Geum.ru

Курс лекций для студентов специальности 140104 «Промышленная теплоэнергетика» москва 2010

Вид материалаКурс лекций

Содержание


Развитие электростанций
7.2. Развитие гидроэлектростанций
Вопросы для самопроверки
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9

ТЕМА 7


Развитие электростанций

7.1. Развитие тепловых электростанций

Тепловая часть электростанций на каждом этапе своего развития определяется прежде всего техническим уровнем основных агрегатов теплоэнергетического оборудования: паровых котлов и паровых двигателей.

В зависимости от мощности, параметров и габаритов этого оборудования решались вопросы компоновки станций, в развитии которых можно выделить 4 этапа.

Первый этап характеризуется применением ручных топок со слоевым сжиганием топлива на плоских колосниковых решетках, расположенных под котлами разных типов - от жаротрубных до горизонтальных водотрубных. Паропроизводительность водотрубных котлов 3 т/ч и мощность паровых двигателей до 5000 кВт. Применяли пар давлением до 15 атм. с перегревом до 300 °С.

Этот этап для наиболее развитых в экономическом отношении стран относится в основном к концу XIX века.

Первая четверть XX века характеризуется качественными изменениями в трех направлениях:

- механизация топок, так как ручная загрузка становится непосильной при возросшей производительности: для бурых углей разработана конструкция ступенчатых топок, для каменных - топок с цепными решетками;

- переход к водотрубным котлам с меньшими диаметрами барабанов и большим количеством труб в связи с ростом давления пара и производительности котла. Основные типы котлоагрегатов в этот период -горизонтально и вертикально водотрубные котлы;

- замена паровой машины паровой турбиной. Количественные характеристики значительно возрастают: паропроизводительность достигает 30 т/ч, мощность турбогенераторов - 30 000 кВт. Качественные характеристики: давление пара до 40 атм., перегрев до 420 °С.

Для второго этапа характерно соотношение между числом турбин и котлов 1: 5 -г 1: 8. Необходимость установки 5-8 котлов на одну турбину сказывалась прежде всего на компоновке тепловой части электростанций с 2-х рядным размещением котлов.

На третьем этапе наблюдался переход к факельному сжиганию угольной пыли в громадных камерных топках, экранированных для защиты облицовки радиационными поверхностями нагрева, которые увеличивали удельную паропроизводительность. Стремление интенсифицировать процесс горенья вызывает введение воздухоподогревателей. Паропроизводительность котлов достигает 400 т/ч, мощность турбогенераторов - 120 ООО кВт. Давление пара возрастает до 125 атм., что вынуждает применять промежуточный перегрев пара во избежание слишком большого его увлажнения на последних дисках конденсационных турбин. Температура пара перед турбиной достигает 525°С.

Для этого периода характерно применение однобарабанных и безбарабанных котлов. Их количество на турбину снижается и доходит до одного, а котельные становятся однорядными, расположенными параллельно машинному залу. Так происходит возникновение «блочных» станций (блок: котел-турбина).

Развитие блочных установок характеризует четвертый этап. Современный этап отличается высокой паропроизводительностью котлоагрегатов (до 2 500 т/ч и больше), способных снабжать паром находящуюся в блоке турбину мощностью 300, 500 и 800 МВт. Сверхкритические параметры пара требуют осуществления его двойного промежуточного перегрева [1].

Основными типами тепловых электростанций являются: паротурбинные конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ).

Основными направлениями их развития всегда являлось укрупнение мощности устанавливаемого на них энергетического оборудования.

При этом если в 20 - 30 годы XX века единичная мощность энергетического оборудования ограничивалась размерами возможного резерва -в энергетической системе ограниченной мощности выход из строя крупного агрегата мог повлечь за собой весьма серьезные последствия для всей системы, то теперь, по мере создания крупнейших объединенных энергетических систем, эти ограничения были сняты - теперь мощность одного агрегата ограничивается не возможностями электроэнергетики, а достигнутым уровнем металлургической и машиностроительной промышленности.

В последние годы развитие конденсационных электростанций во всех развитых странах идет по блочной схеме (самый современный блок - один котел и одновальная турбина). Мощность таких блоков уже достигает 800 МВт (Славянская ГРЭС), а мощность самих электростанций достигает 3000 - 4000 МВт.

Все большее распространение в мировой теплоэнергетике получают теплофикационные электростанции. Их особенность состоит в том, что пар, отбираемый из нескольких участков проточной части паровых теплофикационных турбин, отдает свое тепло воде, проходящей через ряд водоподогревателей и затем отправляемой в теплофикационную сеть для использования промышленными и городскими потребителями.

В области комбинированного производства тепловой и электрической энергии наша страна всегда занимала ведущие позиции. Первой такой электростанцией была электростанция №3 в Ленинграде (1924 г.).

Мощность одной теплоэлектростанции достигает 1000 МВт и более. Однако мощность ТЭЦ не может возрастать выше определенной величины, которая ограничивается потребностями не в электроэнергии, подаваемой в энергетическую систему, а потребностями в тепловой энергии и допустимыми протяженностями тепловых сетей. Например, в городах с населением менее 1 млн чел. целесообразно сооружать ТЭЦ с турбоагрегатом мощностью 250 МВт.

Все более заметную роль в современной электроэнергетике играют атомные станции.

Первая промышленная атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 МВт вступила в строй в июне 1954 года в городе Обнинске.

Опыт работы атомных электростанций у нас и в таких густонаселенных странах, как Англия, Франция, Германия, Япония, показывает, что при выполнении ряда определенных технических требований соблюдается полная радиационная безопасность для персонала станций и населения близлежащих районов.

Для АЭС не требуется строить громоздкие склады топлива и предусматривать большие территории для золо- и шлакоотвалов.

По техническим и экологическим соображениям следует ожидать быстрого прогресса в строительстве АЭС [4].

Достижение нового уровня развития какой - либо отрасли техники всегда порождает и новые проблемы. Так, наращиванье мощности электростанций за счет ввода крупных блоков при сверхкритических параметрах пара сделало актуальным решение проблемы регулирования суточных графиков нагрузок. Для покрытия пиков нагрузок велись разработки новых типов электростанций и агрегатов. За последние годы в теплоэнергетике началось использование газотурбинных и парогазовых установок.

В газотурбинных установках (ГТУ) роль генераторов газа повышенного давления играют турбореактивные двигатели, в частности отработавшие свой ресурс авиационные и судовые двигатели. Они весьма маневренны, запускаются за несколько минут, значительно проще в эксплуатации и дешевле паротурбинных. Отсутствие котельных агрегатов и ряда вспомогательных систем, а также указанные выше достоинства делают ГТУ экономичными и перспективными.

Другим примером нового достижения на пути повышения экономической эффективности теплового цикла и маневренности являются парогазовые установки (ПГУ), соединяющие в себе преимущества ГТУ (высокие начальные температуры цикла) и паротурбинных (низкие конечные температуры).

К числу новых способов использования природных энергетических источников можно отнести строительство геотермальных электростанций. В 1966 году на Камчатке был введен в эксплуатацию экспериментальный турбогенератор мощностью 2 500 кВт. Однако в ближайшем будущем широких масштабов строительства геотермальных электростанций не предвидится, в частности, из-за большого количества минеральных солей, содержащихся в геотермальных водах, с отложениями которых весьма трудно бороться.

Напротив, исключительно большие преимущества открываются в новейшей области энергетики высоких температур: использование плазмы в целях преобразования тепловой энергии в электрическую, минуя обычный тепловой цикл. Ближайшая реализация этого направления состоит в использовании магнитогидродинамических генераторов (МГД -генераторов).

В МГД - генераторе поток "горячих" электропроводящих газов направляется в межполюсное пространство мощных электромагнитов. Движение такого газа равносильно движению якоря с проводниками в магнитном поле, только ЭДС наводится в "мысленных" проводниках, образованных в слое газа. При помощи электродов, установленных по всей длине канала, электрическая энергия отводится во внешнюю цепь. Таким образом преобразование тепловой энергии происходит без турбины, без каких либо вращающихся частей.

Работа при высоких температурах (~2500 °С) позволяет весь цикл сделать исключительно экологичным. Применение МГД - генераторов в большой энергетике позволит примерно в 1,5 раза сократить затраты топлива на производство электроэнергии по сравнению с обычными тепловыми станциями. Замечательной особенностью МГД - генераторов является то, что они не требуют охлаждения водой и, следовательно, не загрязняют водоемы, а меньший относительный расход топлива и более полное его сгорание уменьшают загрязнения атмосферы. У нас уже работает МГД - генератор на 200 кВт, сооружается промышленная электростанция с МГД - генератором мощностью 25 МВт [4].

Дальнейшим развитием применения плазмы является создание термоядерного генератора, в котором будет использован сверхнагретый поток водорода в сверхсильном магнитном поле, образованном электромагнитами со сверхпроводником в качестве обмотки возбуждения.


7.2. Развитие гидроэлектростанций

Гидроэлектростанции (ГЭС) по сравнению с тепловыми обладают рядом достоинств, связанных с экономией топлива, с рациональным решением не только проблем энергетики, но и ряда других: судоходство, агрегация, мелиорация, водоснабжение и т.п.

Опыт эксплуатации первых ГЭС показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность, малые эксплуатационные расходы, требуют немногочисленного персонала, допускают полную автоматизацию.

Современные гидравлические турбины обладают КПД до 93 %. Энергия, производимая ГЭС, дешевле, чем тепловых электростанций.

В техническом и эксплуатационном отношениях очень важным является то, что гидроэлектрические установки обладают маневренностью. Это особенно важно для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, особенно при аварийных ситуациях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты очень удобны для покрытия пиков нагрузки в системах, сочетающих как тепловые, так и гидроэлектростанции. Кроме того, конструкция агрегатов ГЭС проще, чем тепловых станций, а процесс производства электроэнергии менее сложен.

Недостатком ГЭС является их "локальность". Она преодолевается передачей электроэнергии на расстояние, однако в некоторых случаях передача энергии перевозкой топлива более оправдана, особенно при применении нефтепроводов и газопроводов. Первоначальные затраты на сооружение ГЭС выше, чем на тепловые.

Отечественные энергетики решили многие сложные задачи, связанные с ГЭС, в частности проблемы сооружения:

- электростанций на равнинных реках с мягкими грунтами (Свирская ГЭС, Днепровская);

- новые ГЭС создавались не только на равнинных реках, но и высоконапорные, в горных районах. Сложными и интересными с точки зрения прогресса гидростроительства явились такие станции как, Ингурская ГЭС в Закавказье с бетонной плотиной высотой 271 м.; Нурекская ГЭС на р.Вахш (Таджикистан) с каменно-набросной плотиной высотой 300 м. и подземным зданием станции; Вилюйская ГЭС , построенная в зоне вечной мерзлоты.

В настоящее время сооружаются ГЭС:

- деривационные;

- приплотинные.

На деривационных ГЭС существенная часть напора создается деривационными водоводами, являющимися искусственными сооружениями в виде открытых каналов, лотков, туннелей или трубопроводов. Водяные турбины ставятся на деривационных водоводах. Такие ГЭС подходят для горных рек.

Приплотинные ГЭС устроены так, что напор в них создается искусственно сооруженной плотиной, которая поддерживает уровень воды, создает верхний бьеф. Здание ГЭС обычно располагается вблизи плотины: вода из водохранилища подходит к турбинам по напорным водоводам, проходящим через тело плотины, либо под плотиной, либо непосредственно из верхнего бьефа. Затем использованная вода из турбин отводится в русло. Для пропуска избытка воды устанавливаются особые водосливные плотины.

В развитии гидростроительства наблюдается общая для электроэнергетики традиция укрупнения агрегатов и увеличения мощности ГЭС.

Если в тридцатые годы XX века единичная мощность крупнейших агрегатов составляла несколько десятков МВт, то мощность крупнейших, например Волжских ГЭС равна 115 МВт, Братской - 225МВт, Красноярской -500 МВт, Саяно-Шушенской - 650 МВт.

Крупнейшими ГЭС являются: Братская - 4 млн кВт, Красноярская 6 млн кВт, Саяно-Шушенская 6,4 млн кВт [1].

Новейшим направлением в области гидроэлектростроительства являются приливные и гидроаккумулирующие электростанции.

Уже работает приливная электростанция (ПЭС) на Ла-Манше мощностью 240 тыс. КВт.

С 1967 года ведется активная эксплуатация второй в мире приливной электростанции - Кислогубской в Баренцевом море.

Плотина ПЭС отгораживает часть моря так, что во время прилива образуется перепад в несколько метров. В нужный момент открывается затвор и вода направляется на лопасти турбины, выравнивая уровни моря и замкнутого пространства. При отливе образуется верхний бьеф со стороны бассейна и нижний со стороны моря и вода направляется в обратную сторону. ПЭС предназначена для покрытия пиков нагрузки. Их мощность может составлять от тыс. до миллионов кВт.

Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) также предназначены для покрытия пиков нагрузки, когда они работают как обычные электростанции. Но они также и потребляют электроэнергию, вырабатываемую другими электростанциями системы. В те часы, когда электроэнергия дешева, когда имеется ее избыток, например в поздние ночные часы, ГАЭС превращает свои обратимые турбины в насосы, перекачивающие воду из нижнего в верхний бассейн. Так происходит аккумулирование энергии в форме потенциальной энергии воды, поднятой на определенную высоту. Первая такая станция в СССР была построена под Киевом и имеет мощность 225 тыс. кВт [2].


Вопросы для самопроверки

1) Сколько и какие этапы можно выделить в развитии тепловых электрических станций?

2) Назовите основные типы тепловых электрических станций.

3) Почему в последние время единичная мощность энергетического оборудования не ограничивается размерами возможного резерва?

4) Где в России была построена первая ТЭЦ и в каком году?

5) Где в России была построена первая АЭС и в каком году?

6) С какой целью применяются ГТУ и ПГУ?

7) Назовите примеры использования альтернативных источников энергии для производства электрической энергии.

8) Имеют ли преимущества ГЭС по сравнению с ТЭС, если да, то перечислите их.

9) В деривационных и приплотинных ГЭС напор создается одинаковым способом? Если нет, то объясните принцип его создания.

10) Какая тенденция наблюдается в последнее время для увеличения мощности ГЭС?

11) Назовите мощность крупнейших ГЭС России.

12) Что такое ПЭС? Принцип работы.

13) Для чего предназначены гидроаккумулирующие станции?

14) Где была построена первая в СССР ГАЭС и в каком году?