🗊Презентация Тепловые электрические станции (ТЭС). Лекция 1

Рекомендуемая литература Кудинов А.А. Тепловые электрические станции. Схемы и оборудование: учебное пособие. М.: ИНФРА-М, 2012. 325 с. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др. М.: Издательство МЭИ, 2005. 454 с. Строительство тепловых электростанций. Том 1. Проектные решения тепловых электростанций: учебник для вузов / Под ред. проф. В.И. Теличенко. М.: Изд-во АСВ, 2010. 376 с.

ВВЕДЕНИЕ Особенности функционирования энергетики в природно-климатических условиях России Основой генерации электрической энергии в России являются тепловые электростанции (ТЭС). В общем объеме установленных мощностей их доля составляет около 68 %.

Основные особенности территории России: Основные особенности территории России: северное расположение и большая протяженность границ; Более 90% населения РФ проживает в европейской и южной частях России; там же расположены основные промышленные зоны и размещается 70 % мощностей ТЭС;

Плотность населения России на 01.01.2013 (данные Республики Крым и г. Севастополь на 2016 г.)

3) основные месторождения газа и нефти находятся на севере страны, угля – в Восточной Сибири (неблагоприятные климатические условия определяют повышенные затраты на разведку, обустройство, транспорт и эксплуатацию); 3) основные месторождения газа и нефти находятся на севере страны, угля – в Восточной Сибири (неблагоприятные климатические условия определяют повышенные затраты на разведку, обустройство, транспорт и эксплуатацию); 4) удаленность ТЭС от мест добычи топлива и потребителей электроэнергии; 5) В слабо освоенных территориях на севере и востоке страны осуществляется децентрализованное энергоснабжение (маломощные ТЭЦ, дизельные и газотурбинные электростанции).

2. Ресурсная обеспеченность энергетики России 2. Ресурсная обеспеченность энергетики России На территории России сосредоточено 23% разведанных мировых запасов природного газа, 13% нефти, 19% угля. Доля природного газа в топливном балансе ТЭС составляет 65%, доля угля – 26%. Развитие добычи природного газа в шельфовой зоне Севера России и Сахалина окажет существенное влияние на размещение новых ТЭС в регионах на океанских побережьях.

3. Перспектива развития энергетики России 3. Перспектива развития энергетики России Современные направления развития Российской энергетики: 1) создание конденсационных парогазовых установок мощностью 500–1000 МВт, работающих на природном газе, с КПД выше 60%;

3) развитие автономных генерирующих энергоустановок мощностью до 150 МВт и малых ТЭЦ мощностью 15–25 МВт на базе парогазовых установок, не уступающих по экономичности мощным ТЭС при меньших потерях в сетях и большей гибкости в регулировании энергоснабжения; 3) развитие автономных генерирующих энергоустановок мощностью до 150 МВт и малых ТЭЦ мощностью 15–25 МВт на базе парогазовых установок, не уступающих по экономичности мощным ТЭС при меньших потерях в сетях и большей гибкости в регулировании энергоснабжения; 4) разработка и внедрение парогазовых установок мощностью 200–600 МВт с КПД 50–52%, работающих на угольном синтез-газе.

4. Классификация электрических станций 4. Классификация электрических станций Электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, предназначенных для преобразования энергии природного источника в электрическую энергию и теплоту. По виду используемой природной энергии электрические станции бывают: а) гидроэлектростанции (ГЭС), вырабатывающие электрическую энергию за счет механической энергии рек;

б) тепловые электрические станции (ТЭС), использующие органическое топливо; б) тепловые электрические станции (ТЭС), использующие органическое топливо;

в) атомные электростанции (АЭС), использующие атомную энергию. в) атомные электростанции (АЭС), использующие атомную энергию.

ТЭС классифицируют по следующим признакам. ТЭС классифицируют по следующим признакам. По виду отпускаемой энергии: а) конденсационные тепловые электрические станции (КЭС), отпускающие только электрическую энергию; б) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – это ТЭС, отпускающие электрическую и тепловую энергию.

2. По виду теплового двигателя: 2. По виду теплового двигателя: а) электростанции с паровыми турбинами – паротурбинные ТЭС (основной вид ТЭС); б) электростанции с газовыми турбинами – газотурбинные ТЭС; в) электростанции с парогазовыми установками – парогазовые ТЭС; г) электростанции с двигателями внутреннего сгорания – дизельные электростанции ДЭС.

3. По назначению: 3. По назначению: а) районные электростанции общего пользования: конденсационные электростанции – ГРЭС, работающие на единую энергосистему и имеющие общее централизованное управление; б) промышленные электростанции, входящие в состав производственных предприятий и предназначенные для энергоснабжения предприятий и прилегающих к ним районов.

Паротурбинные электростанции разделяют по следующим признакам: Паротурбинные электростанции разделяют по следующим признакам: по суммарной мощности установленных агрегатов: а) малой мощности – до 100 МВт; б) средней мощности – 100–1000 МВт; в) большой мощности – более 1000 МВт; 2) по давлению пара: а) низкого давления – до 3 МПа; б) среднего давления – 3–5 МПа; в) высокого давления – 5–17 МПа; г) критического давления – 17–22,5 МПа; д) сверхкритического давления – 22,5–24,5 МПа.

3) по схеме соединений парогенераторов и турбоагрегатов ТЭС: 3) по схеме соединений парогенераторов и турбоагрегатов ТЭС: а) блочные электростанции, когда каждый турбоагрегат присоединяется к одному или двум определенным парогенераторам (при мощности турбоагрегатов 150 МВт и выше); б) неблочные электростанции с поперечными связями, когда все парогенераторы и турбины присоединены к общим паровым магистралям;

4) по типу компоновки оборудования и здания: 4) по типу компоновки оборудования и здания: а) закрытого типа; б) полуоткрытого типа; в) открытого типа. Станции, в которых все основное и вспомогательное оборудование размещено в помещениях, называются закрытыми. На полуоткрытых станциях, оборудование, не требующее постоянного надзора (дымососы, вентиляторы, баки, деаэраторы), установлено на открытом воздухе.

5. Потребление энергии 5. Потребление энергии Потребление электрической и тепловой энергии изменяется во времени: в течение суток, недели, года. Графическое изображение изменения нагрузи ТЭС во времени называют графиком нагрузки. Форма суточного графика электронагрузки зависит от времени года, от числа смен работы предприятий. Для промышленного района в нерабочие дни электрическая нагрузка значительно ниже.

Типичный график изменения электрической нагрузки в рабочие и нерабочие дни недели

Наряду с суточными графиками большое значение имеют годовые графики электрической нагрузки, которые строятся по данным суточных графиков. Наряду с суточными графиками большое значение имеют годовые графики электрической нагрузки, которые строятся по данным суточных графиков.

График годовых электрических нагрузок по продолжительности

Электростанции, участвующие в покрытии базовой нагрузки, называются базовыми; электростанции, работающие только в течение части года и предназначенные для покрытия пиковой нагрузки, называются пиковыми. Базовые электростанции работают непрерывно с полной номинальной нагрузкой, а пиковые включаются лишь в часы, когда требуется покрыть верхнюю часть графика. Электростанции, участвующие в покрытии базовой нагрузки, называются базовыми; электростанции, работающие только в течение части года и предназначенные для покрытия пиковой нагрузки, называются пиковыми. Базовые электростанции работают непрерывно с полной номинальной нагрузкой, а пиковые включаются лишь в часы, когда требуется покрыть верхнюю часть графика.

Тепловая энергия отпускается ТЭЦ двум основным видам потребителей: промышленным и коммунальным. В промышленности тепловая энергия используется для технологических процессов в виде перегретого пара давлением 0,5–1,5 МПа. Коммунальное потребление включает расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение зданий. Тепловая энергия отпускается ТЭЦ двум основным видам потребителей: промышленным и коммунальным. В промышленности тепловая энергия используется для технологических процессов в виде перегретого пара давлением 0,5–1,5 МПа. Коммунальное потребление включает расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение зданий.

Тепловая нагрузка ТЭЦ, как и электрическая, изменяется во времени. Летнее потребление меньше зимнего в связи с отключением отопительно-вентиляционной нагрузки, ремонтом оборудования и снижением теплопотерь в окружающую среду. Промышленное тепловое потребление неравномерно в течение суток и относительно равномерно в течение года. Тепловая нагрузка ТЭЦ, как и электрическая, изменяется во времени. Летнее потребление меньше зимнего в связи с отключением отопительно-вентиляционной нагрузки, ремонтом оборудования и снижением теплопотерь в окружающую среду. Промышленное тепловое потребление неравномерно в течение суток и относительно равномерно в течение года.

6. Принципиальная тепловая схема КЭС 6. Принципиальная тепловая схема КЭС КЭС большой мощности строятся в настоящее время в основном с расчетом на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум), что увеличивает КПД станции.

Тепловая схема паротурбинной КЭС

7. Принципиальные тепловые схемы ТЭЦ 7. Принципиальные тепловые схемы ТЭЦ ТЭЦ имеют более высокий КПД по сравнению с КЭС, т.к. часть теплоты отработавшего в турбине пара используется у внешнего потребителя. ТЭЦ могут иметь турбины с противодавлением типа Р (после них отсутствует конденсатор и весь отработавший пар идет к потребителю на отопление или производственные нужды) или конденсационные турбины с регулируемыми отборами пара (типа П, Т или ПТ).

Схема ТЭЦ с турбиной с противодавлением

Схема ТЭЦ с турбиной с регулируемым отбором пара

1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбоагрегат; 4 – тепловой потребитель; 5 – конденсатор; 6 – насос обратного конденсата; 7 – конденсатный насос; 8 – пар от отборов; 9 – пар на регенеративные подогреватели; 10 – РПНД; 11 – деаэратор; 12 – пар на деаэратор; 13 – питательный насос; 14 – РПВД. 1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбоагрегат; 4 – тепловой потребитель; 5 – конденсатор; 6 – насос обратного конденсата; 7 – конденсатный насос; 8 – пар от отборов; 9 – пар на регенеративные подогреватели; 10 – РПНД; 11 – деаэратор; 12 – пар на деаэратор; 13 – питательный насос; 14 – РПВД.

В схемах с турбинами типа Р весь отработавший пар подается тепловому потребителю. Давление пара за турбиной выбирается по требованию потребителя. Установка используется достаточно эффективно только в случае, когда она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. В схемах с турбинами типа Р весь отработавший пар подается тепловому потребителю. Давление пара за турбиной выбирается по требованию потребителя. Установка используется достаточно эффективно только в случае, когда она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года.

На установках с турбинами с регулируемыми отборами полная номинальная электрическая мощность достигается в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или три регулируемых отбора. На установках с турбинами с регулируемыми отборами полная номинальная электрическая мощность достигается в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или три регулируемых отбора.

8. Технологическая схема пылеугольной паротурбинной ТЭС 8. Технологическая схема пылеугольной паротурбинной ТЭС

9. Надежность работы оборудования ТЭС 9. Надежность работы оборудования ТЭС При производстве электрической и тепловой энергии возможны аварии и отказы в работе энергетического оборудования. При возникновении аварии требуется останов оборудования и проведение восстановительного ремонта. Согласно статистике порядка 90 % крупных аварий вызваны отказами в работе оборудования и сопровождаются пожаром, 10 % являются следствием повреждений строительных конструкций. На долю аварий, произошедших в машинных отделениях, приходится 72 % от общего их числа, в котельных отделениях — 23 %.

Статистика наиболее крупных аварий в главных корпусах ТЭС Статистика наиболее крупных аварий в главных корпусах ТЭС

Пожары в машинных отделениях обычно связаны с нарушениями целостности маслосистемы. При эксплуатации турбин используется значительное количество масла. Для энергоблоков мощностью 300 МВт объем маслосистемы составляет 47 м3. В основном в них используется нефтяное турбинное масло, температура воспламенения которого составляет 180 °С. Маслосистемы располагаются в непосредственной близости к горячим поверхностям турбин и источникам искрообразования и любое их повреждение может привести к пожару. Пожары в машинных отделениях обычно связаны с нарушениями целостности маслосистемы. При эксплуатации турбин используется значительное количество масла. Для энергоблоков мощностью 300 МВт объем маслосистемы составляет 47 м3. В основном в них используется нефтяное турбинное масло, температура воспламенения которого составляет 180 °С. Маслосистемы располагаются в непосредственной близости к горячим поверхностям турбин и источникам искрообразования и любое их повреждение может привести к пожару.

В 2002 г. причиной крупной аварии на Каширской ГРЭС-4 явилось усталостное разрушение ротора генератора турбоагрегата №3, которое привело к разлету осколков частей лопастного аппарата в разные стороны. В итоге были повреждены несущие строительные конструкции, а также пробиты трубопроводы масляной системы и системы охлаждения. Произошел разлив и возгорание масла. Развитие аварии сопровождалось пожаром, вследствие чего обрушилась кровля в машинном отделении главного корпуса. В результате было отключено три энергоблока, а блок № 3 мощностью 300 МВт не под лежал восстановлению. Сумма, затраченная на устранение последствий, составила около 1 млрд. руб. (в ценах 2002 г.). В 2002 г. причиной крупной аварии на Каширской ГРЭС-4 явилось усталостное разрушение ротора генератора турбоагрегата №3, которое привело к разлету осколков частей лопастного аппарата в разные стороны. В итоге были повреждены несущие строительные конструкции, а также пробиты трубопроводы масляной системы и системы охлаждения. Произошел разлив и возгорание масла. Развитие аварии сопровождалось пожаром, вследствие чего обрушилась кровля в машинном отделении главного корпуса. В результате было отключено три энергоблока, а блок № 3 мощностью 300 МВт не под лежал восстановлению. Сумма, затраченная на устранение последствий, составила около 1 млрд. руб. (в ценах 2002 г.).

Авария на Каширской ГРЭС-4

В 2008 г. на Сургутской ГРЭС-2 произошло обрушение кровли машинного отделения над энергоблоком № 6 из-за скопившегося снега. Температура наружного воздуха в тот момент составляла –35 °С. В результате было остановлено 3 энергоблока общей мощностью 2400 МВт. Простой в таких случаях обычно определяется продолжительностью разбора завалов, а также временем, затраченным на нормализацию внутрицеховых климатических параметров, за счет устройства, например, брезентового шатра, включая время на его изготовление и возведение. В 2008 г. на Сургутской ГРЭС-2 произошло обрушение кровли машинного отделения над энергоблоком № 6 из-за скопившегося снега. Температура наружного воздуха в тот момент составляла –35 °С. В результате было остановлено 3 энергоблока общей мощностью 2400 МВт. Простой в таких случаях обычно определяется продолжительностью разбора завалов, а также временем, затраченным на нормализацию внутрицеховых климатических параметров, за счет устройства, например, брезентового шатра, включая время на его изготовление и возведение.

Авария на Сургутской ГРЭС-2 (2008 г.)

Авария на Сургутской ГРЭС-2 (2015 г.)

Вторым по значимости типом являются аварии в котельных отделениях. Эти аварии обычно связаны с системой топливоподачи: взрывы отложений угольной пыли на элементах строительных конструкций или в бункерах угля, механические повреждения мазутопроводов, взрывы топлива в топке котла и т.д. Аварии такого типа могут приводить к повреждению оборудования соседних энергоблоков и разрушению наружных ограждающих конструкций. Так, на Гусиноозерской ГРЭС в 1990 г. из-за взрыва в системе пылеприготовления обрушилось около 1512 м2 покрытия и 3500 м2 стенового ограждения, было выведено из строя 4 агрегата. Простой основного оборудования составил 5760 ч. Вторым по значимости типом являются аварии в котельных отделениях. Эти аварии обычно связаны с системой топливоподачи: взрывы отложений угольной пыли на элементах строительных конструкций или в бункерах угля, механические повреждения мазутопроводов, взрывы топлива в топке котла и т.д. Аварии такого типа могут приводить к повреждению оборудования соседних энергоблоков и разрушению наружных ограждающих конструкций. Так, на Гусиноозерской ГРЭС в 1990 г. из-за взрыва в системе пылеприготовления обрушилось около 1512 м2 покрытия и 3500 м2 стенового ограждения, было выведено из строя 4 агрегата. Простой основного оборудования составил 5760 ч.