в окружающую среду в охладительных башнях (градирнях). Встречаются и конденсаторы, охлаждаемые воздухом. Номинальное напряжение мощных генераторов находится обычно в пределах от 15 kV до 20 kV. Чтобы отпускать электроэнергию в сеть энергосистемы (обычно на напряжении от 110 kV до 500 kV), для каждого генератора устанавливается повышающий трансформатор. Для питания электроприводов и других электроприемников станции предусматриваются трансформаторы собственных нужд со вторичным напряжением от 0,4 kV до 10 kV. Конденсационные электростанции потребляют для собственных нужд, в зависимости от вида применяемого топлива, обычно от 5 % до 8 % производимой генераторами электроэнергии; на Нарвских сланцевых электростанциях доля собственных нужд больше – немногим более 10 %. Под кпд топливосжигающей КЭС обычно понимается отношение производимой генераторами электроэнергии к химической энергии, содержащейся в сжигаемом топливе. Весьма часто вместо этого показателя для наглядности используется удельный расход топлива (приведенный к условному топливу) на единицу производимой электроэнергии. В таком случае кпд определяется формулой 
Удельный расход условного топлива часто приводят не относительно производимой электроэнергии, а относительно электроэнергии, отпускаемой с шин станции. В таком случае по вышеприведенной формуле определяется так называемый чистый кпд станции, который, естественно, меньше, чем кпд, определяемый по генерируемой энергии. Если по такому определению удельного расхода топлива хотят определить кпд системы генерирования электрической энергии, необходимо пользоваться формулой 
Пример. Расход условного топлива на единицу электроэнергии, отпускаемой с шин станции, составляет 0,32 kgce/kWh, а на собственные нужды расходуется 7 % генерируемой электроэнергии. Требуется определить кпд станции по генерируемой электроэнергии. В соответствии с вышеприведенной формулой эта величина равна = 1 / [8,14 (1 – 0,07) 0,32] = 1 / 2,42 = 0,41, что может считаться относительно хорошим показателем. Кпд топливосжигающей КЭС по отношению к производимой генераторами электроэнергии зависит от устройства энергоблоков, их мощности и параметров пара, находясь обычно в пределах от 35 % до 40 % и достигая в наилучших случаях 43 %. Разработкой новейшего оборудования и путем внедрения новейшей эффективной технологии сжигания топлива в будущем надеются повысить кпд КЭС до 50 %. На паротурбинных электростанциях химическая энергия топлива может использоваться более полно, если отпускать потребителям кроме электроэнергии и тепло. Такие электростанции, как уже отмечалось, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), и в них используют турбины с отбором пара (см. раздел 3.3). Одна из возможных принципиальных технологических схем ТЭЦ представлена на рис. 6.2.2. 
Рис. 6.2.2. Использование турбины с отбором пара на ТЭЦ (пример). 1 турбина, 2 генератор, 3 получаемая электроэнергия, 4 пар давлением от 0,05 MPa до 0,3 MPa, отбираемый для теплофикации, 5 теплообменник, 6 теплоаккумулятор (может и отсутствовать), 7 горячая вода, отдаваемая в сеть теплофикации, 8 пар давлением от 0,5 MPa до 2 MPa, отпускаемый промышленным потребителям для технологических нужд, 9 возврат конденсата промышленными потребителями, 10 конденсатор, 11 деаэратор Электрическая мощность турбогенераторных агрегатов ТЭЦ находится обычно в пределах от 50 MW до 250 MW, но может быть и меньше. Отборов пара может быть один или больше. Один из них, регулируемый и характеризующийся относительно низким давлением пара, предусматривается для отдачи тепла в систему теплофикации, но при наличии промышленных технологических потребителей пара, как показано на рис. 6.2.2, может предусматриваться отбор пара и более высокого давления (до 2 MPa). Тепловая мощность ТЭЦ обычно в 2...4 раза выше электрической. В паре, отдаваемом тепловым потребителям, используется и тепло, освобождаемое при конденсации. Поэтому результирующий кпд ТЭЦ (учитывающий отпуск как электроэнергии, так и тепла) всегда выше, чем у КЭС и находится обычно в пределах от 50 % до 65 % (см. рис. 6.2.3). 
Рис. 6.2.3. Пример энергобаланса КЭС (a) и ТЭЦ (b) (упрощенно). 1 потери в котельном агрегате, 2 потери в паропроводах, 3 тепло, уходящее через конденсатор, 4 потери в генераторе Чтобы ТЭЦ работала с максимально возможным кпд при изменяющейся тепловой нагрузке, необходимо соответственно регулировать и ее электрическую мощность. Оптимальное регулирование возможно только тогда, когда ТЭЦ включена в энергосистему, в которой в случае изменения электрической мощности ТЭЦ можно в требуемой мере увеличить или уменьшить мощность других электростанций. Более подробно этот вопрос рассматривается в разделе 6.9. Неравномерность тепловой нагрузки ТЭЦ во времени может выравниваться, как показано на рис. 6.2.2, при помощи аккумуляторов тепла, в качестве которых обычно применяют объемистые резервуары горячей воды. В случае достаточно равномерной тепловой нагрузки необходимость в таких аккумуляторах отпадает. Первая в мире ТЭЦ (на паровых турбинах противодавления) была сооружена в 1893 году для теплофикации города Гамбурга (Hamburg, Германия). В Эстонии совместная выработка электроэнергии и тепла началась на Таллиннской электростанции в 1959 году. Сейчас значительную часть Таллинна снабжает теплом ТЭЦ Иру (Iru), принятая в эксплуатацию в 1980 году; с 1982 года ее мощность равна 190 MW. Еще более высокий кпд (до 85 %) может достигаться, когда весь пар после прохождения турбины используется в технологических процессах предприятия или для отопления. Такие турбины называются турбинами с противодавлением, и принципиальная технологическая схема их использования приведена на рис. 6.2.4. ТЭЦ, основанные на турбинах с противодавлением, находят применение главным образом на промышленных предприятиях и в системах теплофикации крупных городов. 
Рис. 6.2.4. Принцип использования турбин с противодавлением (пример). 1 турбина, 2 генератор, 3 вырабатываемая электроэнергия, 4 пар давлением от 0,2 MPa до 2 MPa, подаваемый технологическим потребителям и в теплообменники системы теплофикации, 5 возврат конденсата, 6 деаэратор Кроме крупных паротурбинных электростанций находят применение и более мелкие КЭС и ТЭЦ мощностью от 1 MW до 100 MW. Такие станции весьма часто оказываются целесообразными в системах электроснабжения предприятий и городов, когда в них могут использоваться местные виды топлива (горючие отходы предприятий, измельченная древесина, торф и т. п.), или если потребители энергии находятся относительно далеко от мощных электростанций энергосистем. Паротурбинные электростанции потребляют воду главным образом для охлаждения конденсаторов, так как потери воды в замкнутой системе, состоящей из котла, турбины, конденсатора и вспомогательных узлов, относительно малы. В регионах с недостаточными ресурсами воды, а также при наличии дешевого газообразного или жидкого топлива, могут использоваться газотурбинные электростанции. Одна из возможных схем энергоблока такой станции приведена на рис. 6.2.5. 
Рис. 6.2.5. Пример принципиальной технологической схемы газотурбинно-генераторного агрегата (существенно упрощенно). 1 газовая турбина, 2 компрессор, 3 камера сгорания, 4 генератор, 5 теплообменник, 6 газообразное или жидкое топливо, 7 воздух, 8 получаемая электроэнергия, 9 тепло, получаемое в виде горячей воды, 10 выхлопной газ Газовые турбины (см. раздел 3.4) выпускаются номинальной мощностью от 1 MW до 340 MW, а мощность газотурбинных электростанций может достигать 1000 MW и даже больше. Так как газовые турбины могут запускаться намного быстрее, чем паровые (обычно за несколько минут), то газотурбинные агрегаты часто применяются в качестве резервных источников питания и для работы во время пиковой нагрузки энергосистем. Высокая температура выхлопного газа (обычно более 400 oC) позволяет использовать газотурбинные электростанции и для выработки тепла, как это показано на рис. 6.2.5. Они могут комбинироваться и с паровыми турбинами (рис. 6.2.6); кпд таких парогазовых электростанций в случае использования конденсационных паровых турбин составляет приблизительно 60 %. 
Рис. 6.2.6. Пример комбинированного применения паровой и газовой турбин (существенно упрощенно). 1 газотурбинно-генераторный агрегат, 2 паровой котел, 3 паротурбинный агрегат, 4 конденсатор, 5 газотурбинное топливо, 6 котельное топливо, 7 воздух, 8 пар, 9 получаемая электроэнергия Первый в мире газотурбинно-генераторный агрегат (мощностью 4 MW) установил в 1939 году в качестве резервного источника электропитания на электростанции Нёшатель (Neuchâtel, Швейцария) электротехнический концерн Brown Boveri & Cie. (BBC). Самая мощная в мире газотурбинная электростанция (1400 MW с 20 агрегатами по 70 MW) была построена в 1983 в Рияде (Rijad, Саудовская Аравия). В случае относительно малой потребляемой мощности, когда применение паровых или газовых турбин себя не оправдывает, могут использоваться дизельные электростанции. Так как дизельные двигатели выпускаются в весьма широком диапазоне номинальных мощностей – от 1 kW до 10 MW, они могут предусматриваться как на малых стационарных электростанциях мощностью приблизительно до 200 MW, так и в перемещаемых агрегатах электропитания. Они могут запускаться за несколько секунд, что позволяет использовать их в качестве надежных быстродействующих резервных (аварийных) источников в системах электроснабжения ответственных потребителей (больниц, банков, правительственных и оборонных учреждений, установок связи и т. п.). Электрический кпд дизельных агрегатов составляет обычно приблизительно 40 %, но если использовать и выделяющееся тепло (аналогично ТЭЦ), то можно добиться результирующего кпд до 80 %. Первую в мире дизельную электростанцию (с шестью агрегатами по 300 kW) построил в 1904 году в Киеве немецкий моторостроительный завод MAN (Maschinenfabrik Augsburg-Nürnberg). В Эстонии мелкие дизельные электростанции находили довольно широкое применение до возникновения Эстонской энергосистемы в качестве источников электропитания малых городов и поселков. Одна из самых современных дизельных ТЭЦ, с электрической мощностью в 1600 kW и тепловой мощностью в 1840 kW, была сооружена фирмой Сименс (Siemens AG) для здания Рейхстага в Берлине. Особенностью этой энергоустановки является аккумулирование летнего излишка тепла в подземном аккумуляторе, что позволило поднять годовой кпд установки до 90 %. Предполагают, что в 2010 году может начаться и более широкое применение ТЭЦ на топливных элементах, преимущественно с использованием батарей высокотемпературных топливных элементов мощностью от 10 kW до 1000 kW. Наиболее подходящим топливом для таких ТЭЦ считается природный газ, из которого в реформере может отделяться водород (рис. 6.2.7). Существуют и топливные элементы для прямого использования природного газа (метана). 
Рис. 6.2.7. Принципиальная технологическая схема топливноэлементной ТЭЦ (пример). 1 реформер, 2 батарея топливных элементов, 3 инвертор, 4 теплообменник, 5 высокотемпературный теплоноситель (например, воздух), 6 получаемая электроэнергия, 7 получаемое тепло В будущем топливноэлементные ТЭЦ могли бы стать местными источниками электро- и теплоснабжения зданий (в том числе и жилых), и их массовое применение означало бы переход на рассредоточенную выработку энергии одновременно с существенным уменьшением потерь энергии при ее передаче. Опытное использование топливных элементов в стационарных электроустановках началось в 1960-х годах. Наиболее крупная электростанция такого типа, основанная на топливных элементах с фосфорнокислым электролитом (4,8 MW, с кпд 29 %), была построена в 1982 году в Нью-Йорке (New York) и находилась в опытной эксплуатации в течение двух лет. Начиная приблизительно с 2000 года, многие электротехнические фирмы выпускают компактные топливноэлементные электростанции (включая ТЭЦ) электрической мощностью, главным образом, от 50 kW до 250 kW. Среди них заслуживает внимание малая ТЭЦ на высокотемпературных топливных элементах с оксидной мембраной, установленная концерном Сименс (Siemens AG) в 2003 году в городской сети Ганновера (Hannover, Германия); электрическая мощность этой ТЭЦ равна 225 kW, тепловая мощность – 160 kW, а результирующий кпд – 80 %. 6.3 АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля атомных электростанций (АЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла около 16 % (см. рис. 6.1.3). Наиболее часто на АЭС используются энергоблоки с водо-водяными или кипящими реакторами электрической мощностью от 400 MW до 1400 MW (см. рис. 6.1.4); число энергоблоков находится обычно в пределах от одного до шести. На начало 2008 года на АЭС мира находились в эксплуатации 439 реакторов с суммарной электрической мощностью 372 GW. За 2007 год добавилось всего 3 новых реактора, а в связи с истечением предусмотренного срока службы было отключено 5 реакторов; в стадии сооружения находились 34 реактора. Наиболее крупный атомный энергоблок со сверхнадежным водо-водяным реактором третьего поколения электрической мощностью 1600 MW (подробнее см. раздел 3.8) должен вступить в строй на АЭС Олгилуодо (Olkiluoto) в Финляндии в 2011 году. В устройстве АЭС особое внимание уделяют обеспечению ядерной безопасности, то есть максимально возможному исключению возникновения утечки радиоактивных веществ или расплавления активной зоны реактора. В качестве примера на рис. 6.3.1 представлен принцип устройства энергоблока с водо-водяным реактором, в котором предусмотрены следующие барьеры безопасности:
На рисунке схематично показана также система аварийного охлаждения реактора и парогенератора, включающаяся в работу в случае нарушения нормальной циркуляции теплоносителя (воды). Нерадиоактивные части энергоблока (турбогенераторный агрегат, питательный насос парогенератора, часть водопровода и паропровода парогенератора) не накрыты защитным куполом. 
Рис. 6.3.1. Принцип устройства энергоблока АЭС с водо-водяным реактором (существенно упрощенно). 1 реактор, 2 парогенератор, 3 турбогенераторный агрегат, 4 расширительный бак воды, 5 запас воды для аварийного охлаждения, 6 вентиляция, 7 бетонная оболочка защиты от излучения, 8 прочная стальная оболочка, 9 бетонный купол, 10 фундаментная плита На АЭС невозможно получение таких высоких параметров пара, как на топливосжигающих электростанциях. Например, в водо-водяных реакторах давление воды обычно не превышает 7 MPa, а ее температура на выходе из реактора – 300 oC, вследствие чего давление пара, получаемого в парогенераторе, остается в пределах от 4 MPa до 6 MPa, а его температура – в пределах от 250 oC до 300 oC. По этой причине и кпд АЭС ниже (обычно от 24 % до 26 %), а размеры турбин больше. Частотой вращения турбин выбирается часто не 3000 r/min, а 1500 r/min, и в составе энергоблока предусматривается не один, а два турбогенераторных агрегата. Требования к безопасности АЭС существенно повысились за последние 20 лет, особенно после Чернобыльской катастрофы, происшедшей в конце апреля 1986 года (см. раздел 3.8), из-за чего строительство новых АЭС стало дороже, а многие существующие АЭС, показатели безопасности которых невозможно привести в соответствие с возросшими международными требованиями, пришлось вывести из эксплуатации. АЭС строятся главным образом в странах, не имеющих собственных ресурсов ископаемого топлива и для которых импорт обычных видов топлива может оказаться слишком дорогим (Япония, Франция, Швеция и др.). В пользу АЭС говорит также одно из их главных преимуществ – отсутствие выбросов в атмосферу двуокиси углерода и других продуктов горения. Именно по этой причине интерес к АЭС за последние годы заметно вырос и многие страны разработали новые национальные программы развития ядерной энергетики. Срок службы реакторов АЭС составляет обычно от 40 до 45 лет. После этого ядерное топливо из реактора удаляют и реактор консервируют. К демонтажу реактора можно приступить чаще всего только через 10...20 лет, когда фон радиоактивного излучения достигнет достаточно низкого уровня. Данные о производстве электроэнергии на АЭС по странам мира в 2004 году, взятые из статистического ежегодника ООН [1.20], приведены на рис. 6.3.2, а о выработке электроэнергии на АЭС на душу населения – на рис. 6.3.3. 
Рис. 6.3.2. Выработка электроэнергии на АЭС в странах, доля которых в мировой выработке этого вида электроэнергии составляет не менее 2 % (в 2004 году) жүктеу/скачать 1.41 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|
