Презентация, доклад на тему Тепловые электрические станции традиционной энергетики

преобразования химической энергии топлива через тепловую энергию сгорания в механическую энергию вращения вала электрогенератора.


На тепловых электростанциях получается ~60% мировой электроэнергии
Разведанных запасов хватит: нефти – на 45 лет, газа – 72 года, угля – 252 года.
Типы тепловых электростанций

●Котлотурбинные электростанции
a)Конденсационные электростанции (КЭС или ГРЭС)
b)Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)
● Газотурбинные электростанции
● Электростанции на базе парогазовых установок (комбинированного цикла)
● Электростанции на основе поршневых двигателей (дизель)

Химическая Тепловая Механическая Электрическая

энергией, которая вырабатывается за счет сжигания органического топлива. Обычно их строят вблизи месторождений топлива, чтобы избежать его дорогостоящей транспортировки.
Устаревшее наименование – ГРЭС (государственная районная электростанция), сейчас ГРЭС понимается как КЭС мощностью ~1000 МВт, работающая в объединенной системе с другими крупными электростанциями

Первая КЭС «Электропередача» (ныне ГРЭС-3) построена в г.Электрогорск под Москвой в 1912-1914 г., рук. инж.Р.Э.Классон. Топливо – торф, мощность 15МВт
Крупнейшие современные российские ГРЭС
Сургутская ГРЭС-2 (1985) – 4800 МВт, 32 млрд кВт·ч – крупнейшая тепловая электростанция в мире!
Костромская ГРЭС (1969) – 3600 МВт, 12 млрд кВт·ч
Пермская ГРЭС (1979) – 2400 МВт, 13 млрд кВт·ч
Конаковская ГРЭС (1970) – 2400 МВт, 6 млрд кВт·ч

24 МПа, 540°С) за счет сжигания угольной пыли, газа, мазута.
Полученный пар → к турбине, где его потенциальная энергия преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора турбины и электрогенератора.
Отработанный пар → в конденсатор. Воздух, попадающий в конденсатор через течи, удаляется с помощью эжектора.
Полученная вода → в деаэратор (удаляет О2, вызывающий коррозию).
Для компенсации потерь в деаэратор поступает очищенная вода. Из деаэратора вода → обратно в котел.
Процесс получения электричества ведется непрерывно.

с параметрами пара 13 МПа, 565°С; ●мощность 300, 500 и 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540°С.
Удельный расход топлива – 320-340 г/кВт·ч (газ, мазут, уголь).
Потери:
7-8% – потери в котельной установке
1-3% – потери в паропроводе (рассеяние тепла)
1-3% – потери в турбине (нагрев корпуса)
1-3% – потери в электрогенераторе
50-60% – потери в конденсаторе
Таким образом, доля тепла, превращенного в электроэнергию на КЭС, суммарно достигает только 30-40%. Надо искать пути использования энергии, теряемой в конденсаторе!

энергетического  баланса ТЭС состоит в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии с уменьшением пропуска отработанного пара через конденсатор, в котором происходят основные потери.
Обеспечение новых потребителей: многим промышленным предприятиям необходим пар с небольшим давлением (0.5-2 МПа); для отопления зданий требуется горячая вода.
Пар для технологических целей и нагрева воды в теплообменниках может быть получен отбором из последних (достаточно низкое давление) ступеней турбин. При этом сокращается пропуск пара через конденсатор и снижаются потери тепловой энергии.

в той его части, что связана с отбором пара и горячей воды из контура и передачей их для снабжения внешних потребителей.

Парогенератор (котел)

~

Питательный насос

Деаэратор

Очищенная вода

Конденсат

Отработанный пар

Потребитель

Топливо

Турбина

Электрогенератор

Электроэнергия

Конденсатор

Водяной пар

Конденсатный насос

ТЭЦ с регулируемым отбором
1)В теплоэлектроцентралях первого типа отработанный пар по тепловым сетям поступает к потребителям, а также используется в теплообменниках для нагрева воды, применяемой для теплоснабжения. Отработанный пар конденсируется у потребителей тепла и с помощью насосов подается обратно в парогенератор.
2)Вторая схема по своему построению более близка схеме КЭС. В данном случае не весь пар подается потребителю. Регулируемая часть его отводится из промежуточных ступеней турбины на нужды тепло- и паро- снабжения, а остальное попадает в конденсатор.
Таким образом обеспечивается как тепловой, так и электрический график нагрузки.
ТЭЦ с регулируемым отбором позволяет развивать полную электрическую мощность при отсутствии расхода пара у тепловых потребителей.

.

КПД достигает 60-65%.  В среднем радиусе действия  ТЭЦ в 1-2 км по технологическому пару и в 5-8 км по горячей воде суммарная мощность ТЭЦ, как правило, не превышает 300-500 МВт.

Дополнительный недостаток КЭС и ТЭЦ - гигантизм
КЭС и ТЭЦ занимают огромные площади, очень дороги в сооружении, график их работы обладает минимальной гибкостью (остановка и запуск – сложный технологический процесс).
Летнее отключение горячей воды для профилактики – известно всем!!!

топлива, когда вращение турбины электрогенератора производится газообразными продуктами сгорания, а не посредством водяного пара.
По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины существенно не отличаются от паровых. Вместо громоздкого  парогенератора в ГТУ используется относительно малогабаритная камера сгорания. Топливом служит мазут или природный газ.
Прошедшие турбину продукты сгорания при необходимости могут быть использованы для нагрева воды для теплоснабжения.

развиваемой турбиной, затрачивается на вращение компрессора (нагнетает воздух в камеру сгорания), а оставшаяся часть (полезная мощность) идет потребителю. Мощность, потребляемая компрессором, велика, и может в 2-3 раза превышать полезную мощность ГТУ. То есть в такой системе КПД невелик.
Старт производится от пускового мотора, с помощью которого производится раскрутка компрессора до запуска турбины.

~

электро-
генератор

останавливаться, быстро запускаться, обеспечивать высокую скорость набора мощности и достаточно экономичную работу в широком диапазоне нагрузки. Используются как собственный источник электроэнергии на предприятиях и в небольших поселках. Стандартный порядок мощности – 100 МВт.
При полной нагрузке КПД ГТУ составляет 27-28%. Объем строительно-монтажных работ на газотурбинных электростанциях уменьшается в два раза, так  как нет необходимости в сооружении котельного цеха и насосной станции.
Основные потери в ГТУ – потери с отработанными газами (60-70%). Они на выходе из турбины имеют температуру 400-450°С. Поэтому эффективность использования возрастет при использовании ГТУ и для тепловодоснабжения по той же схеме, как и в ТЭЦ.

объединение позволяет снизить потери  тепловой энергии в газовых турбинах или теплоты уходящих газов паровых котлов. Тем самым обеспечивается повышение КПД (до 43%) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.
Парогазовые электростанции используют два вида рабочего тела – пар и газ – и относятся к классу бинарных установок.
Применяется жидкое топливо (мазут) или газ (природный).
Схема относительно нова, но уже применяется на практике: например, на Сургутской ГРЭС-1 установлена ПГУ мощностью 250 МВт, включающая паровую турбину К-210-130 (210 МВт) и газовую турбину мощностью 40 МВт.
Как правило, такие системы используются в случае, когда необходимо максимизировать производство электроэнергии.

(ПС) установок. В ГТУ вращение вала газовой турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания топлива газами. Образовавшиеся в камере сгорания продукты горения вращают ротор турбины, а та крутит вал генератора 1 и компрессора, нагнетающего кислород в камеру сгорания.
Отработавшие в ГТУ, но все еще горячие газы поступают в котел-утилизатор. Там они нагревают пар до t=400°С и P=80 атм, достаточных для работы паровой турбины, на валу которой находится генератор 2.

В газотурбинном цикле КПД не превышает 38%. В паросиловом цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%.
Разрабатываются и другие, пока опытные, типы комбинированных ПГУ.

вала двигателя внутреннего сгорания (дизеля) в электроэнергию, вырабатываемую синхронным или асинхронным генератором переменного тока
Это самый распространенный тип локальных источников электроэнергии.
ДЭС очень просты в изготовлении и обслуживании.
ДЭС мобильны, автономны и потому широко используются в труднодоступных районах, в мобильном вооружении.
Дизель-генераторы используются в качестве резервных источников питания систем собственных нужд АЭС и крупных ТЭС.

от предполагаемой сферы применения.
Они вырабатывают переменный ток (50 Гц, 1-3 фазы, 220-380 В), мощность составляет 0.5-5000 кВт, удельный расход топлива – 200-500 г/кВт·ч, масса – 20 (переносные)-1500 (на автошасси)- 5000 (контейнерные) кг.
КПД ДЭС составляет в основном не более 25-30%.
Стоимость ДЭС составляет от $500 до $1000000.

Переносная ДЭС Контейнерная ДЭС

топлива и масла).
ДЭС применяются как основной источник энергии в условиях Крайнего Севера ⇒ себестоимость их энергии из-за завозного топлива и невысокого КПД достигает 6 руб/кВт·ч!!! (в 10 раз больше, чем электроэнергия, производимая на ГЭС, в 5-10 раз больше, чем электроэнергия, производимая на ТЭЦ и КЭС)
Направления увеличения эффективности эксплуатации
Использование выхлопов для нагрева воды (теплоснабжение)
Использование дешевых типов топлива (например, сырая нефть)
Совместная эксплуатация с нетрадиционными источниками энергии (например, ветроэлектростанции: ДЭС включается во время безветрия)

общей установленной мощностью около 216,0 млн. кВт
линии электропередачи напряжением 0,4/1150 кВ и выше – общей протяженностью порядка 3 млн. км, в том числе магистральные электросети напряжением 220/ 1150 кВ протяженностью 157 тыс. км.
В структуре используемого топлива определяющую роль играет природный газ. Его доля составляет около 65% и превышает долю угля более чем в 2 раза.
В то же время обновление фондов электроэнергетики объективно сдерживается целым рядом факторов:
- ограниченностью собственных ресурсов энергокомпаний для капиталоемких проектов технического перевооружения электростанций, а также их недостаточной привлекательностью для внешних инвесторов при существующем уровне цен на электроэнергию;
- недостаточной готовностью отечественного энергомашиностроения, электротехнической промышленности и строительной индустрии, производственный потенциал которых снизился за последние 15 лет;
- низкими ценами топлива, при которых техническое перевооружение электростанций не обеспечивает экономический эффект от снижения расхода топлива по сравнению с менее капиталоемким продлением срока эксплуатации оборудования, несмотря на сохранение при этом высоких расходов топлива и рост эксплуатационных (в основном, ремонтных) затрат.