5720

Общая энергетика. Энергетические ресурсы земли и их использование

Книга

Энергетика

В учебном пособии излагаются общие вопросы энергетики, характеризующие структуру топливно-энергетического комплекса и основные показатели единой энергетической системы России. Дана общая характеристика тепловых, атомных и гидравлических электростанц...

Русский

2012-12-18

7.18 MB

182 чел.

В учебном пособии излагаются общие вопросы энергетики, характеризующие структуру топливно-энергетического комплекса и основные показатели единой энергетической системы России. Дана общая характеристика тепловых, атомных и гидравлических электростанций, электрических и тепловых сетей, потребителей электроэнергии, приведены типовые графики электрических и тепловых нагрузок энергосистем и условия обеспечения балансов мощности и энергии. Рассмотрены виды и характеристики углеводородных топлив как невозобновляемых источников энергии. Рассмотрены теоретические основы преобразования энергии в тепловых двигателях и их термодинамические циклы. Приведены тепловые, технологические и компоновочные схемы тепловых и атомных электростанций, рассмотрено их основное и вспомогательное оборудование. Дана общая характеристика гидроэнергетических установок и рассмотрены процессы преобразования гидроэнергии в электрическую энергию на различных типах гидроэнергоустановок. Рассмотрены природоохранные проблемы гидроэнергетики и их учет при проектировании гидроэлектростанций, а также проблемы и перспективы использования традиционных и нетрадиционных, возобновляемых и невозобновляемых источников энергии.

Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности 140211 “Электроснабжение”.


Используемая аббревиатура

АКЭС – атомная конденсационная электростанция;

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

АТЭЦ – атомная теплоэлектроцентраль;

ВЛ – воздушная линия (электропередачи);

ВолЭС – волновая энергетическая станция;

ГиТЭС – гидротермальная электростанция;

ГАЭС – гидравлическая аккумулирующая электростанция;

ГВС – горячее водоснабжение;

ГПП – главная понизительная подстанция;

ГеоЭС – геотермальная электростанция;

ГЭС – гидравлическая электростанция;

ГРЭС – государственная районная электростанция;

ЕЭС – единая энергосистема;

КЛ – кабельная линия (электропередачи);

КЭС – конденсационная электростанция;

ЛЭП – линия электропередачи;

ОЭС – объединенная энергосистема;

ПЭС – приливная электростанция;

РЗАиТ – релейная защита, автоматика и телемеханика;

РП – распределительный пункт (подстанция);

РЭС – районная энергосистема;

СКЭС – солнечная космическая электростанция;

СЭС – солнечная электростанция;

ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент;

ТП – трансформаторная подстанция;

ТЭК – топливно-энергетический комплекс;

ТЭС – тепловая электростанция;

ТЭЦ – теплофикационная электроцентраль (теплоэлектроцентраль);

ФОРЭМ – фондовый оптовый рынок энергии и мощности;

НОРЭМ – новый фондовый оптовый рынок энергии и мощности;

ЭС – электростанция;

ЭСМТ – электростанция морских течений.


Введение

Научно-технический прогресс немыслим без развития энергетики и  электрификации производств. Для повышения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация производственных процессов, базирующаяся, прежде всего, на применении электрической энергии. Основными потребителями электроэнергии в производстве продукции являются электрические машины, мощность которых варьируется от единиц ватт до десятков мегаватт, причем рост планетарного населения, с одной стороны, и рост материальных потребностей, с другой, неизбежно ведут к наращиванию потребляемой электроэнергии с каждым годом.

Для производства электрической энергии применяются различные электростанции, базирующиеся на сжигании природных энергетических ресурсов. Вместе с тем, запасы традиционных природных топлив (нефти, угля, газа и др.) не бесконечны. Ограничены запасы и ядерного топлива - урана и тория, из которого с помощью реакторов можно получать плутоний. Поэтому на сегодняшний день важно не только развивать добычу экономически выгодных источников энергии, но и рационально использовать имеющиеся природные ресурсы для производства электроэнергии без существенного ущерба окружающей среде. Отсюда – широчайший комплекс проблем технико-экономического, экологического и социального характера в области энергетики.

Учебная дисциплина “Общая энергетика” рассматривает общие вопросы формирования и функционирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны, основу которого составляют районные энергетические системы (РЭС), объединенные в единую энергетическую систему (ЕЭС) России.

Энергетическая система представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и тепловой энергии по потребителям.

Электроэнергетика — ведущая часть энергетики, обеспечивающая  электрификацию страны на основе рационального производства и распределения электрической энергии. Электроэнергетика имеет важнейшее значение в хозяйстве любой страны, что объясняется такими преимуществами электрической энергии перед энергией других видов, как относительная легкость передачи ее на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии  (механическую, тепловую, химическую, световую и др.).

В силу специфики своего производства электроэнергетика занимает особое положение. В электроэнергетике химическая энергия, запасенная в топливе, энергия падения воды, солнечная, ветровая и другие виды энергии проходят путь  последовательного преобразования в тепловую, механическую и, наконец, в электрическую энергию. В основе такого преобразования лежат термодинамические циклы тепловых двигателей. Промежуточным продуктом в этом процессе преобразования энергии, получившим широкое потребительское значение, является тепловая энергия.

Важнейшими вопросами энергетики и электроэнергетики, нашедшими отражение в учебных дисциплинах специальности, являются:

- Электропитающие системы и электрические сети;

- Системы электроснабжения;

- Релейная защита, автоматика и телемеханика (РЗАиТ) систем электроснабжения;

- Переходные процессы в электроэнергетике;

- Электромагнитная совместимость в электроэнергетике;

- Надежность электроснабжения;

- Информационные системы в управлении электроснабжением;

- Энергосбережение и энергоаудит.


1. Общие вопросы энергетики

1.1.  Энергетические ресурсы земли и их использование

Уровень материальной, а, в конечном счете, и духовной культуры людей находятся в прямой зависимости от количества энергии, имеющейся в их распоряжении. Самоограничение в использовании энергии тепла и электроэнергии входит в противоречие с естественным желанием человека жить комфортно в современном цивилизованном обществе. При этом население земли и потребности людей непрерывно растут. Структура мирового энергохозяйства к сегодняшнему дню такова, что практически 80% произведенной энергии на земле производится путем сжигания органического топлива. При этом попытки решить энергетические проблемы сегодняшнего дня увеличением числа тепловых электростанций обречены на провал в силу целого ряда причин, обусловленных как ограниченными ресурсами традиционных органических топлив и, как следствие, неизбежным ростом цен на них, так и возросшими требованиями к защите окружающей среды. Отсюда – стремление выработки национальных энергетических программ ведущими промышленными странами, обеспечивающими оптимизацию внутреннего энергетического баланса. При этом со стороны наиболее развитых в экономическом плане стран неизбежно стремление контроля мировых энергоресурсов и распространение влияния над их добычей и распределением.

Сама по себе энергия представляет собой ничто иное, как способность совершать ту или иную работу. Огромное количество энергии содержится в ископаемом топливе, деревьях, растениях, воздухе, воде, солнце, в самих людях и животных, однако процесс преобразования ее в полезную работу может быть как технически, так и экономически малоэффективным. При этом среди источников энергии различают возобновляемые и невозобновляемые природой, традиционные и нетрадиционные.

К возобновляемым источникам энергии условно относят источники энергии, которые в обозримом будущем, исчисляемым тысячелетиями, неиссякнут. К таким источникам энергии относят энергию рек, морей и океанов, солнечную, ветровую, геотермальную энергию, биоэнергию и др.

К невозобновляемым источникам энергии относят  источники энергии, которые после преобразования их в иной вид энергии теряют возможность последующего использования. К таким источникам энергии относят ископаемые органические виды топлив (торф, уголь, горючие сланцы, нефть и продукты ее переработки, природный и искусственный газ, ядерное топливо и др.).

К традиционным источникам энергии относят  источники энергии, которые используются для выработки электрической и тепловой энергии в традиционных энергетических установках – котельных установках, тепловых, атомных и гидравлических электростанциях. К таким источникам энергии относят торф, уголь, газ, мазут, ядерное топливо, а также возобновляемый природой источник энергии - гидравлическая энергия рек.

К нетрадиционным источникам энергии относят источники энергии, которые не являются общепринятыми для выработки электрической и тепловой энергии в традиционных энергетических установках. К таким источникам энергии относят энергию ветра, солнца, земли, морей и океанов и др. К нетрадиционной энергетике относят также водородную энергетику, биоэнергетику, энергетику вторичных ресурсов.

Потребление энергии – важный показатель жизненного уровня. К настоящему времени в России и Европейских странах производство электроэнергии на душу населения достигло в среднем 6-7 тысяч кВт∙ч, а в США и Канаде вдвое больше. При этом наблюдается ежегодный рост удельного энергопотребления в развитых странах.

Учитывая результаты прогнозов по запасам нефти и природного газа, которых хватит на 50-70 лет, и запасов угля, которых хватит на 600-1000 лет, можно считать, что на данном этапе развития науки и техники тепловые электростанции будут еще долгое время преобладать над остальными нетрадиционными источниками энергии. Из мировых запасов нефти, объем которых оценивают в 2 триллиона баррелей, около 900 миллиардов уже использовано. Поскольку уже началось  существенное удорожание нефти и природного газа, следует ожидать, что тепловые электростанции, работающие на мазуте и газе, к концу 21-го века будут вытеснены станциями на угле. Пока же наблюдается сокращение добычи угля, что связано не столько с относительно низкой его калорийностью, сколько с проблемами добычи и транспортировки, а также ухудшения экологии за счет вредных выбросов в атмосферу при сжигании этого топлива в котельных установках.

На этом фоне экологически чистыми и практически неисчерпаемыми в обозримом будущем являются речные гидроресурсы, однако в Западной Европе они уже в значительной мере задействованы и возможности строительства новых гидроэлектростанций весьма проблематичны, поскольку создание гидростатического напора на равнинных реках приведет к неизбежному затоплению значительных территорий. Кроме того сооружение ГЭС сопряжено со значительными капитальными затратами и, соответственно, длительными сроками окупаемости. Вместе с тем, неиспользованных запасов гидроэнергии в ряде регионов планеты, в частности в Сибири, вполне достаточно, чтобы гидроресурсы рассматривать как традиционную альтернативу использованию органических невозобновляемых ресурсов.

Что касается запасов ядерного топлива, то по прогнозам специалистов его запасов хватит не менее чем на 1000 лет при условии интенсивного развития реакторов-размножителей. Запасы урана и тория, если их сравнивать с запасами угля, не столь уж и велики, однако на единицу веса они содержат в себе энергии в миллионы раз больше, чем уголь. Из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при сжигании примерно 3000 тонн каменного угля. Некоторые ученые и экологи в конце 1990-х годов говорили о скором запрещении государствами Западной Европы атомных электростанций, но, исходя из современных анализов сырьевого рынка и потребностей общества в электроэнергии, эти утверждения выглядят неуместными.

Учитывая естественное истощение ископаемых топлив, все больше говорят о необходимости в 21-м веке начала нового этапа развития земной энергетики, характеризуемого «щадящим» использованием невозобновляемых энергоресурсов. При этом необходимо учитывать, что нефть и газ нужны не только энергетике, но и химии, и транспорту, и сельскому хозяйству. Несомненно, что в будущем параллельно с линией интенсивного развития энергетики получит развитие и линия экстенсивного развития, характеризующаяся рассредоточением по центрам потребления экологически чистых источников энергии не слишком большой мощности, но с высоким КПД, удобных и надежных в эксплуатации. Яркий пример тому – интенсивное развитие нетрадиционной энергетики, в частности электрохимической и водородной энергетики, солнечной и ветровой энергетики, геотермальной и малой гидроэнергетики и др. Более подробно вопросы нетрадиционной энергетики рассмотрены в главе 5 настоящего пособия.

1.2. Топливно-энергетический комплекс России

Энергетика является важнейшей сферой экономики, охватывающей добычу энергоресурсов, производство, преобразование, транспортировку и использование различных видов энергии потребителями. В современном представлении перечисленная совокупность процессов может эффективно функционировать лишь при её организации по принципу «большой системы», в качестве которой выступает топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России. По территориальному признаку ТЭК делится на три иерархических уровня: государственный, региональный и районный.

Структура ТЭК включает следующие основные подсистемы:

- топливоснабжающие системы (добычи, транспортировки и переработки нефти, газа, угля и иных невозобновляемых природных энергоресурсов);

- системы электро- и теплоснабжения, базирующиеся на использовании невозобновляемых источников энергии на тепловых электростанциях (ТЭС);

-  система ядерной энергетики, базирующаяся на добыче, переработке ядерного топлива и преобразовании энергии деления ядер в тепловую энергию в ядерных реакторах атомных электростанциях (АЭС).

Система гидроэнергетики формально в состав ТЭК не входит, т.к. базируется на использовании возобновляемых природой гидроресурсов.

К основным топливоснабжающим системам ТЭК относят углеснабжающую, нефтеснабжающую и газоснабжающую системы.

Углеснабжающая система России занимает одно из первых мест в мире по добыче угля. Наиболее крупные угольные бассейны – Канско-Ачинский и Кузнецкий – расположены в азиатском регионе страны на значительном удалении от промышленных зон европейской части, что затрудняет рациональное использование этих источников энергоресурсов тепловыми ЭС, размещенными на западе России.

Нефтеснабжающая система объединяет нефтепромыслы европейской и азиатской части России, магистральные трубопроводы и насосные станции для перекачки нефти к местам ее переработки, а также включает нефтеперерабатывающие заводы и хранилища нефтепродуктов. Мазут как продукт переработки нефти применяется в основном как резервное топливо газомазутных электростанций.

Газоснабжающая система России занимает второе место в мире после США по объему добычи. В настоящее время эксплуатируется более 100 месторождений природного газа, крупнейшие из которых расположены в Западной Сибири. Система включает в себя около 100 магистральных газопроводов, по которым газ транспортируется к газоперерабатывающим предприятиям и тепловым электростанциям России, а также экспортируется в ряд европейских стран.

Система ядерной энергетики состоит из предприятий по добыче и переработке ядерного топлива, установок по его использованию в народном хозяйстве (в частности, ядерных энергетических реакторов), заводов по восстановлению отработанного горючего и уничтожению отходов.

Электро- и теплоснабжающая система включает в себя все энергетические установки и системы электро- и теплоснабжения, обеспечивающие потребителей электрической и тепловой энергией.

Как «большая система» ТЭК характеризуется следующими особенностями:

- непрерывностью, а подчас и неразрывностью во времени процессов производства, преобразования и потребления некоторых видов энергии;

- широкой взаимозаменяемостью исходной и промежуточной продукции подсистем, причем продукция одних подсистем является в ряде случаев исходным сырьем для других.

  1.  Единая энергетическая система России

 

Развитие принципа централизации энергоснабжения и, прежде всего, электроснабжения, логически привело сначала к образованию нескольких десятков районных энергетических систем (РЭС) - Мосэнерго, Челябэнерго, Пермэнерго и др., затем к объединению их в региональные энергосистемы, а именно - к созданию семи объединенных энергосистем (ОЭС) Центра, Урала, Сибири, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Востока. В дальнейшем процесс централизации энергоснабжения органически привел к созданию единой энергосистемы (ЕЭС) России. Лишь одна ОЭС – ОЭС Востока – в настоящее время формально не входит в состав ЕЭС РФ. В составе ОЭС Востока параллельно работают три РЭС: Амурская, Хабаровская и Дальневосточная. Еще семь РЭС (Камчатская, Сахалинская, Магаданская, Якутская, Мангышлакская, Калининградская и Норильская) работают изолированно. На сегодняшний день в составе ЕЭС России 64 РЭС. Всего же на территории России насчитывается 74 РЭС.

К слову сказать, до 1991 г. успешно функционировала ЕЭС СССР, которая охватывала практически всю обжитую территорию 15-ти республик. С помощью ЕЭС была решена важнейшая политико-экономическая задача – страна была объединена в единое экономическое пространство. Однако распад СССР привел к разделу электроэнергетической собственности между новыми государствами и к коренному изменению структуры управления энергетикой. В условиях кризиса энергетики России в декабре 1992 г. ряд наиболее мощных и рентабельных предприятий энергетики были включены в состав РАО «ЕЭС России». Это 20 тепловых электростанций с установленной мощностью более 1000 МВт каждая с суммарной мощностью 42 ГВт, 15 гидроэлектростанций с установленной мощностью более 300 МВт с суммарной установленной мощностью 26 ГВт, 134 трансформаторных подстанции напряжением 220 кВ и выше с суммарной установленной мощностью трансформаторного оборудования 114,8 ГВА, системообразующие линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше общей протяженностью около 57 тыс. км. и др.

В рамках реформы электроэнергетики России и в целях выполнения решений Правления РАО «ЕЭС России» 17 июня 2002 г. было зарегистрировано ОАО «Системный оператор – Центральное диспетчерское управление ЕЭС» («СО ЦДУ»). Системный оператор стал первым институтом отечественного рынка электроэнергии. В середине 2008 г. РАО «ЕЭС России» было по-сути расформировано как выполнившее свою задачу первоначальной реорганизации энергетики в условиях становления рыночной экономики. Создание в начале 2000-х годов оптовых рынков купли/продажи энергии и мощности о (ФОРЭМ, НОРЭМ и др.), образование различных схем торговли энергией, в частности ЭНЕРГОПУЛ, явилось закономерным процессом в условиях формирующихся рыночных отношений.

В границах бывшей ЕЭС СССР ныне функционирует объединение следующих энергетических систем:

  •  ЕЭС России;
  •  ОЭС Белоруссии, Казахстана, Украины;
  •  ЭС Молдавии;
  •  ОЭС Прибалтики, объединяющая РЭС Латвии, Литвы и Эстонии;
  •  ОЭС Закавказья, объединяющая РЭС Азербайджана, Армении, Грузии.

Кроме того, на территории бывшего СССР работает ОЭС Средней Азии, объединяющая РЭС Киргизии, Таджикистана, Туркменистана, Узбекистана.

В целом ЕЭС России представляет собой развивающийся комплекс электростанций и сетей, объединенных общим технологическим циклом производства, передачи и распределения электрической энергии с единым оперативно-диспетчерским управлением.

С точки зрения состава электростанций, объединенных в ЕЭС, Российская энергетика сегодня - это порядка 600 тепловых, 100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Функционируют несколько автономных электростанций малой энергетики, содержащих газотурбинные, дизельные электростанции. Работают также электростанции, использующие в качестве первичного источника энергии гидравлическую энергию малых рек, солнечную, ветровую, гидротермальную, приливную энергию, но доля производимой ими энергии очень мала  по сравнению с тепловыми, атомными и гидравлическими станциями (не превышает 1% от суммарно вырабатываемой энергии в РФ).

Основную часть мощности энергосистемы России (70-80%) составляют тепловые электростанции (ТЭС). Мощности гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанций по разным оценкам составляют от 10 до 15 % от мощности всей ЕЭС. В Сибири, богатой водными ресурсами, мощность ГЭС достигает 50% от установленной мощности электростанций региона.

Характерной особенностью ЕЭС России является высокая концентрация мощностей на электростанциях. На ТЭС эксплуатируются энергоблоки единичной мощностью до 1200 МВт, на АЭС работают реакторы максимальной электрической мощностью 1000 МВт. Установленная мощность отдельных электростанций достигает 4,0 ГВт на АЭС, 4,8 ГВт на ТЭС и 6,4 ГВт на ГЭС. Суммарная установленная мощность всех электростанций ЕЭС России составляет порядка 200 ГВт. При этом суммарная годовая выработка электроэнергии в последние годы составляет 850-950 млрд. кВт∙часов. Производство электроэнергии на душу населения по данным на 2000 г. составило около 6800 кВт  часов, что соответствует электропотреблению на душу населения в ведущих странах Западной Европы, но почти вдвое ниже, чем в США и Канаде [15,17]. В этом же году в России потребителям было отпущено около 600 млн. Гкал теплоты.

Объединение ЭС на параллельную работу осуществляется по межсистемным электрическим сетям высокого напряжения. В сетях высокого напряжения ЕЭС России исторически сложились две системы номинальных напряжений: 150-330-750 кВ в западных и частично в центральных районах, 110-220-500-1150 кВ в центральных и восточных районах. Эксплуатацией электропередач напряжением 330, 500, 750 и 1150 кВ, образующих основную (системообразующую) сеть ЕЭС России, занимаются территориальные подразделения межсистемных электрических сетей (МЭС). Сети напряжением от 220 до 1150 кВ объединяют на параллельную работу. Заметим, что межсистемная связь 500-1150 кВ между Уралом и Сибирью проходит по территории Казахстана. Через вставку постоянного тока ЕЭС России связана с энергетической системой Финляндии, входящей в объединение энергетических систем северных стран Европы (NORDEL).

Оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России осуществляется с помощью иерархической четырёхуровневой автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). Она включает: центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС, расположенное в г. Москве; семь территориальных объединенных диспетчерских управлений (ОДУ); 74 центральных диспетчерских службы (ЦДС) при районных АО-энерго; около 280 диспетчерских пунктов электросетевых предприятий и районов и более 500 пунктов управления электростанциями (нижний уровень управления).

Следует отметить, что оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России осложнено тем, что имеет место жесткое взаимодействие в едином производственном процессе большого количества энергетических объектов, размещенных на очень большой территории при непрерывном процессе производства, распределения и потребления электроэнергии. Кроме того, в такой большой стране имеет место существенная неравномерность суточных, сезонных, территориальных графиков электрических и тепловых нагрузок. Более того, ряд ОЭС и РЭС России связаны с основной частью ЕЭС через электрические сети, не входящих в состав ЕЭС России, в частности, через сети Казахстана.

Преимущества образования ЕЭС заключаются в повышение его экономичности при одновременном повышении надёжности и качества электроснабжения потребителей.

Повышение экономичности электроснабжения достигается за счёт:

- снижения требуемой установленной мощности электростанций за счет разновременности наступления максимумов нагрузки в отдельных энергосистемах; при этом общие резервы оперативной мощности снижаются, а суточный график электрической нагрузки заметно выравнивается;

- оптимизация загрузки совместно работающих электростанций, и, как следствие, снижение удельного расхода топлива на отпущенную потребителям электроэнергию;

  •  использования более дешевых энергоресурсов (топлива, гидроресурсов), удаленных от центров электропотребления;
  •  снижения требуемой установленной мощности из-за сокращения расчётного резерва (аварийного и для проведения капитальных ремонтов);
  •  повышения единичной мощности и, как следствие, экономичности отдельных генерирующих агрегатов, трансформаторов, электростанций и пропускной способности ЛЭП;
  •  повышения использования ЛЭП основной электрической сети; сокращения численности эксплуатационного персонала и др.;

- обеспечение строгого соответствия генерации и потребления электроэнергии в каждый момент времени (баланса мощности и энергии);

- эффективное использование водных ресурсов при работе ГЭС в многоводье и компенсация, тем самым, недовыработки электроэнергии в маловодье, а также возможность регулирования стока рек в интересах регионов;

- облегчение условий проведения ремонтов.

Надежность и устойчивость (живучесть) работы ЕЭС РФ достигается за счет:

- создания резерва мощности и энергоресурсов;

- обеспечения функционирования электростанций в пиковых режимах, т.е. создание дополнительных генерирующих мощностей для покрытия переменной части графика электрической нагрузки;

- увеличения пропускной способности основной (системообразующей) электрической сети напряжением 330-500-750-1150 кВ переменного тока;

- повышение надежности электроснабжения за счет многостороннего электроснабжения регионов;

- развития средств релейной защиты, автоматики и телемеханики (РЗАиТ).

1.4. Электрические станции

В зависимости от источника энергии (сырья) различают тепловые электрические станции (ТЭС), гидравлические электростанции (ГЭС) и атомные электростанции (АЭС), являющиеся основными типами электростанций. Кроме того, для выработки электрической и тепловой энергии применяют  геотермальные, ветровые, солнечные, приливные, газотурбинные, дизельные, бензиновые и иные малые электростанции.

Основным назначением электрических станций (ЭС) является выработка
электрической энергии для снабжения ею промышленных и сельскохозяйственных предприятий, коммунального хозяйства и транспорта. Многие ЭС обеспечивают предприятия и жилые здания также тепловой энергией (паром и горячей водой).

Электрическая энергия, вырабатываемая ЭС, измеряется в мегаватт-часах (МВт∙ч), мощность энергетических установок — в мегаваттах (МВт). Основными параметрами электрической энергии являются напряжения и ток. Напряжение измеряется в вольтах (киловольтах), ток — в амперах (килоамперах).

Тепловая энергия измеряется в килокалориях (гигакалориях), а ее основные параметры — температура (T, °C) и давление (Р, МПа). В частности, температура пара на входе в паровые турбины может достигать 650°C, а давление – 25 МПа. Заметим, что 1 МПа = 1 Мн/м2 = 10 кгc/см2 = 10 атм. = 10 бар.

ТЭС являются основой электроэнергетики. Электрическая и тепловая энергия на них вырабатывается в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. По типу энергетического оборудования, установленного на ТЭС (типу первичного двигателя), их подразделяют на паротурбинные, газотурбинные и дизельные. Находят применение также комбинированные схемы с паротурбинными и газотурбинными установками, называемые парогазовыми установками. Газотурбинные и парогазовые ТЭС имеют ограниченное применение, хотя и обладают весьма ценным свойством – высокой маневренностью. Дизельные и бензиновые электростанции применяют, как правило, только в качестве автономных электростанций, резервных и аварийных источников энергии.

Паротурбинные ТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем и подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС) и теплофикационные электроцентрали (ТЭЦ).

КЭС предназначены только для производства электроэнергии и имеют турбины чисто конденсационного типа. Для крупных КЭС исторически широко используется термин ГРЭС – Государственная районная электростанция. На КЭС устанавливаются паровые турбины с глубоким вакуумом в
конденсаторе, так как чем ниже давление пара на выходе из турбины, тем
большая часть энергии рабочей среды превращается в электрическую.
При этом основной поток пара конденсируется в конденсаторе и большая
часть содержащейся в нем энергии теряется с охлаждающей водой.
В связи с большими потерями энергии на охлаждение теплоносителя КПД КЭС достигает только 35 - 40%.

На современных КЭС работают энергоблоки “котел-турбина-генератор-трансформатор”. Мощности энергоблоков КЭС: 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт. На ряде КЭС сохранились в работе малоэкономичные турбогенераторы мощностью 25, 50, 100 МВт.

КЭС на высококачественном топливе (см. гл. 1.9) с большой теплотворной способностью (газ, мазут, лучшие марки угля) располагают, по возможности, вблизи центров потребления электроэнергии. КЭС на низкокачественном топливе (торфе, бурых углях) выгоднее располагать вблизи источника топлива.

ТЭЦ предназначены для комбинированного производства электроэнергии и тепла в виде горячей воды и (или) пара, получаемого из отборов турбин. КПД ТЭЦ может достигать 70-75%.  

Мощность и состав агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Наиболее крупные агрегаты имеют мощность 100, 135, 175, 250 МВт и выполнены по блочной схеме. Мощности ТЭЦ, как правило, не превышают 500 МВт, однако для теплоснабжения крупных городов могут быть большими и достигать 1250 МВт (например, ТЭЦ-22 Мосэнерго).

В связи с нецелесообразностью дальней передачи тепла (свыше 50 км) обычно ТЭЦ строят вблизи потребителя теплоты — промышленных предприятий или жилых массивов.

При раздельном производстве электрической и тепловой энергии электроэнергия вырабатывается на КЭС, а для теплоснабжения используются тепловые энергетические установки (котельные).

ГЭС предназначены для выработки только электроэнергии и, как дорогостоящие электростанции, сооружаются обычно в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи судоходства, водоснабжения, ирригации и др. Наиболее крупные ГЭС РФ построены в Сибири: Красноярская ГЭС (6 млн. кВт с агрегатами 500 МВт), Саянская ГЭС (6,4 млн. кВт с агрегатами 640 МВт). В европейской части РФ наиболее мощными являются Волгоградская ГЭС (2,5 млн. кВт) и Самарская ГЭС (2,3 млн. кВт).

Для повышения маневренности энергосистем строятся крупные гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), участвующих в выравнивании суточного графика электрической нагрузки. Первая из этой серии в РФ – Загорская ГАЭС мощностью 1,2 млн. кВт с агрегатами мощностью 200 МВт.

АЭС, как и ТЭС, могут быть конденсационными электростанциями (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние годы в некоторых странах, где ощущается недостаток пресной воды, большое внимание уделяется использованию теплоты комбинированных атомных установок для опреснения морских и солончаковых вод.

Атомная энергия может использоваться также только для целей теплоснабжения. Такие атомные станции (ACT) имеются уже в ряде стран.

На АЭС, так же как на электростанциях, работающих на органическом топливе, осуществляется процесс превращения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электрическую энергию. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС, состоит лишь в том, что в одном случае используется энергия, выделяющаяся при распаде ядер тяжелых элементов (применяемых в качестве топлива), в другом — при горении топлива.

На АЭС преимущественно применяются энергетические реакторы на тепловых (медленных) нейтронах. В блоке с агрегатами 440 МВт устанавливаются по 2 турбоагрегата мощностью 220 МВт, с реакторами по 1000 МВт - по 2 турбоагрегата мощностью 500 МВт.

АЭС всегда строят вблизи крупных промышленных потребителей электрической энергии. На таких электростанциях масса расходуемого топлива невелика (в тысячи раз ниже, чем на ТЭС) и транспортировка его даже на большие расстояния несущественно отражается на стоимости электроэнергии.


1.5. Электрические и тепловые сети

 

Потоки электрической энергии, передаваемые на разных ступенях электрической системы от электростанций к потребителям, весьма различны и характеризуются различными уровнями напряжения и передаваемого тока. Оптимальные напряжения для передачи и распределения электроэнергии могут быть определены индивидуально для каждого потребителя или группы потребителей. При этом номинальные напряжения питания потребителей и соответствующие им номинальные генераторные напряжения или напряжения обмоток трансформаторов являются строго регламентированными.

Электрические сети (электросети) служат для передачи электрической энергии от электростанций к потребителям.

По конструктивному исполнению различают воздушные (ВЛ), кабельные (КЛ) и смешанные (СЛ) линии электропередачи (ЛЭП).

По величине номинального напряжения различают электросети низкого (до 1000 В) и высокого (выше 1000 В) напряжений. Сети напряжением 330-750 кВ иногда называют сетями сверхвысокого напряжения, а сети напряжением 1150 кВ – сетями ультравысокого напряжения.

По конфигурации электрические сети подразделяются на разомкнутые и замкнутые. К первым относят сети, электроприемники которых могут получать электроэнергию только с одной стороны. Они бывают радиальными, магистральными и разветвленными. Электросеть называют замкнутой, если каждая ее линия электропередачи входит хотя бы в один замкнутый контур.

По выполняемым функциям сети разделяются на системообразующие (330 кВ и выше), питающие (110-220 кВ) и распределительные (35 кВ и ниже).

По месторасположению и характеру потребителей распределительные сети подразделяют на городские (на территории города), сельские (в сельской местности) и промышленные (на промышленных предприятиях). Иногда распределительные сети напряжением 35 кВ и ниже относят к местным сетям, напряжением выше 35 кВ – к районным электросетям.

Напряжение 3 кВ (генераторное напряжение 3,15 кВ) для электрических сетей и электроприемников применяется крайне редко, например, для собственных нужд электростанций при напряжении генератора 10,5 кВ.

Напряжения 6 (6,3 кВ) и 10 кВ (10,5 кВ) наиболее распространены в распределительных сетях городов, промышленных предприятий и сельских районов. Преимущественное применение имеет напряжение 10 кВ в силу меньших потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Напряжение 35 кВ широко применяется для распределительных сетей (главным образом для создания центров питания сетей напряжением 6 и 10 кВ) при значительном расстоянии от центров питания (5-30 км).

Основными источниками питания являются крупные электростанции и сети районных энергосистем.

Передача энергии большинством крупных электростанций производится на напряжениях 110 или 220 кВ для питания предприятий местного района и более 330 для передачи мощности в основную системообразующую сеть. Питающие сети напряжением 110–220 кВ в основном замкнутые.

Наиболее прогрессивными системами внешнего электроснабжения  предприятий являются системы глубоких вводов (110-220 кВ) и мощных токопроводов (6-35 кВ).

При системах глубоких вводов источники высшего напряжения максимально приближают к потребителям, а прием энергии распределяют по нескольким пунктам. Глубокие вводы выполняются в виде кабельных или воздушных линий к подстанциям 110-220 кВ, расположенным в центрах электронагрузок соответствующих групп потребителей, а также в виде воздушных магистральных линий от энергосистемы или от узловой подстанции промышленного узла с ответвлениями к подстанциям 110-220/6-10 кВ, расположенным в центрах нагрузок предприятий. Число укрупненных подстанций глубоких вводов (ПГВ) 110-220 кВ выбирают более двух в зависимости от плотности размещения и концентрации электрических нагрузок.

Магистральные глубокие вводы экономически целесообразны при нормальной или малозагрязненной окружающей среде и при возможности размещения воздушных линий и подстанций 110-220 кВ на территории предприятия возле соответствующих основных групп электроприемников.

Радиальные глубокие вводы (кабельные или воздушные) преимущественно применяют при сильно загрязненной окружающей среде, при соответствующем расположением подстанций и в случае стесненной территории. Преимуществом радиальных схем является их простота и минимальное количество аппаратов на подстанциях, что повышает надежность последних.

Возможность прохождения линий глубоких вводов (35-220 кВ) предусматривается заранее при проектировании предприятия с учетом характера застройки площадки и прохождения других коммуникаций. Большинство промышленных предприятий имеет потребителей 1-й и 2-й категории надежности, поэтому их электроснабжение осуществляется по двум линиям электропередачи. Наиболее целесообразны две схемы: линии питания закреплены на отдельных опорах или идут по разным трассам; каждая подстанция питается от двух цепей линии, подвешенных на разных опорах.

На предприятиях с потреблением мощности до 5 МВт часто применяют распределительные сети напряжением 6 или 10 кВ. Распределение всей энергии производится от центрального распределительного пункта (ЦРП), от которого питаются цеховые трансформаторные подстанции.

Электроэнергия на пути от источника питания до электроприемника на современных промышленных предприятиях трансформируется один или несколько раз по напряжению и току, а потоки ее, по мере приближения к потребителям, дробятся на более мелкие и разветвленные каналы.

Преобразование энергии по напряжению производится на трансформаторных подстанциях, которые (в зависимости от места расположения в схеме электроснабжения) называются главными понижающими (понизительными)  подстанциями (ГПП) и цеховыми трансформаторными подстанциями (ЦТП или просто ТП).

Коммутационные устройства, которые разделяют потоки энергии без их трансформации по напряжению или другим электрическим параметрам, называются распределительными пунктами (РП). Последними могут являться как сети высокого напряжения (6-10 кВ), так и сети низкого напряжения (660/380/220 В).

Для внутризаводского питания промышленных предприятий электроэнергией применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы. Радиальные схемы получили наибольшее распространение. Магистральные схемы применяются реже, в основном в тех случаях, когда электроприемники имеют большую мощность и расположены вблизи трасс, удобных для прокладки магистралей. Чаще их применяют в сочетании с радиальными.

На выбор схемы внутризаводского питания оказывают влияние взаимное расположение потребителей, требование к бесперебойности питания, число, мощность, напряжения и расположение источников питания, величина токов короткого замыкания, технико-экономические характеристики электротехнического оборудования и др. Напряжение сети, число, мощность и расположение распределительных и трансформаторных подстанций выбирают на основе технико-экономических расчетов.

Внутризаводские питающие сети напряжением 6-10 кВ от ГПП или ТЭЦ до РП 6-10 кВ выполняют радиальными кабельными линиями или мощными магистральными токопроводами различных конструкций. Внутриплощадочные РП 6-10кВ в соответствии с СН 177-175 конструируют двухсекционными с одной системой сборных шин. К РП подключается распределительная кабельная сеть 6-10 кВ от ЦТП 6-10/0,4-0,66 кВ.

Цеховые ТП 6-10/0,4-0,66 кВ в соответствии с СН 177-175 делают двух- и одно-трансформаторными в зависимости от категории надежности электроснабжения потребителей, концентрации низковольтных нагрузок и других условий. Число трансформаторов, присоединенных к одной магистральной линии, принимают равным двум-трем при мощности трансформаторов 1600-1000 кВА и трем-четырем при мощности 630-250 кВА.

Главная задача эксплуатации электрохозяйства машиностроительных предприятий – обеспечение такого обслуживания электрических сетей и электрооборудования, при котором отсутствуют производственные простои из-за неисправности электроустановок, поддерживается надлежащее качество электроэнергии, и сохраняются паспортные параметры оборудования в течение максимального времени при минимальном расходе электрической энергии и материалов.

Правила устройств электроустановок (ПУЭ) [1] регламентируют режимы соединения нейтралей трансформаторов и синхронных генераторов.   Трехфазные сети напряжением 220 кВ и выше выполняют с глухозаземленной нейтралью. Сети напряжением 110 кВ выполняют с глухозаземленной или с эффективно заземленной нейтралью. Сети напряжением 6-35 кВ, имеющие низкие токи замыкания на землю, выполняют с изолированной нейтралью. Сети низкого напряжения (до 1 кВ) выполняют как с глухозаземленной нейтралью (системы TN-S, TN-C, TN-C-S, TT), так и с изолированной нейтралью (IT).

Тепловые сети (теплопроводы) – это инженерные сооружения для транспортирования теплоносителя (горячей воды, пара, газов) от источника тепла (теплогенератора) к потребителям при централизованной системе теплоснабжения.

Теплогенераторами (источниками тепла) являются котельные установки, устройства для утилизации тепловых отходов промышленности и ТЭЦ. Теплоносителем обычно является горячая вода с температурой 95º-200ºС или пар при давлении до 12-16 атм. Чем выше параметры теплоносителя, тем больше затраты на его производство, однако, тем ниже затраты на тепловые сети и на передачу по ним теплоносителя. Дальность передачи тепла в современных системах - от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Тепловые сети составляются из труб с арматурой, строительных, опорных конструкций и т. п. Существенным элементом тепловых сетей является теплоизоляция.

Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов “перетопа”. Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации приводят к снижению надежности функционирования, как центральных источников тепла, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.

В настоящее время теплоснабжение около 80 % городского фонда России осуществляется от централизованных источников, и общая протяженность магистральных участков тепловых сетей диаметром 600—1400 мм составляет порядка 13000 км, а протяженность распределительных и внутриквартальных участков трубопроводов диаметром 50—500 мм достигает 125000 км (в пересчете на двухтрубную систему).

Эксплуатация тепловых сетей сопровождается тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12-20% тепловой мощности (нормируемое значение 5%) и с утечками теплоносителя от 5-20% расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5% от объема теплоносителя в системе теплоснабжения). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6—10%, а затраты на химводоподготовку 15-25% от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Значительное превышение нормативных потерь связано с высокой степенью износа оборудования централизованных систем теплоснабжения и особенно тепловых сетей - до 70% и более. Поэтому именно тепловые сети являются самым ненадежным элементом системы централизованного теплоснабжения, на которые приходится более 85% отказов по теплоэнергетической системе в целом.

Трубопроводы тепловых сетей прокладываются в подземных проходных и непроходных каналах - 84%, бесканальная подземная прокладка — 6 % и надземная (на эстакадах) - 10%. В среднем по стране свыше 12% тепловых сетей периодически или постоянно затапливаются грунтовыми или поверхностными водами, в отдельных городах эта цифра может достигать 70 % теплотрасс. Неудовлетворительное состояние тепловой и гидравлической изоляции трубопроводов, износ и низкое качество монтажа и эксплуатации оборудования тепловых сетей отражается статистическими данными по аварийности. Так, 90% аварийных отказов приходится на подающие трубопроводы и 10% - на обратные, из них 65% аварий происходит из-за наружной коррозии и 15% - из-за дефектов монтажа (преимущественно разрывов сварных швов). При протяженности теплотрасс свыше 20 км, что типично для большинства городов, установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме становится экономически более выгодна, чем централизованное теплоснабжение.

На этом фоне все увереннее позиции децентрализованного теплоснабжения, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной.

1.6. Потребители электрической энергии

При проектировании системы электроснабжения потребители электроэнергии (отдельный электроприемник, группа электроприемников, цех, предприятие и др.) рассматривают в качестве электрических нагрузок.

По характеру нагрузок различают потребителей активной и реактивной мощности. Активную мощность потребляют многие термоэлектрические установки, электропечи, осветительные установки и др. Потребителями реактивной мощности являются силовые трансформаторы, электродвигатели, конденсаторные батареи и др. Как правило, эквивалентная нагрузка большинства потребителей электроэнергии является активно-индуктивной, а, следовательно, потребляется и активная и реактивная электроэнергия.

По режиму работы отдельные электроустановки потребителей могут работать в длительном тепловом режиме (электродвигатели насосов, вентиляторов, компрессоров, конвейеров и т.п.), кратковременном тепловом режиме (электродвигатели шиберов, задвижек, шаровых кранов и т.п.) или повторно-кратковременном тепловом режиме (электродвигатели подъемно-транспортных механизмов, роботов-манипуляторов, металлорежущих станков и др.).

По величине мощности и напряжения различают потребителей малой, средней и большой мощности, низкого и высокого напряжения. К потребителям низкого напряжения и малой и средней мощности относят потребителей, питающихся напряжением до 1 кВ (220, 380 и 660 В) и мощностью до 100 кВт. К потребителям высокого напряжения и большой мощности относят потребителей, питающихся напряжением свыше 1 кВ (3, 6 и 10 кВ), и мощностью свыше 100 кВт, однако ряд потребителей большой мощности получает питание по сети 380-660 В.

По роду тока различают потребителей переменного тока промышленной частоты 50-60 Гц (асинхронные и синхронные двигатели, тиристорные преобразователи и др.), повышенной частоты 0,1-1 кГц (электроинструмент, высокоскоростной электропривод, шлифовальные станки и др.), высокой частоты 1-10 кГц и сверхвысокой частоты свыше 10 кГц (печи индуцированного нагрева, СВЧ печи и др.).

По степени надежности электропитания различают потребителей первой, второй и третьей категории [1].

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Структура потребления электроэнергии в России основными отраслями в % от выработанной электроэнергии показана в таблице 1.1.

      


Таблица 1.1

Показатели

Электроэнергия, %

Выработано электроэнергии

электростанциями

100

Израсходовано для собственных нужд электростанций

6,1

Израсходовано при передачи и распределении по электрической сети общего пользования

8,5

Всего полезно отпущенной электроэнергии

85,4

Экспорт в другие страны

5

Итого отпущено потребителям в стране:

в том числе:

- промышленности

- строительству

- транспорту

- сельскому хозяйству

- жилищно-коммунальному хозяйству

- прочим потребителям

80,4

54,8

3,1

4,9

6,0

8,2

3,4

 

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. Наиболее энергоемкими отраслями промышленности являются черная и цветная металлургия, химическая промышленность и машиностроение. В этих отраслях промышленности до 70% потребляют электродвигатели. В электротехнологических установках (электропечах, электролизерах и др.) потребляется до 25-35%. На освещение расходуется 5-10% электроэнергии.

1.7. Графики электрических и тепловых нагрузок энергосистем

Потребляемая мощность энергосистемы меняется в течение суток, по дням недели и месяцам года, что объясняется переменным характером потребления и его структурой. Основную нагрузку дает промышленное потребление электроэнергии, которое складывается из потребления односменных, двухсменных и трехсменных предприятий (рис. 1.1а).

Суточный график электрической нагрузки энергосистемы отличается также по дням недели (рабочий и нерабочий день) и по временам года. Наибольшие электрические нагрузки имеют место осенью и зимой (осенний - зимний максимум), т.е. в период отопительного сезона.          Формирование суточного графика электрической нагрузки рабочего дня рассматривается как сумма нагрузки различных категорий потребителей. В результате наложения потребления двухсменных и односменных предприятий и нагрузки, имеющей пиковый характер, получается характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы с ночным провалом, последующим быстрым утренним ростом нагрузки до утреннего пика, дневным неглубоким провалом, и последующим вечерним пиком, после которого следует быстрый спад нагрузки. Параллельная работа электростанций энергосистемы помогает покрывать этот переменный суточный график электрической  нагрузки.

Рис. 1.1. Суточные графики электрической нагрузки энергосистемы:

а - формирование суточных графиков нагрузки энергосистемы;

б - графики нагрузки по дням недели.

Для обеспечения утреннего и особенно вечернего максимума подключаются пиковые электростанции, в часы ночного провала электрической нагрузки часть турбин и, соответственно, котлов разгружается, и несет минимальную технически допустимую нагрузку (технический минимум), часть турбин и котлов выводится в резерв.

На рис. 1.1б показаны суточные графики электрической нагрузки энергосистемы по рабочим и выходным дням недели, а также в субботу - график промежуточный между пятницей (рабочим днем) и воскресеньем (выходным днем).

Суммарная электрическая нагрузка распределяется между электростанциями энергосистемы с учетом их маневренности, т.е. способности к работе по переменному графику нагрузки, и тепловой экономичности.

На рис. 1.2,а,б приведен характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы в зимний и летний дни. На рис. 1.2,в показан годовой график продолжительности электрических нагрузок, который строится по суточным графикам нагрузки - зимнему и летнему, рабочего и нерабочего дней. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (график Росандера) описывается формулой

,

где  P, Pмакс — соответственно текущее и максимальное значение мощности;

τ, τгод. — соответственно текущее и годовое (8760 ч) время;

 f0 — отношение минимальной и максимальной мощности годового графика нагрузки;  f0 = Pмин./ Pмакс.;

 f коэффициент годовой нагрузки;

λ — показатель степени, зависящий от коэффициента годовой нагрузки;

.

Рис. 1.2. Суточный график электрической нагрузки энергоблока:

а - зимний день; б - летний день; в - построение годового графика

электрических нагрузок по продолжительности

Годовое потребление электрической энергии равно площади под кривой на графике Росандера (рис. 1.2,в):

Тепловая энергия требуется для технологических процессов и силовых
установок промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха и бытовых нужд (горячего водоснабжения). Для производственных целей обычно требуется насыщенный пар давлением от 0,15 до 1,6 МПа. Однако чтобы уменьшить потери при транспортировке и избежать необходимости непрерывного дренирования воды из коммуникаций, с электростанции пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды с теплоэлектроцентрали обычно горячая вода поступает с температурой от 70 до 150 °С в городские тепловые сети и от 70 до 180 °С — в пригородные.

Различают местное и централизованное теплоснабжение. Система местного теплоснабжения обслуживает одно или несколько зданий, система централизованного - жилой или промышленный район. В системах местного теплоснабжения источниками тепла служат печи, водогрейные котлы, водонагреватели (в том числе солнечные) и т.п. В РФ наибольшее значение приобрело централизованное теплоснабжение (в связи с этим термин "теплоснабжение" чаще всего употребляется применительно к системам централизованного теплоснабжения). Его основные преимущества перед местным теплоснабжением - значительное снижение расхода топлива и эксплуатационных затрат (например, за счёт автоматизации котельных установок и повышения их КПД); возможность использования низкосортного топлива; уменьшение степени загрязнения воздушного бассейна и улучшение санитарного состояния населённых мест.

Централизованная система теплоснабжения включает источник теплоты (промышленная и районная отопительная котельная, теплоэлектроцентраль), трубопроводы для транспорта теплоты (паровые или водяные тепловые сети) и установки потребителей, использующие теплоту для технологических или бытовых нужд и присоединяемые к сети через тепловые пункты.

Централизованное теплоснабжение с ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Последняя благодаря комбинированной выработке электроэнергии и теплоты на ТЭЦ дает существенную экономию топлива.

 Теплота на бытовые нужды (горячее водоснабжение) может подаваться
с водой, поступающей к потребителю из тепловой сети, и с предварительно нагретой водопроводной водой. При горячем водоснабжении, осуществляемом сетевой водой, схему называют
открытой, при горячем водоснабжении предварительно нагретой водопроводной водой — закрытой схемой.

Технологические потребители являются, как правило, круглогодовыми и имеют преимущественно ровный суточный график нагрузки (нефтеперегонные заводы, нефтехимические и химические комбинаты и др.). Некоторые теплопотребляющие предприятия работают в две смены и имеют ночной провал тепловой нагрузки. Подача пара технологическим потребителям осуществляется обычно по однотрубному паропроводу надземной прокладки. 

Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на
производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение),
практически не зависит от наружной температуры воздуха. Однако летом
эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. В то же время промышленная
и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели и предпраздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели. Типичные графики изменения суточной тепловой нагрузки промышленных предприятий и горячего водоснабжения жилого района показаны на рис. 1.3 и 1.4.

Отопительная тепловая нагрузка, расход теплоты на вентиляцию и кондиционирование воздуха зависят от температуры наружного воздуха и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и вентиляцию наибольший зимой и полностью отсутствует в летние месяцы; на кондиционирование воздуха теплота расходуется только летом (поэтому расширение сферы применения кондиционированного воздуха приведет к повышению эффективности теплофикации).

Для крупных городских и пригородных ТЭЦ основным видом тепловой нагрузки является отопительная, и поэтому значение τмакс. для них ниже числа часов использования максимума электрической нагрузки.

Рис. 1.3. График суточной тепловой нагрузки предприятий:  - - - лето; ------ зима

Рис. 1.4. Суточные графики изменения расхода теплоты на бытовые нужды района:

а — в рабочие дни недели; б — по субботам.

Потребление теплоты на горячее водоснабжение является круглогодичным, однако средняя нагрузка летом снижается относительно зимней на 15-25%. График нагрузки горячего водоснабжения в течение одних суток приведен на рис. 1.5 и подобен суточному графику потребления электроэнергии.

Рис. 1.5. Суточный график нагрузки горячего водоснабжения.

Ночью имеет место глубокий провал нагрузки, затем утром — пик нагрузки, за которым следуют дневной провал примерно до среднесуточной нагрузки Qср и вечерний пик. Суточные графики нагрузки горячего водоснабжения  различны для различных дней недели. Особенно высокий вечерний пик эта нагрузка имеет в субботу.

При расчете тепловых нагрузок принимается постоянная средненедельная нагрузка горячего водоснабжения, которая подсчитывается по нормам на одного жителя и затем суммируется.

1.8. Балансы мощности и энергии энергосистем

Процессы производства и потребления электроэнергии в энергосистемах в каждый момент времени происходят одновременно. Отсюда - должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами). Поскольку потребители электроэнергии имеют активно-индуктивную нагрузку, рассматривают балансы активной и реактивной мощности в электроэнергетической системе.

В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки) и на каждый месяц календарного года. При этом производится проверка достаточности в системе мощностей (активной и реактивной) для покрытия ее максимальной нагрузки в суточном, месячном и годовом разрезах.

При проектировании энергосистем баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощности с другими энергосистемами. Отличительной чертой здесь является многовариантность расчетов, определяемая различными прогнозами динамики роста или снижения энергопотребления, различными прогнозами развития структуры генерирующих мощностей.

Баланс активной мощности производится для периода прохождения абсолютного годового (зимнего) максимума нагрузки энергосистемы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей электроэнергии или электростанций с сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне-летнего сезона. Для энергосистем с большим удельным весом нерегулируемых по генерируемой мощности электростанций (АЭС) баланс активной мощности составляется и для минимальной нагрузки выходных дней.

Общее выражение для баланса активной мощности имеет вид

,

где  – суммарная располагаемая мощность энергосистемы,

  – суммарная мощность потребителей в момент прохождения годового максимума.

Форма баланса мощности, используемая при проектировании энергосистем, приведена в табл. 1.2.

Таблица  1.2

№ п/п

Наименование

1

2

3

4

Потребность

Совмещенный максимум нагрузки энергосистемы

Потери и необходимый резерв

Передача мощности в другие системы (экспорт)

Итого потребная мощность электростанций (1+2+3)

5

6

7

8

9

10

Покрытие

Установленная мощность электростанций

Неиспользуемая мощность и резерв (ограничения в использовании)

Располагаемая мощность, в том числе ГЭС, КЭС, ТЭЦ (5 - 6)

Получение мощности из других систем (импорт)

Итого покрытие (7+8)

Избыток (+) или дефицит (-) мощности (9 - 4)

Расходная часть баланса мощности (потребность) приводится к той или иной ступени номинального напряжения в зависимости от принадлежности системы к конкретному иерархическому уровню электроснабжения. Для РЭС это приведение обычно осуществляется к шинам 110 кВ, для ОЭС – 220 кВ. При приведении к ступени U расчетная активная мощность определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом коэффициентов разновременности максимумов , соответствующих всем более низким ступеням напряжения

 

,

где  – суммарная максимальная мощность потребителей энергосистемы, включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних РЭС за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других РЭС.

При перспективном проектировании, когда точные графики нагрузок потребителей могут быть неизвестны, используют среднестатистические значения коэффициентов разновременности максимумов для конкретных ступеней напряжений:

.

Второй составляющей расходной части баланса активной мощности являются суммарные потери мощности  при передаче и распределении электроэнергии (потери в ЛЭП и силовых трансформаторах), приближенно оцениваемые как некоторая доля суммарной расчетной мощности:

,

где – эквивалентный коэффициент, учитывающий потери в сетях всех номинальных напряжений энергосистемы.

К этой же составляющей относят необходимый расчетный резерв активной мощности.

Суммарная эквивалентная нагрузка энергосистемы:

.

Третья составляющая расходной части баланса – экспортируемая мощность  в другие энергосистемы того же иерархического уровня по межсистемным ЛЭП (включая экспорт), выдаваемая в режиме максимальной нагрузки (задается энергообъединением более высокого уровня).

Таким образом, потребная активная мощность энергосистемы

.

Приходная часть баланса активной мощности (покрытие) формируется на основании технико-экономических расчетов по выбору структуры генерирующих мощностей, т.е. расчетов по обоснованию состава, местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности, количества агрегатов), вида используемого топлива и очередности строительства электростанций на рассматриваемую перспективу.

Определение оптимального развития генерирующих мощностей производится в увязке с оптимизацией топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС в целом и каждой ОЭС определяются оптимальные диапазоны суммарных мощностей АЭС, КЭС и ТЭЦ на разных видах органического топлива, общая мощность ГЭС и специализированных пиковых установок, а также оптимальные размеры перетоков мощности и энергии между ОЭС.

В основе формирования приходной части активной мощности энергосистемы лежит суммарная установленная мощность генераторов электростанций энергосистемы как сумма номинальных мощностей  генераторов:

,

где kчисло электростанций энергосистемы,

nчисло генераторов j-й электростанции, 

  – установленная мощность j-й электростанции.

Суммарная располагаемая мощность генераторов энергосистемы меньше установленной мощности на значение резервной и неиспользуемой мощности:

 .

  Суммарная необходимая резервная мощность предназначена для проведения плановых текущих ремонтов основного оборудования электростанций, а также для покрытия дефицита мощности в системе (оперативный резерв) :

.

Мощность  приближенно оценивается в 4-6% от . Дополнительного резерва  для капитальных ремонтов не предусматривается, т.к. они выполняются в летний период, когда имеются провалы в графике месячных максимальных нагрузок.  

Оптимальный оперативный резерв энергосистемы в России составляет 5-10% от , причем меньшее значение соответствует более крупным энергосистемам.

Причиной неиспользования мощности является в основном неполное освоение в эксплуатации агрегатов, параметры которых не соответствуют номинальным значениям. В целом эта мощность не превышает 1%  от .

Располагаемую мощность генераторов энергосистемы дополнительно уменьшают на суммарную нагрузку собственных нужд  электростанций (1-5% в зависимости от типа и мощности электростанций).

Мощность, выдаваемая с шин электростанций системы:

.

Полная располагаемая мощность энергосистемы складывается из мощности, выдаваемой генераторами, и мощности, импортируемой из соседних энергосистем:

.

Баланс активной мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрегатов. Дефициты или избытки мощности в указанных пределах рассматриваются как случайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза.

Баланс реактивной мощности определяется аналогично условию для активных мощностей. Суммарное потребление реактивной мощности определяется реактивной нагрузкой потребителей и потерями реактивной мощности в линиях и трансформаторах электрических сетей. При этом доля потерь реактивной мощности достаточно высока и достигает 50% в общем потреблении. Располагаемая реактивная мощность генераторов электростанций составляет 0,5-0,75 квар на 1 кВт установленной мощности и недостаточна для покрытия общей потребности энергосистемы в реактивной мощности. Обеспечение баланса реактивной мощности требует установки непосредственно у потребителей источников реактивной мощности (компенсирующих устройств). В сетях 35-110 кВ передача реактивной мощности влияет на степень падения напряжения в элементах сети и условия регулирования напряжения. В сетях 220 кВ и выше с достаточно протяженными и сильно загруженными ЛЭП обеспечение баланса реактивной мощности является важнейшим условием, гарантирующим статическую устойчивость энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах.

Баланс электроэнергии энергосистем составляется:

- для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;

- для определения потребности энергосистемы в топливе;

- для определения потоков энергии между энергосистемами.

Расходная часть баланса энергии складывается из суммарного электропотребления данной энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы.

Приходная часть баланса энергии включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями системы и планируемое получение энергии из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднему значению за несколько лет.

Для энергосистем с большим удельным весом ГЭС (30% и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95%-ной обеспеченности выработки электроэнергии гидроэлектростанциями.

Распределение годовой выработки электроэнергии между тепловыми электростанциями производится исходя из их экономичности, обеспеченности ресурсами, стоимости различных видов топлива.

Для приближенных расчетов выработка отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс энергии считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности тепловых электростанций в среднем не превышает 6500 часов. При меньших значениях числа часов использования необходимо предусматривать либо мероприятия по разгрузке электростанций, либо по передаче избытков электроэнергии в смежные энергетические системы.

1.9. Традиционное топливо и его характеристики

Традиционное топливо – это горючие вещества, выделяющие при сжигании значительное количество теплоты, которая используется непосредственно в технологических процессах или преобразуется в другие виды энергии. К ним относятся полезные ископаемые органического происхождения – уголь, горючие газы, горючие сланцы, нефть, торф, а также древесина и растительные отходы. Органическое топливо является в настоящее время основным источником энергии и обеспечивает 70-80% потребителей теплоты и электроэнергии.

В ядерной энергетике применяется понятие ядерного топлива - вещества, ядра которого делятся под действием нейтронов, выделяя при этом энергию в основном в виде кинетической энергии осколков деления ядер и нейтронов.

Традиционное органическое топливо подразделяют на твердое топливо  (дрова, торф, бурый и каменный уголь, антрациты и полуантрациты, сланцы), жидкое топливо (нефть, бензин, керосин, дизельное топливо, мазут, метанол), газообразное топливо (природный и нефтепромысловый газ, коксовый и полукоксовый газ, доменный газ, водород и др.). Для анализа тепловых характеристик традиционных топлив, определения состава газов и других расчетов необходимо знать химическую структуру каждого вида топлива. Органическая часть твердых и жидких топлив состоит из большого количества сложных химических соединений, в состав которых в основном входят пять химических элементов: углерод С, водород Н, кислород О, сера S и азот N. Кроме того, топливо содержит минеральные примеси А и влагу W, представляющие вместе внешний балласт топлива.

Химический состав твердых, жидких и  газообразных топлив определяют не по количеству соединений, а по суммарной массе химических элементов (в процентах на 1 кг или 1 куб. м  топлива), т.е. устанавливают элементарный состав топлива. Различают три основных элементарных состава топлива:

  1.  рабочая масса топлива C+H+O+N+S+A+W=100%;
  2.  сухая масса топлива C+H+O+N+A=100%;
  3.  горючая масса топлива C+ H+O+N=100%.

Рабочей считается масса топлива в том виде, в каком она поступает на предприятие.

Если топливо нагреть до 102-105 ºС, то влага испарится, и получится сухая масса топлива. Название горючей массы является условным, так как входящие в его состав азот и кислород не являются горючими элементами и составляют внутренний балласт топлива. Азот и кислород способствуют процессу горения топлива.

Горючими элементами топлива являются углерод, водород и сера. Углерод – основной, горючий элемент топлива. Он имеет высокую теплоту сгорания (33600 кДж/кг) и составляет большую часть рабочей массы топлива (50-75% для твердых топлив и 80-85% для мазутов). Водород имеет высокую теплоту сгорания (примерно 130000 кДж/кг), однако его количество в твердых топливах невелико (Н = 2-6%) и несколько больше в жидких (около 10%). Это делает теплоту сгорания жидких топлив выше, чем  твердых.

Сера имеет невысокую теплоту сгорания (9000 кДж/кг). Содержание ее в топливах невелико (S = 0,2-4%), поэтому сера, как горючая составляющая, не ценится.

Наличие окислов серы в продуктах сгорания при определенных концентрациях опасно для организмов и растений и требует определенных мер и средств для ее улавливания или рассеивания в атмосфере.

Основными техническими характеристиками топлива являются: теплота сгорания; выход газообразных веществ при нагреве, зольность топлива, свойства зольного остатка, влажность и сернистость топлива.

Теплота сгорания Q является основной характеристикой топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания называют количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг твердого (жидкого) или 1 куб. м  газообразного топлива. Низшая теплота сгорания отличается от высшей на теплоту испарения влаги и влаги, образующейся при горении водорода. Чем больше влажность топлив, тем меньше будет величина низшей теплоты сгорания.

Высшая величина сгорания твердого и жидкого топлива определяется экспериментально. Низшая теплота сгорания положена в основу классификации топлив.

Выход летучих веществ. Если сухую массу топлива поместить в тигель и постепенно нагревать в инертной среде без доступа воздуха, то будет происходить уменьшение ее массы. При высоких температурах начинается разложение кислородосодержащих молекул топлива с образованием газообразных продуктов, получивших название летучих веществ. Выход летучих веществ из твердых топлив происходит в интервале температур от 110 до 1100ºС.

Выход летучих веществ определяет температуру воспламенения топлива и условия его хранения, сильно влияет на конструкцию топок, где сжигается это топливо.

Чем больше выход летучих веществ, тем легче воспламеняется топливо (газообразные, летучие вещества имеют низкую температуру воспламенения).

Зольность топлива. В процессе горения топлива его минеральная часть подвергается химическим преобразованиям. Масса несгораемого остатка – золы оказывается на 10-15% меньше, чем масса исходной минеральной части топлива и существенно отличается от нее по составу. Свойства золы играют большую роль при сжигании топлива.

Образовавшаяся после сгорания топлива зола – это смесь минералов, а их сплавы, возникающие в зоне высоких температур, называют шлаками. Суммарное количество золы и шлаков принято называть зольностью топлива. Температуры плавления отдельных минералов и их сплавов сильно различаются и находятся в пределах от 600 до 3000 ºС. Поэтому плавление представляет собой процесс постоянного размягчения от твердого до жидкого состояния по мере роста температуры.

Влажность топлива. Влажность топлива (W) в процентах от его рабочей массы определяется опытным путем сушки при температуре 105 ºС до достижения постоянства массы.

Большая влажность топлива вызывает трудности при сжигании. Снижается теплота сгорания, растет расход топлива, увеличиваются потери тепла с уходящими газами. Влажность топлива вызывает усиление коррозии металла отдельных конструкций топок, приводит к повышенному загрязнению поверхностей нагрева.

Сернистость топлива. При сжигании сера создает серьезные экологические проблемы. Окислы серы и азота, образующиеся в зоне высоких температур, представляют большую опасность для жизнедеятельности. Для улавливания этих окислов строят сложные очистные сооружения, что приводит к удорожанию примерно вдвое энергетических установок.

Рассмотрим характеристики отдельных видов топлив, которые зависят от химического возраста этих топлив.

Торф. Самый молодой вид топлива. Энергетические установки сжигают преимущественно фрезерный торф, получаемый путем срезания с поверхности тонкого слоя фрезами. Фрезерный торф имеет высокую влажность рабочей массы (W до 50% и более) и в связи с этим низкую теплоту сгорания Q = 8500 кДж/кг. Как молодое топливо торф обладает большим выходом летучих веществ (V = 70%), что позволяет успешно его сжигать в пылевидном состоянии. Из-за большой влажности и низкой теплотворности его не перевозят на дальние расстояния. Торф используют как местное сырье.

Бурые угли по содержанию влаги в рабочей массе делятся на сильно влажные, повышенно влажные, влажные. Кроме большой влажности, бурые угли имеют высокую зольность и невысокую теплоту сгорания (Q = 6700 -17000 кДж/кг), поэтому дальние перевозки также нецелесообразны. Большой выход летучих веществ обеспечивает высокоэкономичное сжигание этих углей в виде подсушенной пыли.

Каменные угли объединяют большое количество углей различного химического возраста. Молодые каменные угли по выходу летучих веществ, близки к бурым углям, но имеют меньшую влажность и зольность. Это увеличивает их теплоту сгорания (Q = 19000-27000 кДж/кг). Средняя по возрасту группа углей отличается повышенной зольностью. Их теплота сгорания ниже, чем у молодых углей. Более старые угли имеют малую влажность, невысокую зольность и, соответственно, высокую теплотворную способность (Q =  25000-27000 кДж/кг), однако низкий выход летучих веществ затрудняет их воспламенение в топках.

Полуантрациты и антрацитыэто наиболее старые угли с низким выходом летучих веществ, низкой влажностью и зольностью. Также являются хорошим сырьем для металлургической промышленности.

Мазут. К техническим характеристикам жидкого топлива относятся вязкость и температура вспышки. Вязкость мазута положена в основу его маркировки. Она измеряется при определенных стандартных температурах как отношение времени вытекания через стандартное отверстие мазута и такого же количества воды и определяется в градусах условной вязкости.

С повышением температуры вязкость мазута уменьшается.

Температура вспышки мазута составляет 135-240 ºС в зависимости  от его вязкости. Теплота сгорания Q = 40000 кДж/кг.

Газы.  В качестве топлива используют преимущественно природный (естественный) горючий газ, а также различные виды искусственных (производственных) горючих газов. Газовое топливо, как правило, представляет собой смесь нескольких индивидуальных газов.

Естественные горючие газы подразделяется на собственно газы природные и газы нефтяные попутные.

Месторождения, содержащие только природное газовое топливо, в зависимости от состава последнего делятся на чисто газовые и газоконденсатные.

Природные газы преимущественно содержат метан и его гомологи (этан, пропан, бутан и другие). В них также присутствуют углекислый газ, азот, сероводород и другие. Природные газы – это высокоэкономичное энергетическое топливо, имеющее высокую теплоту сгорания (Q = 35000 кДж/кг и выше).

Газ чисто газовых месторождений состоит почти из одного метана. Этан и пропан содержатся в общем объеме в незначительных количествах, другие углеводороды и прочие газы практически отсутствуют. При таком составе (содержание гомологов менее 50 г/куб. м) газ называют бедным или тощим.

Газ газоконденсатных месторождений помимо метана содержит значительное количество высших углеводородов, главным образом пропан и бутан. Газ с высоким содержанием гомологов называют богатым или жирным.

Газы нефтяные попутные содержат в значительных количествах гомологи, в том числе высокомолекулярные предельные углеводороды, кроме того, в них присутствуют пары воды, углекислый газ, азот, сероводород, редкие газы - гелий, аргон. Попутный газ (нефтепромысловый) получают при разработке нефтяных месторождений. Количество газов (в куб. м), приходящихся на 1 тонну добытой нефти (т.н. газовый фактор), зависит от условий формирования и залегания нефтяных месторождений и может изменяться от 1-2 до нескольких тысяч куб. м/т нефти.

Искусственные газы содержат больше негорючих компонентов (балласта). Газы коксовых печей содержат до 57% водорода, 22% метана, около 7% окиси углерода, остальное – балластные газы. Теплота сгорания коксового газа около 17000 кДж/кг. Доменный газ содержат около 30% горючих компонентов, остальное - балласт. Поэтому теплота сгорания доменного газа низкая и немного превышает 4000 кДж/кг условного топлива.

 


  1.  Теоретические основы работы энергетических установок

2.1. Теплопередача, виды теплообмена

Теплопередачасовокупность необратимых процессов переноса тепла, происходящих в неравномерно нагретых телах (средах) или между телами с различными температурами через промежуточную среду.

Теплообмен – процесс распространения тепла от более нагретых тел к менее нагретым.

Различают следующие виды теплообмена:

- теплопроводность;

- конвекция;

- тепловое излучение (радиационное или лучистое излучение).

Теплообмен осуществляется с помощью теплообменных аппаратов (теплообменников) через рабочую среду, в качестве которой выступает вода или газ (пар).

По принципу действия теплообменники разделяются на поверхностные и смесительные. В первых аппаратах теплообмен осуществляется  рабочей средой через поверхность нагрева тел, во-вторых – путем непосредственного смешения горячей и холодной сред.

Поверхностные теплообменники разделяются на рекуперативные и регенеративные.

 В рекуперативных теплообменниках тепловой поток через стенку всегда идет в одном направлении (паровой котел, кипятильник, электрокалорифер и др.). Кроме того, в зависимости от направления теплового потока они могут быть нагревателями или холодильниками. В зависимости от рода теплообменной среды они могут быть парожидкостными (водяные печи саун,  водогрейные котлы), жидкостно-жидкостными (системы сетевой воды), газо-жидкостными (газовые водогрейные колонки) и газо-газовыми (пароперегреватель парового котла, промежуточный перегреватель пара).

В регенеративных теплообменниках тепловой поток меняет направление в зависимости от того, какая среда соприкасается со стенкой (греющая или нагреваемая), поскольку с одной и той же поверхностью нагрева соприкасаются горячая и холодная среда одновременно (регенеративные подогреватели конденсата, питательной воды).

Смесительные теплообменники применяют как для охлаждения, так и для нагревания газов и жидкостей. В качестве смешиваемых сред могут выступать вода и пар (барабан парового котла), вода и вода (системы горячего водоснабжения), вода и воздух (системы вентиляции, кондиционирования воздуха), газ и воздух (системы питания котельных агрегатов) и др. Одним из определяющих факторов в работе смесительных теплообменников является поверхность соприкосновения смешиваемых сред. Для увеличения поверхности соприкосновения сред жидкость обычно разбрызгивают, теплообменники загружаются пусковым материалом (коксом, хворостом и др.). Смесительные теплообменники допускают более полное использование тепла, чем поверхностные, но они применимы лишь, когда допустимо смешение сред.

Теплопроводность – один из видов теплопередачи (теплообмена), при котором перенос тепла имеет атомно-молекулярный характер. Явление теплопередачи возникает всегда, когда между телами или участками тела есть разница температур. В отличие от конвекции, перенос тепла происходит без каких-либо макроскопических движений в теле. Количественно теплопроводность характеризуется коэффициентом теплопроводности (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Вещество

Коэффициент теплопроводности

Вещество

Коэффициент теплопроводности

Серебро

0,96

Свинец

0,0827

Медь

0,92

Железо

0,077

Алюминий

0,504

Вода

1,36∙10-3

Никель

0,14

Воздух

5,6∙10-5

Механизм теплопроводности зависит от природы и физического состояния тела. В частности, в газах передача тепла происходит путем столкновения молекул друг с другом, в металлах тепло переносится в основном электронами, в жидкостях – ионами, в диэлектриках – колебаниями кристаллической решетки.

Конвекция – перенос тепла внутри области, заполненной жидкой или газообразной средой, вследствие перемещения вещества этой среды.

Различают естественную (свободную) и вынужденную конвекцию.

При естественной конвекции перемещение вещества происходит исключительно вследствие различия температур в отдельных местах, заполненных жидкостью или газом. Интенсивность конвекции при этом тем больше, чем больше разность температур, чем больше теплопроводность и коэффициент объемного расширения вещества, чем меньше его вязкость. Естественная конвекция имеет место, как в природных условиях, так и в технических устройствах.

При вынужденной конвекции перемещение вещества происходит главным образом под воздействием внешнего возбудителя (насоса, вентилятора, дымососа, мешалки и др.). Интенсивность переноса тепла при этом зависит как от перечисленных выше факторов для естественной конвекции, так и от скорости вынужденного движения. Вынужденная конвекция используется, в частности, при нагреве питательной воды котельных агрегатов дымовыми отходящими газами в конвективной зоне котла (экономайзер котла). Конвективными подогревателями воздуха с вынужденной конвекцией являются, например, батареи центрального отопления, электрокалориферы и др.

Тепловое излучение (температурное излучение) – электромагнитное излучение, обусловленное тепловой энергией излучающего тела (твердого, жидкого или газообразного). Происходит в результате колебаний электрически заряженных частиц (электронов, ионов) в веществе. При тепловом излучении имеет место устойчивое равновесное состояние, причем в спектре теплового излучения присутствуют электромагнитные волны разной длины волны (сплошной спектр), амплитуда которых зависит от температуры. При низких температурах имеет место инфракрасное (сравнительно низкочастотное невидимое) излучение, при высоких температурах – видимое и ультрафиолетовое излучение. Например, при нагревании тугоплавкого тела (угля, металла) до температуры около 500 °С появляется видимое темно-красное свечение этого тела. При температуре тела около 1500 °С свечение переходит в белое каление.

Основными характеристиками теплового излучения являются:

- излучательная способность тела – количество энергии, излучаемой в единицу времени с единицы поверхности тела в интервале определенных частот;

- поглощательная способность тела – отношение для данного интервала частот количества энергии, поглощаемой единицей поверхности тела, к количеству энергии, падающей на ту же поверхность за то же время.

Основной закон теплового излучения сформулирован Кирхгофом: отношение излучательной способности тела к его поглощательной способности не зависит от природы тела, являясь универсальной функцией температуры и частоты. Для абсолютно черного тела, например, сажи, поглощательная способность максимальна и равна единице. Свечение, не подчиняющееся закону Кирхгофа, не является тепловым (например, люминесцентным).

Отдача тепла лучеиспусканием имеет место, в частности, в топочных камерах котельных агрегатов. Нагревательные элементы (радиационные или лучевые, ширменные нагреватели), представляющие собой систему высокотемпературных металлических труб, размещают под потолком котла, и пропускают через них нагреваемое рабочее тело (питательную воду или пар).

2.2. Основные термодинамические процессы и законы (начала)  

термодинамики

На рис. 2.1 приведена упрощенная технологическая схема паросиловой конденсационной энергетической установки для производства электроэнергии.

Пар большого давления  и температуры подается из котельного агрегата КА (парогенератора) через пароперегреватель ПП в сопловые аппараты (см. т.1 на рис. 2.1) паровой турбины ПТ, имеющей несколько ступеней расширения пара. Расширяясь, пар вращает турбину, которая приводит во вращение электрогенератор ЭГ. При этом температура и давление пара в ПТ падают до некоторых конечных значений. После турбины (см. т.2 на рис. 2.1) пар направляется в конденсатор К (теплообменник, по трубам которого циркулирует охлаждающая вода), где конденсируется, превращаясь в воду. Эта вода поступает в питательный насос ПН (см. т.3 на рис. 2.1), который закачивает ее под определенным давлением (см. т.4 на рис. 2.1) в нагревательные трубы котельного агрегата КА. В нем вода сначала нагревается дымовыми газами из топки КА до температуры кипения, а затем влажный насыщенный пар нагревается в кипятильных трубах КА до состояния сухого насыщенного пара (см. т.5 на рис. 2.1). Далее этот пар поступает в пароперегреватель, где параметры пара (давление и температура) доводятся до состояния, соответствующего т.1 на рис. 2.1. Так замыкается термодинамический цикл работы установки.

Рис. 2.1. Схема паросиловой конденсационной установки

В процессе теплообмена с котельным агрегатом и конденсатором рабочее тело меняет такие свои параметры, как давление, объем и температура в зависимости от характера теплопередачи. Как известно [2,4], изменение этих параметров может происходить изотермически (при постоянстве температуры), адиабатически (при постоянстве совершаемой работы), изохорически (при постоянстве объема) и изобатически (при постоянстве давления). Из этих термодинамических процессов в процессе преобразования полученного количества теплоты от котельного агрегата образуются замкнутые термодинамические циклы рабочего тела.

Энергетические установки на органическом топливе всегда используют перегретый пар. В настоящее время температура пара конденсационных установок с промежуточным перегревом пара перед турбиной обычно достигает 540-560оС при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа, а без промежуточного перегрева – до 535 оС при давлении до 8,8 МПа.

Энергетические установки на ядерном топливе широко используют насыщенный пар, начальные параметры которого на входе в турбину зависят как от технологической схемы установки, так и от типа применяемой турбины (конденсационной или с регулируемыми отборами пара).

Таким образом, энергия сгораемого топлива идет на нагрев питательной воды и пара в паровом котле. Энергия пара парового котла (теплогенератора) преобразуется в механическую энергию вращения паровой турбины с электрогенератором на валу. Кроме того, она расходуется на промежуточный перегрев пара, регенерацию (регенеративный подогрев питательной воды), теплофикацию самой электростанции и жилых массивов (сетевой подогрев) и др. Заметим, что рабочее тело (питательная вода и пар) получает тепловую энергию от нагревателя (котельного агрегата), имеющего больший запас внутренней энергии, а затем отдает тепловую энергию холодильнику-конденсатору, имеющему меньший запас энергии.

Термодинамическое состояние тепловых двигателей характеризуется важными термодинамическими функциями состояния – энтальпией и энтропией.

Энтальпия h – термодинамическая функция, характеризующая теплосодержание системы (количество теплоты или работу). Она определяется соотношением:

h = ∆U + pV, (2.1)

где ∆U – изменение внутренней энергии системы при ее переходе из одного термодинамического состояния в другое;

p – давление пара;

V – объем пара.

Энтальпия отражает 1-й закон термодинамики -  количество теплоты, подведенное к системе, идет на изменение ее внутренней энергии и на совершение системой работы. По сути, энтальпия, имеющая размерность энергии, является частной формой закона сохранения энергии. Теплота Q, равная h, полученная системой при переходе ее из одного состояния в другое, частично расходуется на совершение работы пара (A = pV), а частично идет на увеличение ее внутренней энергии на величину ∆U. Внутренняя энергия системы является функцией состояния системы, т.е. величина ∆U не зависит от пути перехода из одного состояния в другое, а зависит лишь от начального и конечного состояний. При постоянном давлении количество теплоты, поглощенной системой при переходе из одного состояния в другое, равно приращению энтальпии. Иными словами, согласно (2.1) работа пара при адиабатическом расширении (или сжатии) равны убыли ∆U его внутренней энергии. Как следствие, количество теплоты, полученное паром, полностью превращается в работу при изотермическом процессе, при котором внутренняя энергия остается неизменной (∆U=0).

Энтропия s – термодинамическая функция, характеризующая изменение энергии в процессе перехода из одного равновесного состояния в другое. Энтропия отражает 2-й закон термодинамики, определяющий статистическую направленность изменения состояния системы – замкнутая система самопроизвольно переходит из менее вероятного в более вероятное состояние. Полагается, что тепло не может самопроизвольно переходить от более холодного к более горячему телу так, чтобы не произошло каких-либо изменений в других телах.  В необратимых тепловых процессах передачи тепла от сжигаемого топлива рабочему телу (пару), что характерно для реальных тепловых двигателей, энтропия возрастает и определяется соотношением

sQ/T, (2.2)

где T – абсолютная температура системы;

Q – количество тепла, поглощенного системой.

Заметим, что при совершении полезной работы, т.е. при преобразовании тепловой энергии рабочего тела в механическую энергию, энтропия всегда нарастает, что сопровождается отводом тепла в окружающую среду вместе с охлаждающей водой, охлаждающей средой электрогенератора и др. Следовательно, тепловые двигатели неизбежно приводят к постепенному повышению средней температуры окружающей среды, вероятности возникновения «парового эффекта» и иным отрицательным для экологии последствиям.

2.3. Термодинамические циклы тепловых двигателей

Энергетические установки тепловых и атомных электростанций представляют собой тепловые двигатели (паросиловые установки), способные превращать полученное при теплообмене рабочим телом количество теплоты в механическую энергию. Механическая работа в тепловых двигателях производится в процессе расширения некоторого вещества, называемого рабочим телом. В качестве рабочего тела используется питательная вода и водяной пар. Механическая энергия вращения паровой турбины с помощью электрогенератора преобразуется в электрическую энергию. К тепловым двигателям относят не только паровые машины, но и двигатели внутреннего сгорания, дизельные двигатели и т.д. Характерной особенностью работы таких машин является циклический процесс теплопередачи и преобразования полученного количества теплоты в работу. Для этого рабочее тело должно совершать круговой процесс или термодинамический цикл, при котором периодически восстанавливается исходное состояние рабочего тела. Наибольшее распространение в производстве механической энергии получили тепловые двигатели, работающие по термодинамическим циклам Ранкина и Карно. Именно они определяют теоретические и реальные показатели эффективности, экономичности работы того или иного теплового двигателя и энергетической установки в целом. Различным типам тепловых двигателей присущи различные круговые термодинамические циклы рабочего тела.

2.3.1. Термодинамический цикл Карно

В 1824 году французский инженер С. Карно рассмотрел круговой процесс, состоящий из двух изотерм и двух адиабат (рис. 2.2.).

 

Рис. 2.2. Термодинамический цикл Карно

Цикл Карно совершает газ, находящийся в цилиндре под поршнем. На изотермическом участке (1-2) газ нагревают тепловым резервуаром с температурой T1, подводя к газу некоторое количество теплоты  Q1 . Газ изотермически расширяется, совершая работу A12. На адиабатическом участке (2-3) газ помещают в адиабатическую оболочку, и он продолжает расширяться без теплообмена, совершая работу A23 . При этом температура газа падает до значения T2. На изотермическом участке (3-4) газ приводят в тепловой контакт с холодным резервуаром, и происходит его сжатие. При этом газ отдает тепло Q2 , совершая отрицательную работу A34 . На последнем участке адиабатического сжатия (4-1) газ вновь помещают в адиабатическую оболочку. При сжатии газа его температура повышается до значения T1 и совершается отрицательная работа A41 . Полная работа газа за цикл равна сумме работ на отдельных участках:

 A = A12 + A23 + A34 + A41 .          (2.3)

На диаграмме (p,V) эта работа равна площади цикла. Заметим, что в замкнутом цикле A23 = - A41. Тогда

A = A12 + A34 .             (2.4)

КПД цикла Карно представляет собой отношение теплоты, израсходованной на совершение работы, к подведенной теплоте:

.         (2.5)

Карно предложил выражать КПД цикла через температуры нагревателя и холодильника:

.            (2.6)

Цикл Карно – наиболее эффективный круговой процесс из всех возможных при неизменных температурах нагревателя и холодильника, поскольку отсутствует теплообмен рабочего тела и окружающей среды при конечной разности их температур, когда тепло может передаваться без совершения работы. Заметим, что идеальное устройство, работающее по циклу Карно, является обратимой тепловой машиной, т.к. обход цикла против часовой стрелки будет соответствовать холодильной машине.

Один из самых распространенных тепловых двигателей – двигатель внутреннего сгорания (ДВС) – использует при работе тот или иной термодинамический цикл, соответствующий реальному циклу Карно. Существуют два типа ДВС – бензиновый и дизель. Круговые термодинамические процессы изображаются на диаграмме (p,V) газообразного рабочего тела (смеси паров бензина или дизельного топлива с воздухом) с помощью замкнутых кривых (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Термодинамические циклы карбюраторного бензинового ДВС (1)

и дизельного двигателя (2)

Цикл карбюраторного бензинового двигателя состоит из двух изохор (1-2, 3-4) и двух адиабат (2-3, 4-1).  При расширении газ совершает положительную работу, равную площади под кривой 2-3, при сжатии – отрицательную работу, равную площади под кривой 4-1. Полная работа за цикл определяется разницей этих площадей.

Дизельный двигатель работает по циклу, состоящему из двух адиабат (1-2, 3-4), одной изобары (2-3) и одной изохоры (4-1). Площадь внутри цикла отражает полную работу газа за цикл.

Реальный КПД карбюраторного двигателя порядка 30%, дизельного – порядка 40%.

2.3.2. Термодинамический цикл Ранкина

В турбоустановках ТЭС преобразование теплоты в работу осуществляется на перегретом паре, а на  АЭС, как правило, на насыщенном паре. Рассмотрим схему паросиловой установки конденсационной электростанции (КЭС), приведенной на рис 2.1.

Преобразование энергии на КЭС производится на основе термодинамического цикла Ранкина (Рэнкина). 

Цикл Ранкина - идеальный термодинамический цикл (круговой процесс), в котором совершается превращение теплоты в работу (или работы в теплоту); принимается в качестве теоретической основы для приближённого расчёта реальных циклов, осуществляемых в паросиловых установках. Назван по имени У. Дж. Ранкина, одного из создателей технической термодинамики.

Рассмотрим цикл Ранкина (рис. 2.4) на трех термодинамических диаграммах (p,V), (T,s) и (h,s).

Рис. 2.4. Термодинамические диаграммы (p,V), (T,s) и (h,s) цикла Ранкина

Цикл Ранкина осуществляется следующим образом:

- в паровом котле происходит испарение рабочего тела (воды), а в пароперегревателе происходит перегрев нового рабочего тела (пара) при постоянном давлении P1 = const и расширяющемся объеме, что соответствует участку (4-5-1) диаграмм (изобаре); термодинамический процесс в самом котле (4-5) является изобарно-изотермическим;

- в паровой турбине пар адиабатически расширяется, что соответствует участку (1-2) диаграммы (адиабате), совершая работу; при этом давление пара падает до остаточного давления P2 ;

- в конденсаторе пар конденсируется при постоянном давлении, превращаясь в воду, что соответствует участку (2-3) диаграммы (изобаре);

- конденсат (питательная вода) подаётся насосом в экономайзер, что соответствует участку (3-4) диаграммы (изохоре), где испаряется.

Так замыкается термодинамический цикл работы паросиловой установки.

Работа 1 кг пара, совершаемая в цикле Ранкина, на диаграммах состояния (p,V), (T,s) и (h,s) характеризуется площадью 1-2-3-4-5 (см. рис. 2.4).

Цикл Ранкина отличается от цикла Карно тем, что подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара в турбине и повышение давления воды в насосах - при постоянной энтропии.

2.3.3. Энергетические показатели цикла Ранкина

При идеальном протекании всех процессов, как показано на рис. 2.4, энергетические показатели цикла на 1 кг перегретого пара определяются следующими соотношениями.

Из диаграммы (T,s) следует, что теплота подводится к рабочему телу в процессах (4-5-1), у которых энтропия возрастает (ds > 0) при постоянстве давления P1 = const.

Подводимая к рабочему телу теплота, как это следует из диаграммы (h,s) на рис. 2.4,

Q1 = h1h4 , Дж .             (2.7)

Теплота отводится от рабочего тела в процессе (2-3), когда энтропия падает (ds < 0) при постоянстве давления P2 = const. Отсюда

Q2 = h2h3 , Дж.             (2.8)

Работа сжатия воды в насосе

, Дж.            (2.9)

Разность между подведенной  Q1 и отведенной Q2 теплотой представляет собой теплоту цикла, превращенного в работу:

.  (2.10)

Как следует из диаграммы (h,s) на рис. 2.4, разность энтальпии  на участке (3-4) работы насоса (работа  A34) ничтожно мала, и при расчете работы (теплоты) цикла ей можно пренебречь.

Теоретический КПД турбины и термический КПД цикла Ранкина отношением полезной работы к затраченной теплоте:

. (2.11)

Для цикла на насыщенном паре используются аналогичные соотношения, в которых точка 1 диаграммы (h,s) заменена точкой 5 с координатами s5, h5, а точка 2 заменена точкой пересечения равновесной прямой s5 = const с изобарой (2-3) P2 = const. Граница насыщенного и перегретого пара, соответствующая области кипения рабочего тела, обозначена на диаграммах рис. 2.4 буквой К.

Реальный КПД цикла Ранкина с насыщенным паром составляет 0,29-0,36, а с перегретым паром - 0,34-0,46. Низкий КПД паросиловой установки, работающей по циклу Ранкина, обусловлен тем, что вода в отличие от газа и пара является менее совершенным носителем тепла. Отсюда цикл Ранкина слабо заполняет площадь внутри цикла Карно (см. рис. 2.2 и 2.4).

Кроме того, фактический КПД турбины и термический КПД цикла Ранкина будут меньше теоретического, определенного по выражению (2.11), по ряду причин. Во-первых, в реальных турбинах работа, совершаемая паром, равна действительному теплоперепаду, который меньше адиабатного из-за необратимости процесса расширения. Во-вторых, имеют место потери в пароводяном тракте, что требует энергетических затрат на восполнение питательной воды. В-третьих, КПД насоса, котельного агрегата, паровой турбины, генератора и трубопроводов отличны от 100% . Внутренний относительный КПД турбины 0,8-0,9, механический КПД турбины 0,98-0,99, КПД электрического генератора 0,98-0,99, КПД трубопроводов пара и воды 0,97-0,99, КПД котлоагрегата 0,9-0,94. Общий КПД современной КЭС - 35-42%.

Увеличение КПД КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины.

На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13-17 МПа или сверхкритическое 23-25 МПа. Начальную температуру свежего пара, а также температуру после промежуточного перегрева принимают равной 540-570°С. В России и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30-35 МПа при 600-650°С. Промежуточный перегрев пара обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления - двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7-9. Конечная температура подогрева питательной воды 260-300°С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе турбины 0,003-0,005 МПа (0,03 – 0,05 атм.).

Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами, осветительными установками и т.д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной - до 5%. Значительная часть энергии (около половины энергии, затрачиваемой на собственные нужды) расходуется на привод питательных насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод питательных насосов; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается.

Различают КПД КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и КПД КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими показателями, равноценными КПД, служат также удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива с теплотой сгорания 29,3 МДж/кг (7000 ккал/кг), равные для КЭС соответственно 8,8 - 10,2 МДж/кВт∙ч (2100 - 2450 ккал/кВт∙ч) и 300-350 г/кВт∙ч.

Повышение КПД, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений. Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т.д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).


3. Тепловые и атомные энергетические установки

3.1. Тепловые электростанции

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 века и к середине 70-х гг. 20-го века ТЭС стали основным типом электрических станций в мире. Доля вырабатываемой ими электроэнергии в России составляет около 70-80% и около 70% в мире.

Большинство городов России снабжаются электрической энергией именно от ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды и пара. Несмотря на более высокий КПД, такая система является довольно-таки непрактичной, т.к. в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, поскольку эффективность централизованного теплоснабжения сильно снижается вследствие уменьшения температуры теплоносителя. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме становится экономически более выгодна, чем централизованное теплоснабжение.

На ТЭС химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется сначала в тепловую, затем в механическую, и, наконец, в электрическую энергию.

Тепловые электростанции, использующие химическую энергию органического топлива, классифицируются по следующим главным признакам:

- по типу тепловых двигателей;

- по начальному давлению пара;

- по характеру потребителей и району обслуживания;

- по видам вырабатываемой и отпускаемой потребителям энергии.

В зависимости от типа теплового двигателя (энергетической установки) ТЭС делятся на паротурбинные, газотурбинные, бензиновые и дизельные. Паротурбинные ТЭС составляют основу Российской энергетики.

Топливом для ТЭС могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут. Наибольший удельный вес в структуре ТЭС составляют пылеугольные и газомазутные электростанции.

По начальному давлению пара различают: паротурбинные ТЭС низкого и среднего давления (до 3 МПа); высокого и сверхвысокого давления (до 14 МПа); сверхкритического давления (выше 22,5 МПа).

По характеру потребителей и району обслуживания ТЭС делятся на:

- государственные районные электростанции (ГРЭС) большой мощности, работающие на общую сеть и питающие электроэнергией потребителей, расположенных иногда на большом расстоянии от электростанции;

- электростанции местного значения; они рассчитаны на обслуживание небольшого района и иногда не присоединены к районной сети. К этой категории относятся коммунальные, промышленные и железнодорожные ТЭС.

По видам вырабатываемой и отпускаемой потребителям энергии ТЭС подразделяются на электростанции, вырабатывающие только электрическую энергию, называемые конденсационными электростанциями (КЭС), или совместно электрическую и тепловую энергию в виде пара низкого давления или горячей воды, называемые теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

3.1.1. Тепловые схемы ТЭС

Процесс преобразования тепловой энергии в электрическую энергию отражается на упрощенных (принципиальных) или полных тепловых схемах.

Принципиальная тепловая схема ТЭС показывает основные потоки теплоносителей, связанные с основным и вспомогательным оборудованием в процессах преобразования теплоты для выработки и отпуска электроэнергии и теплоты. Практически принципиальная тепловая схема сводится к схеме пароводяного тракта ТЭС (энергоблока), элементы которого обычно представляют в условных изображениях.

Упрощенная (принципиальная) тепловая схема теплоэнергетической установки, работающей на угле, представлена на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Упрощенная тепловая схема паротурбинной пылеугольной

ТЭС и внешний вид колеса паровой турбины

Уголь подается в топливный бункер 1, а из него — в дробильную установку 2, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится в пароперегревателе до температуры 400—650 °С и под давлением 3—25 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4. Параметры перегретого пара T0, P0 (температура и давление на входе в турбину) зависят от мощности агрегатов. На КЭС весь пар идет на выработку электроэнергии. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения (на рис. 3.1 штриховая линия). Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии.

Полная тепловая схема (ПТС) отличается от принципиальной тем, что на ней полностью отображаются оборудование, трубопроводы, запорная, регулирующая и защитная арматура. Полная тепловая схема энергоблока состоит из схем отдельных узлов, в том числе дается общестанционный узел (баки запасного конденсата с перекачивающими насосами, подпитка тепловой сети, подогрев сырой воды и т.п.). К вспомогательным трубопроводам относятся трубопроводы обводные, дренажные, сливные, вспомогательные, отсосов паровоздушной смеси. Обозначения линий и арматуры ПТС приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Обозначения линий и арматуры полных тепловых схем электростанций


3.1.1.1. Тепловые схемы КЭС

Большинство КЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт∙часа электроэнергии затрачивается несколько сот граммов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору (см. рис. 3.1). Вал турбины жестко соединен с валом генератора. Современные паровые турбины для ТЭС являются быстроходными (3000 об/мин) высокоэкономичными машинами с большим ресурсом работы.  КЭС большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на единицу выработанной электроэнергии, так как, чем выше начальные параметры  P0  и T0 перед турбиной и ниже конечного давление пара Pк, тем выше КПД установки. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру - до 650 °С и давление — до 25 МПа.

На рисунке 3.3 представлены типичные упрощенные тепловые схемы КЭС на органическом топливе. По схеме рисунка 3.3,а подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева tпер; по схеме рисунка 3.3,б наряду с передачей теплоты при этих условиях, теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давлении турбины.

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую – схемой с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше.

По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8.

Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии металла в трактах воды и пара. В то же время, деаэратор в ряде тепловых схем КЭС может отсутствовать. При таком, так называемом нейтрально-кислородном, водном режиме в питательную воду подаются в определенном количестве кислород, пероксид водорода или воздух; деаэратор в схеме при этом не нужен.

Рис. 3.3.  Типичные тепловые  схемы  паротурбинных конденсационных

установок на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (а)

и с промежуточным перегревом (б)

Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях 10, перепускает каскадно в деаэратор 8, а конденсат греющего пара подогревателей 6 подается дренажным насосом 7 в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора 4.

Описанные тепловые схемы являются в значительной мере типовыми и незначительно меняются с ростом единичной мощности и начальных параметров пара.

Деаэратор и питательный насос делят схему регенеративного подогрева на группы ПВД (подогреватель высокого давления) и ПНД (подогреватель низкого давления). Группа ПВД состоит, как правило,  из двух-трех подогревателей с каскадным сливом дренажей вплоть до деаэратора. Деаэратор питается паром того же отбора, что и предвключенный ПВД. Такая схема включения деаэратора по пару широко распространена. Поскольку в деаэраторе поддерживается постоянное давление пара, а давление в отборе снижается пропорционально снижению расхода пара на турбину, такая схема создает для отбора запас по давлению, который реализуется в предвключенном ПВД. Группа ПНД состоит из трех-пяти регенеративных и двух-трех вспомогательных подогревателей. При наличии испарительной установки (градирни) конденсатор испарителя включается между ПНД.

КЭС, производящие только электричество, имеют невысокий КПД (30 - 40%), так как большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через конденсаторы пара, градирни, теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора.


3.1.1.2. Когенерация. Тепловые схемы ТЭЦ

Совместное производство электрической и тепловой энергии (применение принципа когенерации) позволяет использовать большую часть тепла для удовлетворения тепловых потребностей производства и населения, что позволяет поднять КПД ТЭС с 30-50% теоретически до 80-90% в системах когенерации (практически – до 60-75%).

Сравнение между когенерацией и раздельным производством электричества и тепла, основанное на типичных значениях КПД электростанций и котельных установок, приводится в таблице 3.1. 

   Таблица 3.1

Раздельное производство электроэнергии и тепла

Когенерация

Уровень распространения когенерации в мире позволяет утверждать, что это наиболее эффективная (из существующих) технология энергообеспечения для огромной части потенциальных потребителей. Выгоды от использования систем когенерации условно делятся на четыре группы, тесно связанные друг с другом: экономика, надежность, утилизация тепла, экология.

ТЭЦ отличается  от  КЭС установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери воды с охлаждающей водой сокращаются или вообще отсутствуют (на установках с турбогенераторами с противодавлением). Однако доля энергии пара, преобразованной в электрическую энергию, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60—75%.

Такие станции строят обычно вблизи потребителей — промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе.

Мощность паровых турбин в одновальном исполнении достигает 1200 МВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т.е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. При этом давление и температура пара постепенно снижаются, а его объем возрастает.

В схемах с турбинами с противодавлением (типа Р) (рис. 3.4,а) конденсатор отсутствует и весь отработавший пар подается тепловому потребителю, поэтому существует прямая зависимость между количеством вырабатываемой электрической энергии и расходом этого пара, т.е. в этом случае ТЭЦ работает по тепловому графику. При пониженных электрических нагрузках часть пара необходимо пропускать помимо турбины через редукционно-охладительное устройство (РОУ); при высоких электрических нагрузках и небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающее количество электроэнергии должно вырабатываться на электростанциях с турбинами конденсационного типа. Количество получаемой электроэнергии при максимальном пропуске пара через турбину с противодавлением может быть большим, чем это требуется для производства, которое обслуживает данная ТЭЦ; излишек выработанной электроэнергии передается в районную электрическую сеть. Таким образом, установка будет использоваться достаточно эффективно только в случае, если она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть выбрано таким, какое требуется потребителю.

При минимальном расходе тепла снижается и электрическая мощность ЭС, тогда недостающее количество электроэнергии получают от районной электросети.

Следовательно, турбины с противодавлением не могут быть установлены на изолированно работающей электростанции (не присоединенной к районной электрической сети) без совместной их установки с конденсационными турбинами, имеющими мощность, достаточную для покрытия требуемого электрического графика при наименьшем потреблении тепла.

На установках с турбинами, имеющими регулируемые отборы
(рис. 3.4,
б), выработка электрической энергии и отпуск теплоты могут изменяться независимо в достаточно широких пределах. При этом полная номинальная электрическая мощность, если это требуется, может быть достигнута в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или даже три регулируемых отбора. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П) или на теплофикацию (турбины типа Т). При двух регулируемых отборах либо оба отбора являются теплофикационными (турбины типа Т), либо один из них является производственным, а другой — теплофикационным (турбины типа ПТ). Существуют также установки с одним производственным и двумя теплофикационными отборами.

Рис. 3.4.  Схемы  ТЭЦ  на органическом топливе с турбиной  с  противодавлением  (а) и с турбиной с регулируемым отбором пара (б): 1 — паровой котел; 2 — РОУ;

3 — турбогенератор; 4 — тепловой потребитель; 5 — конденсатор; 6 — обратный конденсатный насос; 7 — конденсатный насос; 8 — пар от отбора; 9, 12 — пар на регенеративный подогрев и в деаэратор; 10, 14 — регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; II — деаэратор; 13 — питательный насос

3.1.2. Технологические схемы ТЭС

Технологический процесс преобразования исходного сырья (топлива) в конечный продукт (электричество) отражается на технологических схемах электростанций.

Технологическая схема ТЭС, работающей на углях, показана на рисунке 3.5.

Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.

Рис. 3.5. Технологическая схема пылеугольной электростанции

Ниже дана краткая характеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭЦ, работающей на угле.

1. Система пылеприготовления. Топливный тракт. Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1. Полувагоны с углём взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углём пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство - вагоноопрокидыватель 2, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 1800; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающее приёмные бункера. Уголь из бункеров подаётся питателями на транспортёр 4, по которому он поступает либо на угольный склад 3, либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6, в которые может также доставляться с угольного склада.

Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля 6, а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7. Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10, а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13.

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первого и второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт к газовым горелкам.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС. Становится ненужными угольный склад, дробильное отделение, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.

2. Газовоздушный тракт. Система шлакозолоудаления. Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором 14. Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33, которые перекачивают их в золоотвалы.

3. Пароводяной тракт. Перегретый в пароперегревателе пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22.

Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18  в деаэратор 20, в котором вода доводится до кипения; при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О2 и СО2 , что предотвращает коррозию пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая предварительный нагрев воды и существенно повышая КПД ТЭС.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.

Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины (см. ниже).

4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.

Потери пара и конденсата вследствие утечек в пароводяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).

5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25. Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню), где за счёт испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяются преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателем 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31. Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30.

7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идёт на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены также шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигателя агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32.

В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателя агрегатов собственных нужд обеспечивает надёжность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.

Принципиальное отличие технологической схемы газотурбинной энергетической установки (ГТУ) от паротурбинной заключается в том, что в ГТУ химическая энергия топлива превращается в механическую в одном агрегате - газовой турбине, вследствие чего отпадает необходимость в паровом котле.

Газотурбинная установка (рис. 3.6) состоит из камеры сгорания КС, газовой турбины ГТ, воздушного компрессора К и электрического генератора Г. Компрессор К засасывает атмосферный воздух, сжимает его в среднем до 6-10 кг/см2 и попадает в камеру сгорания КС. В камеру сгорания попадает и топливо (например, соляровое масло, природный или промышленный газ), которое сгорает в среде сжатого воздуха.

Рис. 3.6. Упрощенная технологическая схема газотурбинной электростанции

на жидком или газовом топливе: (Т - топливо; В - воздух; КС - камера сгорания;

ГТ - газовая турбина; К - воздушный компрессор; Г - электрический генератор).

Горячие газы с температурой 600-800 °С из камеры сгорания поступают в газовую турбину ГТ. Проходя через турбину, они расширяются до атмосферного давления и, двигаясь с большой скоростью между лопатками, вращают вал турбины. Отработавшие газы через выхлопную трубу уходят в атмосферу. Значительная часть мощности газовой турбины затрачивается на вращение компрессора и других вспомогательных устройств.

Основными преимуществами газотурбинных установок по сравнению с паротурбинными являются:

- отсутствие котельной установки и химводоочистки;

- значительно меньшая потребность в охлаждающей воде, что дает возможность применять ГТУ в районах с ограниченными водными ресурсами;

- значительно меньшее количество эксплуатационного персонала;

- быстрый пуск в ход;

- более низкая стоимость вырабатываемой электроэнергии.

3.1.3. Компоновочные схемы ТЭС

ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудованной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину – дубль-блоком. 

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т.е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электростанции. Процессы наладки основания нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P0≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P0≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P0=23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции (рис. 3.7, 3.8).

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.

В условиях тёплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии, на в США и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т.п. на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2-0,3 м3/кВт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и другие грузоподъёмные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

Рис. 3.7. Пространственная схема размещения оборудования и сооружений

энергоблока пылеугольной электростанции:

I — помещение парогенераторов; II — машинный зал, III — насосная стпнция охлаждающей воды; 1 — разгрузочное устройство; 2 — дробильная установка; 3 — водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 — пароперегреватели; 5, 6 – топочная камера; 7 — пылеугольные горелки; 8 - парогенератор; 9 — мельничный вентилятор; 10 —бункер угольной пыли; 11 — питатели пыли; 12 — трубопроводы пара промежуточного перегрева; 13 — деаэратор; 14 — паровая турбина; 15 — электрический генератор; 16 — повышающий электрический трансформатор; 17 — конденсатор; 18 — подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 — конденсатные насосы; 20 — регенеративные ПНД; 21 — питательный насос; 22 — регенеративные ПВД; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловитель; 25 — шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ — — электроэнергия высокого напряжения

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) - в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование - в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть - моноблок электростанции.

  Рис. 3.8. Компоновка главного корпуса газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт: 1 - однокорпусный паровой котел, 2 - турбина; 3 - конденсатор; 4 - генератор; 5 - возбудитель; 6 — трубопровод питательного турбонасоса; 7 – питательный насос;  8 -деаэраторный бак; 9 - деаэраторная колонка давлением 0,7 МПа; 10, 11 – подогреватели низкого давления смешивающего типа; 12 - дымовая труба; 13 - воздуходувка, 14 – регенеративный воздухоподогреватель; 15 - монтажный кран; РУСН - распределительное устройство собственных нужд.

Для турбин мощностью 150-1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500-3600 м3/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль-блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами

Размеры главного корпуса определяются размещаемым в нём оборудованием и составляют на один блок, в зависимости от его мощности, по длине от 30 до 100 м, по ширине от 70 до 100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной - 50 м и более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближённо удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7- 0,8 м3/кВт, а на газомазутной - около 0,6 - 0,7 м3/кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и др. условий, 25-70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в СССР обслуживаются персоналом из расчёта 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность, отдаваемая КЭС, ограничивается водными и топливными ресурсами, а также требованиями охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выброс с продуктами сгорания топлива твёрдых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничивают установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99%). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеивают сооружением высоких дымовых труб для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3-4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.

Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизируется управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т. д. Осуществляется комплексная автоматизация др. процессов КЭС, включая поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановку блоков, защиту оборудования при ненормальных и аварийных режимах.

3.1.4. Основное оборудование ТЭС

К основному оборудованию ТЭС относятся паровые котлы (парогенераторы), турбины, синхронные генераторы, трансформаторы.

Все перечисленные агрегаты стандартизованы по соответствующим показателям. Выбор оборудования определяется в первую очередь типом электростанции и ее мощностью. Практически все вновь проектируемые электростанции являются блочными, в качестве их основной характеристики используется мощность турбоагрегатов.

В настоящее время выпускаются серийные отечественные конденсационные энергоблоки ТЭС мощностью 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Для ТЭЦ наряду с блоками мощностью 250 МВт используются турбоагрегаты мощностью 50, 100 и 175 МВт, для которых блочный принцип сочетается с отдельными поперечными связями оборудования.

При заданной мощности электростанции номенклатура оборудования, включаемого в состав энергоблоков, выбирается по его мощности, параметрам пара и виду используемого топлива.

3.1.4.1. Паровые котлы

Паровой котел (ПК) - теплообменный аппарат для получения пара с давлением, превышающим атмосферное, образующий вместе со вспомогательным оборудованием котельный агрегат.

Характеристиками ПК являются:

- паропроизводительность;

- рабочие параметры пара (температура и давление) после первичного и промежуточного перегревателей;

- поверхность нагрева, т. е. поверхность, с одной стороны омываемая дымовыми газами, а с другой стороны – питательной водой;

- КПД, т.е. отношение количества тепла, содержащегося в паре, к теплотворной способности топлива, израсходованного для получения этого пара.

Расход пара на турбину устанавливается обычно для зимнего режима работы электростанции. Производительность парового котла должна выбираться с учетом увеличения расхода пара на турбину вследствие повышения давления в конденсаторе в летнее время года, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска теплоты и других расходов. В соответствие с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.

Характерными для ПК являются также вес, габариты, расход металла и имеющееся оборудование для механизации и автоматизации обслуживания.

Первые ПК имели шарообразную или близкую к ней форму. Такую форму имел и ПК, построенный в 1765 г. И. Ползуновым, создавшим первую универсальную паровую машину и тем самым положившим начало энергетическому использованию водяного пара. Сначала ПК изготовлялись из меди, затем из чугуна. В конце 18 века уровень развития чёрной металлургии дал возможность изготовить стальные цилиндрические ПК из листового материала путём склёпывания. Постепенные изменения в конструкциях ПК привели к многочисленным разновидностям. Цилиндрический котёл, имевший диаметр до 0,9 м и длину 12 м, монтировался с помощью кирпичной обмуровки, в которой выкладывались все газовые каналы. Поверхность нагрева такого ПК образовывалась лишь в нижней части котла.

Стремление к повышению параметров ПК привели к увеличению габаритов и увеличению числа потоков воды и пара. Увеличение числа потоков пошло по двум направлениям: созданию газотрубных котлов, в частности локомобильных газотрубных паровых котлов, и водотрубных котлов, являющихся основой современных котельных агрегатов. Увеличение поверхности нагрева водотрубных котлов сопровождалось увеличением габаритов и, в первую очередь, высоты ПК. КПД ПК достиг 93—95%.

Первоначально водотрубные ПК представляли собой ПК только барабанного типа, в которых пучки прямых или изогнутых труб (змеевики) сочетались с цилиндрическими стальными барабанами (рис. 3.9).

В топочной камере 1 расположены горелки 2, через которые в топку поступает смесь топлива с подогретым воздухом. Число и тип горелок зависят от их производительности, мощности блока и вида топлива. Наиболее распространены три вида топлива: уголь, природный газ и мазут. Уголь предварительно превращается в угольную пыль, которая с помощью воздуха вдувается через горелки в топку.

Стены топочной камеры изнутри покрыты трубами (экраны) 3, которые воспринимают тепло от горячих газов. В экранные трубы вода поступает по опускным необогреваемым трубам 5 из барабана 4, в котором постоянно поддерживается заданный уровень. В экранных трубах вода закипает и в виде пароводяной смеси движется вверх, попадая затем в паровое пространство барабана. Таким образом, при работе котла возникает естественная циркуляция воды с паром в контуре: барабан — опускные трубы — экранные трубы — барабан. Поэтому котел, изображенный на рис. 3.9, называется барабанным котлом с естественной циркуляцией. Отвод пара к турбине восполняется подачей в барабан котла питательной воды с помощью насосов.

Пар, поступивший из экранных труб в паровое пространство барабана, является насыщенным и в таком виде, хотя и имеет полное рабочее давление, еще не пригоден для использования его в турбине, так как обладает относительно небольшой работоспособностью. Кроме того, влажность насыщенного пара при расширении в турбине возрастает до пределов, опасных для надежности рабочих лопаток. Поэтому из барабана пар направляется в перегреватель 6, где ему сообщается дополнительное количество тепла, за счет чего он из насыщенного становится перегретым. При этом температура его повышается примерно до 560 °С и, соответственно, увеличивается его работоспособность. В зависимости от места расположения пароперегревателя в котле и, следовательно, от вида теплообмена, осуществляющегося в нём, различают радиационные, ширмовые (полурадиационные) и конвективные пароперегреватели.

Рис. 3.9. Принципиальная схема ПК барабанного типа:

1—топочная камера; 2 — горелка; 3 — экранные трубы; 4 — барабан;

5 — опускные трубы; 6 — пароперегреватель; 7 — вторичный (промежуточный) пароперегреватель; 8 — экономайзер; 9 — воздухоподогреватель.

Радиационные пароперегреватели размещают на потолке топочной камеры или же на стенках её, часто между трубами экранов. Они, как и испарительные экраны, воспринимают тепло, излучаемое факелом сжигаемого топлива. Ширмовые пароперегреватели, выполненные в виде отдельных плоских ширм из параллельно включенных труб, укрепляются на выходе из топки перед конвективной частью котла. Теплообмен в них осуществляется как излучением, так и конвекцией. Конвективные пароперегреватели располагают в газоходе котлоагрегата обычно за ширмами или за топкой; они представляют собой многорядные пакеты из змеевиков. Пароперегреватели, состоящие только из конвективных ступеней, обычно устанавливают в котлоагрегатах среднего и низкого давления при температуре перегретого пара не выше 440-510ºС. В котлоагрегатах высокого давления со значительным перегревом пара применяют комбинированные пароперегреватели, включающие конвективную, ширмовую, а иногда и радиационную части.

При давлении пара в 14 МПа (140 кгс/см2) и выше обычно за первичным перегревателем устанавливают вторичный (промежуточный) перегреватель 7. Он, так же как и первичный, образован из стальных труб, согнутых в змеевики. Сюда направляется пар, отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) турбины, и имеющий температуру, близкую к температуре насыщения при давлении 2,5 - 4 МПа. Во вторичном (промежуточном) пароперегревателе температура этого пара снова повышается до 560°С, соответственно увеличивается его работоспособность, после чего он проходит через цилиндр среднего давления (ЦСД) и цилиндр низкого давления (ЦНД), где расширяется до давления отработавшего пара (0,003—0,007 МПа). Применение промежуточного перегрева пара, несмотря на усложнение конструкции котла и турбины и значительное увеличение количества паропроводов, создает большие экономические преимущества по сравнению с котлами без промежуточного перегрева пара. Расход пара па турбину уменьшается примерно вдвое, а расход топлива уменьшается при этом на 4—5%. Наличие промежуточного перегрева пара уменьшает также влажность пара в последних ступенях турбины, в силу чего уменьшается износ лопаток капельками воды и несколько повышается КПД ЦНД турбины.

Далее, в хвостовой части котла расположены вспомогательные поверхности, предназначенные для использования тепла уходящих газов. Сюда относятся водяной экономайзер 8, где питательная вода подогревается перед поступлением в барабан, и воздухоподогреватель 9, служащий для подогрева воздуха перед подачей его в горелки и в схему пылеприготовления, что повышает КПД ПК. Охлажденные уходящие газы с температурой 120—150 °С отсасываются дымососом в дымовую трубу.

Дальнейшее совершенствование водотрубных ПК сделало возможным создания ПК, состоящего сплошь из стальных труб малого диаметра, в которые с одного конца поступает вода под давлением,
а с другого выходит пар заданных параметров, так называемого
прямоточного котла (рис. 3.10). Таким образом, это ПК, в котором полное испарение воды происходит за время однократного (прямоточного) прохождения воды через испарительную поверхность нагрева. В прямоточный ПК вода с помощью питательного насоса подаётся через экономайзер. В таком котле нет барабана и опускных труб.

Поверхность нагрева котла можно представить как ряд параллельных змеевиков, в которых вода по мере движения нагревается, превращается в пар и далее пар перегревается до нужной температуры. Эти змеевики располагаются и на стенах топочной камеры и в газоходах котла. В отношении топочных устройств, вторичного пароперегревателя и воздухоподогревателя прямоточные котлы не отличаются от барабанных.

Рис.   3.10.   Принципиальная схема прямоточного ПК:

1 — экраны нижней радиационной части; 2 — горелки; 3 — экраны верхней радиационной части;

4 — ширмовый пароперегреватель; 5—конвективный пароперегреватель; 6 — вторичный пароперегреватель; 7 — водяной экономайзер; 8 — подвод питательной воды; 9 — отвод пара к турбине; 10 — подвод пара от ЦВД для вторичного перегрева; 11 — отвод пара к ЦСД после вторичного перегрева; 12 — отвод дымовых газов к воздухоподогревателю.

В барабанных котлах по мере выпаривания воды концентрация солей в остающейся котловой воде растет, и требуется все время небольшую долю этой котловой воды в количестве примерно 0,5% выбрасывать из котла, чтобы не допустить нарастания концентрации солей выше определенного предела. Этот процесс называется продувкой котла. Для прямоточных котлов такой способ вывода накопленных солей неприменим ввиду отсутствия водяного объема, и поэтому нормы качества питательной воды для них значительно более жесткие.

Другим недостатком прямоточных ПК является увеличенный расход энергии на привод питательного насоса.

Прямоточные ПК устанавливают, как правило, на конденсационных электростанциях, где питание котлов осуществляется обессоленной водой. Применение их на теплоэлектроцентралях связано с повышенными затратами на химическую очистку добавочной (подпиточной) воды. Наиболее эффективны прямоточные ПК для сверхкритических давлений (выше 22 МПа), где другие типы котлов неприменимы.

В энергетических блоках применяют либо установку одного котла на турбину (моноблоки), либо двух котлов половинной производительности. К преимуществам дубль-блоков можно отнести возможность работы блока с половинной нагрузкой на турбине в случае повреждения одного из котлов. Однако наличие двух котлов в блоке существенно усложняет всю схему и управление блоком, что само по себе снижает надежность блока в целом. Кроме того, работа блока с половинной нагрузкой весьма неэкономична. Опыт ряда станций показал возможность работы моноблоков не менее надежно, чем дубль-блоков.

В блочных установках на давление до 130 кгс/см2 (13 МПа) применяются котлы как барабанного, так и прямоточного типа. В установках на давление 240 кгс/см2 (24 МПа) и выше применяются только прямоточные котлы.

Теплофикационный котёл  - это котлоагрегат теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающий одновременное снабжение паром теплофикационных турбин и производство пара или горячей воды для технологических, отопительных и др. нужд. В отличие от котлов КЭС в теплофикационных котлах обычно используют в качестве питателя воды возвращаемый загрязнённый конденсат. Для таких условий работы наиболее пригодны барабанные котлоагрегаты со ступенчатым испарением. На большинстве ТЭЦ теплофикационные котлы имеют поперечные связи по пару и по воде. В РФ на ТЭЦ наиболее распространены барабанные котлы паропроизводительностью 420 т/ч (давление пара 14 МПа, температура 560ºС). С 1970 на мощных ТЭЦ с преобладающими отопительными нагрузками при возврате почти всего конденсата в чистом виде применяют моноблоки с прямоточными котлами паропроизводительностью 545 т/ч (25 МПа, 545ºС).

К теплофикационным ПК можно отнести также пиковые водогрейные котлы, которые используют для дополнительного подогрева воды при повышении тепловой нагрузки сверх наибольшей, обеспечиваемой отборами турбин. При этом вода нагревается сначала паром в бойлерах до 110-120 ºС, а затем в котлах до 150-170 ºС. В РФ эти котлы устанавливают обычно рядом с главным корпусом ТЭЦ. Применение сравнительно дешёвых пиковых водогрейных теплофикационных котлов для снятия кратковременных пиков тепловых нагрузок позволяет резко увеличить число часов использования основного теплофикационного оборудования и повысить экономичность его эксплуатации.

Для теплоснабжения жилых массивов часто применяют водогрейные котлы типа КВГМ, работающие на газе. В качестве резервного топлива таких котлов применяют мазут, для подогрева которого применяют газомазутные барабанные паровые котлы.

3.1.4.2. Паровые турбины

Паровая турбина (ПТ) является тепловым двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию паровой струи, а последняя преобразуется в механическую энергию вращения ротора.

Попытки создать ПТ делались очень давно. Известно описание примитивной ПТ, сделанное Героном Александрийским (1 век до н. э.). Однако только в конце 19 века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, К.Г. Лаваль (Швеция) и Ч.А. Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга в 1884-1889 создали промышленно пригодные ПТ.

Лаваль применил расширение пара в конических неподвижных соплах в один приём от начального до конечного давления и полученную струю (со сверхзвуковой скоростью истечения) направил на один ряд рабочих лопаток, насаженных на диск. ПТ, работающие по этому принципу, получили название активных ПТ. Невозможность получения большой агрегатной мощности и очень высокая частота вращения одноступенчатых ПТ Лаваля (до 30000 об/мин у первых образцов) привели к тому, что они сохранили своё значение только для привода вспомогательных механизмов.

Парсонс создал многоступенчатую реактивную ПТ, в которой расширение пара осуществлялось в большом числе последовательно расположенных ступеней не только в каналах неподвижных (направляющих) лопаток, но и между подвижными (рабочими) лопатками. Реактивная ПТ Парсонса некоторое время применялась в основном на военных кораблях, но постепенно уступила место более компактным комбинированным активно-реактивным ПТ, у которых реактивная часть высокого давления заменена активным диском. В результате уменьшились потери на утечки пара через зазоры в лопаточном аппарате, турбина стала проще и экономичнее.

Активные ПТ электростанций развивались в направлении создания многоступенчатых конструкций, в которых расширение пара осуществлялось в ряде последовательно расположенных ступеней. Это позволило значительно увеличить единичную мощность ПТ, сохранив умеренную частоту вращения, необходимую для непосредственного соединения вала ПТ с вращаемым ею механизмом, в частности, электрическим генератором.

Существует несколько вариантов конструкций паровых турбин, позволяющих классифицировать их по ряду признаков.

По направлению движения потока пара различают аксиальные ПТ, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные ПТ, направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В РФ строят только аксиальные ПТ.

По числу корпусов (цилиндров) ПТ подразделяют на однокорпусные, двухкорпусные и трехкорпусные (с цилиндрами высокого, среднего и низкого давлений). Многокорпусная конструкция позволяет использовать большие располагаемые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные металлы в части высокого давления и раздвоение потока пара в части низкого давления. Вместе с тем, такая ПТ получается более дорогой, тяжёлой и сложной.

По числу валов различают одновальные ПТ, у которых валы всех корпусов находятся на одной оси, а также двухвальные или трехвальные, состоящие из двух или трех параллельно размещенных одновальных ПТ, связанных общностью теплового процесса, а у судовых ПТ - также общей зубчатой передачей (редуктором).

Неподвижную часть ПТ - корпус - выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъём которых совпадает с плоскостью разъёма корпуса. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы, образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему. В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения лабиринтового типа для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Лабиринтовые уплотнения устанавливают также в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел. На переднем конце вала устанавливают предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий ПТ при увеличении частоты вращения на 10-12% сверх номинальной. Задний конец ротора снабжают валоповоротным устройством с электрическим приводом для медленного (4-6 об/мин) проворачивания ротора после останова ПТ, что необходимо для равномерного его остывания.

На рис. 3.11 схематически показано устройство одной из промежуточных ступеней современной паровой турбины ТЭС. Ступень состоит из диска с лопатками и диафрагмы; диафрагма представляет собой вертикальную перегородку между двумя дисками, в которой по всей окружности против рабочих лопаток расположены неподвижные направляющие лопатки, образующие сопла для расширения пара. Диафрагмы выполняют из двух половин с горизонтальным разъемом, каждая из которых укреплена в соответствующей половине корпуса турбины.

Большое число ступеней заставляет выполнять турбину из нескольких цилиндров, размещая в каждом по 10—12 ступеней. У турбин с промежуточным перегревом пара в первом цилиндре высокого давления (ЦВД) обычно располагают группу ступеней, преобразующих энергию пара от начальных параметров до давления, при котором пар поступает на промежуточный перегрев. После промежуточного перегрева пара в турбинах мощностью 200 и 300 МВт пар поступает еще в два цилиндра — ЦСД и ЦНД.

Рис. 3.11. Устройство одной из ступеней многоступенчатой турбины:

1вал; 2 — диск; 3— рабочая лопатка; 4 — стенка цилиндра турбины;

5 — диафрагма; 6 — сопловая решетка; 7 — уплотнение диафрагмы.

Часть пара, работающего в турбине, отбирается из промежуточных ступеней и направляется в подогреватели для подогрева питательной воды. У современных турбин с промперегревом делается обычно от 7 до 9 промежуточных отборов, и через них отбирается до 30% пара, поступившего в турбину. Ступенчатый подогрев воды паром, частично отдавшим свою энергию в турбине, называется регенерацией (восстановлением, возвратом) тепла и дает значительный экономический эффект. Благодаря наличию регенерации требуется затрачивать меньше топлива в котле на нагрев воды, так как она уже приходит подогретой. Кроме того, в конденсатор поступает пара на 30% меньше, чем вошло в турбину, в силу чего количество тепла, отдаваемого в процессе конденсации отработавшего пара охлаждающей воде, при наличии регенеративных отборов также уменьшается.

Паровые турбины ТЭС комплектуются с электрическими генераторами: каждой турбине соответствует свой генератор. Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью блоков, а число их устанавливается по заданной мощности электростанции.

ПТ по своему назначению бывают трех типов:

- с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного), применяются на ТЭЦ;

- конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного), применяются на КЭС;

- специального назначения.

Чисто конденсационные ПТ служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Эти ПТ работают с выпуском отработавшего пара в конденсатор, где поддерживается вакуум. Применение конденсатора на выходе турбины позволяет увеличить электрическую эффективность, но практически сводит к нулю последующее использование отходящего тепла.

Чисто конденсационные ПТ могут быть стационарными или транспортными.

Стационарные ПТ в соединении с генераторами переменного электрического тока (турбогенераторы) - основное оборудование КЭС. Чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому мощность ПТ постепенно наращивалась, и к 1974 достигла 1200 МВт при давлении свежего пара до 35 МПа (1 Па =1 н/м2 =10-5кгс/см2) и температуре до 650ºС. Принятая в РФ частота электрического тока 50 Гц требует, чтобы частота вращения ПТ, непосредственно соединённой с двухполюсным генератором, равнялась 3000 об/мин. Все стационарные ПТ имеют нерегулируемые отборы пара из 2-5 ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды.

В зависимости от назначения стационарные ПТ электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых ПТ требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80%). От пиковых ПТ требуется возможность быстрого пуска и включения в работу, от ПТ собственных нужд - особая надёжность в работе.

Транспортные ПТ используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на судах. Неоднократно делались попытки применить ПТ на локомотивах, однако паротурбовозы распространения не получили. Для соединения быстроходных ПТ с гребными винтами, требующими невысокой (от 100 до 500 об/мин) частоты вращения, применяют зубчатые редукторы. В отличие от стационарных ПТ (кроме турбовоздуходувок), судовые ПТ работают с переменной частотой вращения, определяемой необходимой скоростью хода судна.

Теплофикационные ПТ служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Для отпуска тепловой нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения устанавливают турбины типа Т (Т-100, Т-175, Т-250). При наличии на ТЭЦ промышленной и отопительной тепловых нагрузок устанавливают турбины типа ПТ, а при преимущественно промышленной - типа ПР или Р.

Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. Для резервирования отпуска теплоты промышленным потребителям применяются редукционно-охладительные установки, производительность которых должна покрывать отпуск пара потребителям одной из турбин. Для отопительной нагрузки резервом являются пиковые водогрейные котлы.

К теплофикационным ПТ относятся ПТ с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У ПТ с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (сушка, отопление и др.). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой ПТ, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной ПТ или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.

В ПТ с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень ПТ) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У ПТ с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему. Давление пара ПТ для отопительных целей обычно составляет 0,12 Мн/м2 (0,12 МПа или 1,2 атм.), а для технологических нужд (сахарные, деревообрабатывающие, пищевые предприятия) 0,5-1,5 Мн/м2 (5-15 атм.).

ПТ специального назначения обычно работают на отбросном тепле металлургических, машиностроительных и химических предприятий. К ним относятся ПТ мятого пара, двух давлений и предвключённые (форшальт).

ПТ мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.

ПТ двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.

Предвключённые ПТ представляют собой турбины с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих ПТ направляют в другие ПТ с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых ПТ возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ПТ, ранее установленные на электростанции.

ПТ специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные ПТ, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

В РФ установлено 4 ступени начальных параметров пара: давление 3,5 Мн/м2, температура 435 ºС для ПТ мощностью до 12 МВт; 9 Мн/м2, 535 ºС для ПТ до 50 МВт; 13 Мн/м2, 565 ºС для ПТ до 100 МВт и 24 Мн/м2, 565 ºС для ПТ мощностью 200 и 300 МВт. Давление отработавшего пара 3,5-5 кн/м2. Удельный расход тепла от 7,6 кДж/Вт∙ч у самых мощных ПТ до 13 кДж/Вт∙ч у небольших конденсационных турбин.

В РФ не строят стационарных реактивных ПТ, но отдельные зарубежные фирмы традиционно продолжают выпускать ПТ с активной частью высокого давления и последующими реактивными ступенями.

3.1.4.3. Электрические генераторы и трансформаторы 

Электрические генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию. Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошел обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределенных когенерационных энергосистем чаще используются синхронные генераторы.

Общий вид синхронного генератора небольшой мощности показан на рис. 3.12.

Принцип действия генератора заключается в возникновении электродвижущей силы в проводнике, пересекающем магнитное поле. В синхронном генераторе магнитное поле создается за счет прохождения постоянного тока (тока возбуждения) через обмотку ротора. Таким образом, ротор является вращающимся постоянным магнитом, поле которого пересекает неподвижные проводники обмотки статора, где и возникает э. д. с. Благодаря специальной схеме соединений в обмотке статора генерируется трехфазный ток.

Ток возбуждения в обмотку ротора генератора подается через угольные щетки и контактные кольца от отдельной небольшой электрической машины - возбудителя или от тиристорных возбудителей.

В процессе работы железо и медные обмотки статора и ротора генератора выделяют значительное количество тепла, которое нужно непрерывно отводить. Для этой цели используется в генераторах небольших мощностей воздух, а в крупных агрегатах водород, обладающий малой плотностью и большой теплоемкостью, вследствие чего он не создает большого сопротивления вращению ротора и позволяет уменьшить габариты и вес генератора. Водород при давлении до 4 кгс/см2 циркулирует в замкнутом пространстве корпуса генератора, движимый лопатками вентиляторов, одетых на концах бочки ротора. В контур циркуляции встроены газоохладители, где водород отдает тепло трубкам, через которые прокачивается охлаждающая вода. С ростом единичной мощности агрегатов проблема уменьшения габаритов и веса генератора и отвода от него тепла становится все сложнее, и уже в настоящее время работают мощные генераторы с непосредственным охлаждением стержней обмотки статоров водой и маслом.

Рис. 3.12. Общий вид синхронного турбогенератора:

1 - статор; 2 - ротор; 3 - возбудитель; 4 - контактные кольца; 5 - лобовые части

обмотки статора; 6 - активная сталь; 7 - обмотка ротора; 8 - бандажное

кольцо; 9 - выводы; 10 - подшипник

.

Одним из важнейших узлов генератора являются торцевые уплотнения вала, препятствующие выходу водорода из корпуса наружу. Через эти уплотнения непрерывно прокачивается масло, чтобы создавалась уплотняющая пленка между гребнем вала и прижатым к нему уплотняющим кольцом, препятствующая утечке газа из корпуса генератора. Давление в этой масляной пленке поддерживается более высоким, чем давление газа в корпусе генератора. Для подачи масла к уплотнениям вала генератора имеется специальная маслоснабжающая установка.

Схема газового хозяйства генератора предназначена для наполнения корпуса генератора водородом и для вытеснения водорода углекислым газом, а затем, последнего, воздухом. Применение промежуточной среды в виде углекислого газа или азота необходимо во избежание смешения водорода с воздухом, которые могут образовать взрывчатую смесь.

Напряжение на выводах генератора составляет 6,3 кВ, 10,5 кВ или 20 кВ. Передача электроэнергии на дальние расстояния должна производиться при значительно более высоком напряжении, чтобы уменьшить потери в линиях. Повышение напряжения переменного тока при неизменной частоте осуществляется с помощью повышающих трансформаторов.

Блочный силовой трансформатор обычно «жестко» присоединен к выводам обмотки статора генератора с помощью специальных шинопроводов. Он состоит из продолговатого бака, в котором находится Ш-образный металлический сердечник с обмотками (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Схема устройства трехфазного повышающего трансформатора:

1 — бак; 2 — сердечник; 3 — выводы низкого напряжения; 4 — первичная обмотка;

5  вторичная   обмотка;   6 — выводы высокого напряжения; 7 — насос;

8 — охладитель.

На каждом вертикальном стержне сердечника находятся первичная и вторичная обмотки одной фазы. Выводы обмоток проходят через специальные изоляторы в крышке бака. Ток высокого напряжения с вторичных обмоток передается на распределительную подстанцию.

Бак трансформатора заполнен изоляционным (трансформаторным) маслом, которое одновременно является охлаждающей средой. Во время работы трансформатора масло непрерывно прокачивается с помощью насосов по контуру: бак — выносные охладители — бак.

3.1.5. Вспомогательное оборудование ТЭС

К вспомогательному оборудованию ТЭС относятся конденсатные, питательные, дренажные, циркуляционные насосы охлаждающей воды, сетевые насосы, газодувные машины (дымососы и дутьевые вентиляторы), главные паропроводы и питательные трубопроводы, регенеративные подогреватели питательной воды, деаэраторы и др. оборудование.

3.1.5.1. Насосы и газодувные машины

В водяном тракте ТЭС применяют конденсатные, питательные, дренажные и прочие насосы. Для охлаждения отработавшего пара в конденсаторе турбины применяют циркуляционные насосы охлаждающей воды. Для теплоснабжения и горячего водоснабжения потребителей применяют сетевые насосы. Газодувные машины (дутьевые вентиляторы и дымососы) ТЭС обеспечивают работу котельных агрегатов. Ниже рассмотрены вопросы выбора различных насосов и газодувных машин, а также их резервирования.

Конденсатные насосы.

Устанавливаются два или три таких насоса на турбину. При установке трех насосов подача каждого выбирается равной 50% полной, т.е. при выходе из строя одного насоса два оставшихся обеспечивают полную подачу. При установке двух насосов каждый из них должен обеспечивать 100% подачи. Наличие конденсатоочистки вызывает необходимость устанавливать две группы конденсатных насосов. Напор, создаваемый конденсатным насосом, определяется по давлению в деаэраторе и сумме потерь давления в тракте конденсата с учетом разницы геометрических отметок мест установки насосов и деаэраторов. При бездеаэраторной схеме конденсатный насос можно рассматривать как буферный по отношению к питательному насосу и выбор их необходимо проводить совместно.

Питательные насосы.

Питательный насос (ПН) подаёт воду в паровой котел. ПН бывают поршневыми и центробежными как с электрическим, так и с паровым приводом. Давление, создаваемое ПН котлов с естественной циркуляцией, должно быть на 0,2-0,3 Мн/м2 (2-3 кгс/см2) больше давления воды в барабане котла. Напор ПН прямоточных котлов должен преодолеть гидравлическое сопротивление всего пароводяного тракта. ПН - важный элемент котельной установки, так как даже кратковременное прекращение подачи воды в котёл может привести к аварии. Производительность, типы ПН и их приводов для производственно-отопительных и энергетических котельных регламентированы в РФ правилами котлонадзора и правилами технической эксплуатации электростанций.

Циркуляционные насосы охлаждающей воды.

Эти насосы имеют большую подачу со сравнительно малым напором. Подача насосов определяется при работе в летнем режиме. Используются осевые и центробежные насосы с рабочим колесом одно- и двухстороннего входа.

Как правило, при устройстве береговых насосных станций устанавливаются осевые или центробежные насосы вертикального типа.

При централизованной схеме подачи охлажденной воды устанавливается несколько насосов (не менее четырех), работающих на общую магистраль. При этом резерв предусматривается только при использовании морской воды.

При блочной схеме для каждой турбины устанавливают по два насоса без резерва.

Сетевые, дренажные и прочие насосы ТЭС.

Установка сетевых насосов возможна в виде насосной группы без привязки к конкретным турбинам. Если число насосов не более трех в группе, предусматривают дополнительно один резервный насос; при большем числе работающих насосов резервные насосы не требуются. При блочном принципе установки сетевых насосов их размещают по два у каждой турбины при мощности подачи по 50% от полной мощности.

При установке подпиточных насосов теплосети предусматривают резерв не менее двух при закрытой и не менее трех насосов при открытой системе теплоснабжения.

Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают без резервов; насосы питательной воды испарителей (градирен), паропреобразователей и конденсатные насосы сетевой установки имеют резерв.

Выбор других насосов производится в зависимости от конкретных условий их работы. Так, два и более насоса устанавливают в аварийных системах, в элементах тепловой схемы, где требуются высокая надежность работы или имеется большая вероятность периодического выхода из строя насоса.

Газодувные машины ТЭС.

Газодувное или тягодутьевое устройство (ТУ) - комплекс механизмов и сооружений, обеспечивающий подачу воздуха в топку котлоагрегата или печи и удаление дымовых газов из топки. К основным газодувным машинам ТЭС относятся дымососы и дутьевые вентиляторы.

В качестве вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов используются, как правило, центробежные машины, выбор которых производится по каталогу для конкретного котла. Дутьевые вентиляторы засасывают горячий воздух и направляют его в топку под давлением до 5 кн/м2.

ТУ, состоящие обычно из дымососов и дымовой трубы, создают в газоходах разрежение до 3-4 кн/м2, под воздействием которого газы удаляются в атмосферу. У котлоагрегатов, работающих под наддувом, ТУ включает лишь вентиляторы, подающие воздух под давлением около 10 кн/м2. Дымососы и вентиляторы ТУ обычно приводятся в действие электродвигателями, а на мощных котлоагрегатах - паровыми турбинами. ТУ тепловых электростанций потребляют 1-2% всей вырабатываемой станцией энергии.

Количество продуктов сгорания (топлива) и воздуха, перемещаемое этими машинами, определяется из теплового и аэродинамического расчета парового котла. Сами машины выбираются по каталогу с запасом по напору (15% для вентиляторов и 25% для дымососов) и количеству перемещаемых газов или воздуха (10%). На каждый котел устанавливаются, как правило, по два дымососа и вентилятора без резерва. При выходе из строя одного такого механизма другой обеспечивает работу парового котла на 50%-ной нагрузке. Для крупных блоков применяются осевые дымососы и дутьевые вентиляторы двухстороннего всасывания, имеющие высокий (более 80%) КПД и двухскоростные электродвигатели, позволяющие регулировать подачу и напор. Подачу дымососов и вентиляторов регулируют в основном направляющим аппаратом, устанавливаемым на входе потока газа или воздуха. В последние годы  в качестве регулируемых электроприводов дымососов и вентиляторов находят применение более экономичные частотно-регулируемые асинхронные электроприводы, позволяющие сэкономить до 40% электроэнергии.

3.1.5.2. Главные паропроводы и питательные трубопроводы ТЭС

Основу полной тепловой схемы (ПТС) составляют главные трубопроводы ТЭС, к которым относятся главные паропроводы и главные питательные трубопроводы, обеспечивающие главные связи между основным оборудованием – котельными и турбинными агрегатами.

Выше уже отмечалось, что следует различать блочные ПТС, в которых отсутствуют поперечные связи между энергоблоками, и неблочные ПТС, характеризующиеся наличием поперечных связей для основных потоков пара и воды.

На рис. 3.14 показана схема главных паропроводов неблочной ТЭС. Такая схема называется секционной схемой с переключательной магистралью. Установленная запорная арматура позволяет вывести в ремонт котел или турбину, отключив их согласно правилам техники безопасности двумя запорными органами. К переключательной линии могут быть подключены резервный котел, а также редукционно-охладительные установки (РОУ) для подачи пара на собственные нужды ТЭС. Схема построена так, чтобы исключить выход из строя всей станции из-за отказа одного запорного органа, и позволяет выделить при необходимости блок “котел-турбина” или отключить переключательную магистраль для ремонта. К главным паропроводам подсоединена паровая растопочная линия, ведущая к растопочной РОУ. По этой линии при растопке котла до его подключения к переключательной магистрали отводится образующийся пар (продувка пароперегревателя).

Неблочная схема с переключательной магистралью сохраняется на большинстве действующих ТЭЦ. Энергоблоки выполняются по схемам моноблоков и дубль-блоков. По нормам технологического проектирования рекомендуется применять моноблоки, т. е. блоки с однокорпусными котлами. Дубль-блок—это блок с двухкорпусным котлом, что разрешается для ТЭС, работающих на сланцах и торфе, в энергосистемах небольшой мощности.

Рис. 3.14. Схема главных паропроводов ТЭС с поперечными связями.

 К главным питательным трубопроводам относятся трубопроводы питательной воды от напорной стороны питательных насосов до экономайзера котла. После питательного насоса вода по питательному трубопроводу поступает к регенеративным подогревателям высокого давления и узлам питания. Главные питательные задвижки имеют байпасы для регулирования расхода воды при малых нагрузках. Узел питания состоит из задвижки, обратного клапана, измерительной шайбы и регулирующего питательного клапана.

3.1.5.3. Системы регенеративного подогрева питательной воды

и промежуточного перегрева

Тепловая схема ТЭС является схемой пароводяного тракта, в который входит основное оборудование – паровой котел и паровая турбина, а также система регенеративного подогрева питательной воды вместе с трубопроводами и насосами, осуществляющие прокачку воды через цепочку подогревателей и подающим воду для питания котла при необходимом давлении. На рис. 3.15 показана схема регенеративного подогрева с поверхностными подогревателями и тремя насосами, которые должны работать синхронно (например, от общего привода). Конденсатный насос 1 прокачивает основной конденсат из конденсатора 2 через первую группу подогревателей 3 и подает ее во всас второго насоса 4 с необходимым подпором, который обеспечивает работу второго насоса без кавитации. Второй насос прокачивает воду через вторую группу подогревателей 5, в которой осуществляется дополнительный подогрев питательной воды, и подает во всас третьего насоса 6 с необходимым подпором. Третий насос развивает давление, необходимое для питания парового котла.

Рис. 3.15. Схема регенеративного подогрева с поверхностными подогревателями.

Возможны три варианта установки насосов. Ставится только один  насос 1, который развивает полное необходимое давление. Повышение энтальпии воды для условий рассмотренного примера составит 39,6 кДж/кг, что означает существенное снижение расхода энергии на перекачку против варианта трех насосов.

Вариант одного насоса означает, что все подогреватели с водяной стороны оказываются под полным давлением, что усложняет и удорожает всю установку.

Вариант установки двух насосов (1 и 4) означает, что первая группа подогревателей находится  с водяной стороны под низким давлением первого насоса 1; такой насос называется конденсатным, а подогреватели — подогревателями низкого давления (ПНД). Вторая группа подогревателей оказывается с водяной стороны под высоким давлением насоса 4; этот насос называется питательным, а подогреватели — подогревателями высокого давления (ПВД).

В варианте с тремя насосами ПВД с водяной стороны находятся под промежуточным давлением, создаваемым первой ступенью питательного насоса (насос 4), что является преимуществом. Кроме того, в этом варианте повышение энтальпии воды в насосе 6 не вытесняет отбор на регенеративный подогреватель, что имеет место в варианте двух насосов.

Считается, что варианты двух и трех насосов экономически равноценны.

Приведенная схема с одними поверхностными подогревателями является бездеаэраторной и пригодна при применении нейтрального водного режима.

Широко распространены установки, в которых в схему регенеративного подогрева включен деаэратор, представляющий собой смешивающий подогреватель. В этом случае питательный насос ставится после деаэратора. Подобная схема представлена на рис. 3.16.

Система регенеративного подогрева имеет три ПВД с каскадным сливом дренажей в деаэратор, и группу из четырех ПНД.

Рис. 3.16. Схема регенеративного подогрева с деаэратором

Первые два по ходу конденсата ПНД питаются паром из вакуумных отборов турбины, что в эксплуатации приводит к повышенным присосам воздуха, нарушающего процесс теплоотдачи от конденсирующегося пара. В результате в этих подогревателях имеют место повышенные недогревы пара и пониженная температура конденсата, что приводит к перегрузке третьего ПНД. Перегрузка третьего ПНД вызывает повышенную вибрацию трубного пучка, приводящую к выходу из строя трубок подогревателя. Поэтому оказалось целесообразным первые два ПНД выполнять смешивающего типа, в которых обеспечивается подогрев до температуры насыщения греющего пара.

Таким образом, элементами водоподогревательной системы являются регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, поверхностного и смешивающего типа, а также насосы - конденсатные и питательные. В систему регенеративного подогрева могут быть включены испарители и их конденсаторы, предназначенные для приготовления дистиллята, используемого для подпитки пароводяного тракта.

Как известно из термодинамики, регенеративный подогрев рабочего тела повышает КПД тепловых двигателей. В современных турбоустановках имеется обычно 7-9 регенеративных подогревателей как поверхностного, так и смешивающего типа. Благодаря регенеративному подогреву питательной воды на тепловых электростанциях экономится до 14% топлива.

Экономичность ТЭС существенно повышается при введении промежуточного перегрева пара. На рис. 3.17 приведены рабочие процессы пара в турбине для паротурбинных установок, схемы которых показаны на рис. 3.3а и 3.3б. Как видим, КЭС с промежуточным перегревом имеет большее значение энтальпии при равных значениях энтропии, а, значит, является более экономичной.

В нашей стране паротурбинные КЭС на органическом топливе без промежуточного перегрева работают при начальных давлениях пара P0  до 8,8 МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину T0  до 5350С; по циклу с промежуточным перегревом начальные давления соответственно равны 12,7 и 23,5 МПа, а T0 =540-5600C. В таких условиях при обычных значениях конечного давления Pк = 0,0035-0,0045 МПа влажность пара на выходе из проточной части турбины не превышает допустимых значений (13-14%).

Рис. 3.17. Рабочий процесс пара в hs диаграмме для КЭС на перегретом

паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным перегревом (б):

h1 - h7  -  энтальпия пара в первом - седьмом отборах соответственно;

h0, hп.к — энтальпия пара на входе в турбину и входе в конденсатор;

s - энтропия; х — степень сухости пара

3.1.5.4. Системы подогрева сетевой воды

Теплота на отопление, вентиляцию и бытовые нужды (горячее водоснабжение) обычно подается потребителю с горячей водой. Вода по сравнению с водяным паром имеет ряд преимуществ. Водяные системы теплоснабжения имеют большую аккумулирующую способность, вследствие чего кратковременные изменения количества теплоты, подводимого к сетевой воде, меньше отражаются на температурных режимах обогреваемых помещений. При обогреве помещения горячей водой легче поддерживать умеренную температуру отопительных батарей 90 — 95 °С).

На рис. 3.18,а приведена схема подогрева сетевой воды, применяемая в настоящее время на крупных ТЭЦ с отопительной нагрузкой.

Сетевая установка имеет два подогревателя, к которым подводится пар от двух отборов турбины. В конденсаторе имеется отдельный встроенный теплофикационный пучок ТК. В зимний период через этот пучок пропускается сетевая вода или добавочная, направляемая затем в тепловую сеть для компенсации утечек. Когда через ТК проходит сетевая вода, она нагревается на несколько градусов и затем поступает в сетевые подогреватели. Когда через ТК проходит добавочная вода, сетевая вода из магистрали направляется непосредственно в сетевые подогреватели. После сетевых подогревателей установлен пиковый водогрейный котел (ПВК), однако ПВК включается лишь тогда, когда количество отбираемого из отборов пара недостаточно для покрытия всей тепловой нагрузки. При включенном ТК техническая вода к конденсатору не подводится и теплофикационная установка работает без потерь в холодном источнике. Вакуум при этом, конечно, понижается.

Рис. 3.18. Схема подогрева сетевой воды: на установках с двумя теплофикационными

отборами и теплофикационным пучком в конденсаторе турбины (а), с одним теплофикационным отбором (б); СП1; СП2 — сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней; ОП — основной подогреватель; ПП — пиковый подогреватель; ТК — теплофикационный пучок конденсатора турбины; ОД — охладитель дренажа; ПВК — пиковый водогрейный котел; СН — сетевой насос, К — конденсатор турбины; РОУ — редукционно-охладительная установка; ТП — тепловой потребитель

В летний период сетевая вода подогревается только в сетевом подогревателе нижней ступени. На многих установках имеется один теплофикационный отбор (рис. 3.18б), пар от этого отбора с давлением 0,12-0,24 МПа (на некоторых турбинах давление изменяется в пределах 0,07-0,24 МПа) отводится к основному подогревателю сетевой установки. Дополнительный подогрев сетевой воды (в холодные дни отопительного сезона) может проводиться в пиковом подогревателе, пар к которому подводится от РОУ или от промышленных отборов турбины (если это не приведет к необходимости уменьшить расход пара на технологические нужды).

На схеме, изображенной на рис. 3.18б, наряду с основным и пиковым подогревателями показан также охладитель дренажа (ОД). Этот теплообменник имеется на сетевых установках, к которым подводится пар от регулируемого отбора установки среднего давления с деаэратором, который работает при давлении 0,12 МПа. При низкой температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа — до 125  °С. Для обеспечения нормальной работы деаэратора в этих условиях дренаж необходимо охлаждать. Охлаждение дренажа сетевой водой не приводит к изменению тепловой экономичности ТЭЦ, так как из-за некоторого подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара на основной подогреватель уменьшается, а на деаэратор в равной мере увеличивается.

На установках с деаэратором, работающим при давлении 0,6 МПа и выше, охладитель дренажа не нужен.

Отопление жилых и общественных зданий следует включать, когда
среднесуточная температура наружного воздуха снижается до +8 °С и держится на этом уровне в течение 3 суток. Когда среднесуточная температура принимает устойчивое значение +8 °С и выше, отопительный сезон заканчивается.

Начало и конец отопительного сезона для промышленных зданий устанавливаются при температуре, для которой тепловые потери здания равны внутреннему тепловыделению.

В городских сетях максимальная температура воды принимается в настоящее время (по результатам технико-экономических расчетов) равной 150 °С, а обратной сетевой воды 70 °С. Для тепловых сетей небольшой протяженности максимальная температура воды равна 130 °С, а для пригородных ТЭЦ при большой длине магистралей тепловой сети повышается до 180 °С.

По санитарным нормам в отопительные приборы должна направляться
вода, температура которой не превышает 95 °С. Для того чтобы выдержать это требование при всех температурных режимах работы тепловой сети, на отводах воды от подающих магистралей к тепловым потребителям (абонентских вводах) или в центральных тепловых пунктах (ЦТП) устанавливаются смесительные устройства.

Эти устройства подмешивают охлажденную воду из обратных линий к
горячей воде, поступающей из подающей магистрали.
По схемам присоединения установок отопления различают зависимые и независимые системы теплоснабжения. В зависимых системах теплоноситель из тепловой сети поступает непосредственно в отопительные установки потребителей, в независимых - в промежуточный теплообменник, установленный в тепловом пункте, где он нагревает вторичный теплоноситель, циркулирующий в местной установке потребителя. В независимых системах установки потребителей гидравлически изолированы от тепловой сети.

Теплота на бытовые нужды (горячее водоснабжение) может подаваться
с водой, поступающей к потребителю из тепловой сети, и с предварительно нагретой водопроводной водой. При горячем водоснабжении, осуществляемом сетевой водой, схему называют
открытой, при горячем водоснабжении предварительно нагретой водопроводной водой — закрытой схемой.

3.2. Атомные электростанции

3.2.1. Принцип действия и типы атомных электростанций

Атомная электростанция (АЭС) - электростанция, в которой для получения электрической и тепловой энергии используется атомная (ядерная) энергия. Тепловая энергия, выделяющаяся при делении ядер, отводится из ядерного реактора прокачкой через него жидкого или газообразного теплоносителя. АЭС — это в сущности своей тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор.

Первый на Европейско-Азиатском континенте ядерный реактор был сооружен и запущен в 1946 г. в СССР. В конце 40-х создается уранодобывающая промышленность, организовано производство ядерного горючего - урана-235 и плутония-239, налажен выпуск радиоактивных изотопов.

В 1954 г. начала работать первая в мире атомная станция в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева). В 1957 году на океанские просторы вышло первое в мире атомное судно - ледокол "Ленин".

В настоящее время доля АЭС в суммарной выработке мировой электроэнергии более 14%, причем в США 19,6%, в Великобритании 18,9%,в Германии 34%, в Бельгии 65%, во Франции свыше 76%.

В качестве исходного сырья на АЭС используется природный уран U235 или искусственное сырье — плутоний Ри239. Природный уран U235 содержится в рудах в концентрации около 0,7%. Остальную часть составляет не делящийся в этих условиях U238. Если учесть, что в урановых рудах содержание делящегося урана менее 1%, то становится очевидным, что процесс обогащения руд на концентрат урана U235 с его содержанием до 40% и более технически очень сложен и требует больших материальных затрат.

Переработка и обогащение ядерного топлива производится на специальных предприятиях по типовой схеме. Продукцией таких предприятий являются тепловыделяющие элементы (ТВЭЛы), которые выполняются в виде тонких труб, наполненных таблетками обогащенного ядерного топлива. Трубы изготавливаются из специальных металлов и должны обеспечивать необходимые условия теплоотвода и замедления (гашения) энергии нейтронов при делении ядер урана или плутония.

Ядерное топливо в форме ТВЭЛов вводится в активную зону реактора, где поддерживается цепная управляемая реакция деления урана или плутония. Кроме того, в реактор вводятся замедлители (гасители) нейтронов - регулирующие стержни и конструкционные материалы, которыми экранизируется стенка реактора и которые препятствуют выходу  нейтронов из реактора. Через реактор пропускается вода или какой-то другой теплоноситель (жидкий металл, газ или др.). Вода как потенциальный теплоноситель поступает в реактор под высоким давлением, нагревается и превращается в реакторе в пар высокого давления и температуры.

В реакторе тяжелые ядра урана или плутония, поглощая свободные тепловые нейтроны (медленные, обладающие невысокой энергией), распадаются на более легкие ядра. При делении выделяется большое количество тепловой энергии и дополнительные нейтроны  в среднем в 2— 2,5 раза больше количества поглощенных. Эти выделяемые нейтроны обладают большой энергией (быстрые нейтроны) и не могут участвовать в дальнейшем делении ядер без гашения их энергии до энергии тепловых нейтронов. Цепная реакция будет управляемой, когда количество поглощаемых тепловых нейтронов будет равно количеству быстрых нейтронов. Дополнительные быстрые нейтроны поглощаются с помощью специальных поглощающих стержней, обладающих высокой поглощающей способностью. Посредством ввода и вывода этих стержней осуществляется пуск и останов реактора, регулирование режима его работы.

Основным направлением атомной энергетики является производство электроэнергии на атомных электростанциях. Если АЭС отпускает потребителям только электроэнергию, то ее называют атомной конденсационной электростанцией (АКЭС). Возможно создание атомных станций, отпускающих потребителям не только электроэнергию, но и теплоту. Такие электростанции называют атомными теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). Можно использовать ядерную энергию только для целей отопления и горячего водоснабжения на атомных станциях теплоснабжения (ACT). Такие станции уже имеются в ряде стран дальнего зарубежья.

Для АЭС наибольшее значение имеет классификация по числу контуров. Имеются одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные АЭС.

Если контуры теплоносителя и рабочего тела не разделены, то АЭС называют одноконтурной.

Если контуры теплоносителя и рабочего тела разделены, то АЭС называют двухконтурной (контур теплоносителя называют первым, а контур рабочего тела - вторым).

На трехконтурных АЭС создают дополнительный промежуточный контур для того, чтобы даже в аварийных ситуациях можно было избежать контакта радиоактивного натрия с водой или водяным паром. Трехконтурные АЭС наиболее дорогие из-за большого количества оборудования.

В системе любой АЭС различают теплоноситель и рабочее тело.

Рабочим телом, т.е. средой, совершающей работу по преобразованию тепловой энергии в механическую, является водяной пар. Требования к чистоте пара, поступающего на турбину, настолько высоки, что могут быть удовлетворены с экономически приемлемыми показателями только при конденсации всего пара и возврате конденсата в цикл. Поэтому контур рабочего тела для АЭС всегда замкнут и добавочная вода поступает в него лишь в небольших количествах для восполнения утечек и некоторых других потерь конденсата. 

Теплоноситель на АЭС призван отводить теплоту, выделяющуюся в реакторе. Для предотвращения отложений на тепловыделяющих элементах необходима высокая чистота теплоносителя. Поэтому для него также необходим замкнутый контур и в особенности потому, что теплоноситель реактора всегда радиоактивен. 

Кроме классификации АЭС по числу контуров можно выделить отдельные типы станций в зависимости от следующих факторов:

  1.  типа реактора - на тепловых, промежуточных или быстрых нейтронах;
  2.  параметров и типа паровых турбин - АЭС с турбинами на насыщенном или перегретом паре;
  3.  параметров и типа теплоносителя - с газовым теплоносителем, теплоносителем «вода под давлением», жидкометаллическим и др.;
  4.  типа замедлителя реактора - графитовый, тяжеловодный или др. замедлитель;

5) конструктивных особенностей реактора - с реакторами канального или корпусного типа, с кипящим слоем, с естественной или принудительной циркуляцией и др.

Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 3.19.

Тепло, выделяется в активной зоне реактора 1, вбирается водой (теплоносителем 1-го контура), которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образованный пар поступает в турбину 4, которая приводит во вращение генератор 5.

В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создается тот или иной термодинамический цикл АЭС. Выбор верхней температурной границы термодинамического цикла определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами теплоносителя, принятого для данного типа реактора. На АЭС тепловой реактор, которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах  с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая схема АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева.

Рис. 3.19. Принципиальная схема АЭС: 1 – ядерный реактор;

2 – циркуляционный насос; 3 – теплообменник;

4 – гидротурбина; 5 – электрогенератор.

В высокотемпературных графитогазовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае играет роль камеры сгорания.

Коренное различие тепловой экономичности ТЭС и АЭС заключается в том, что для ТЭС она зависит от реализации в цикле теплоты всего сожженного органического топлива, непрерывно поступающего в топку парового котла, а для АЭС - от реализации в цикле теплоты, выделившейся в процессе деления незначительной части ядерного горючего, загружаемого в активную зону. При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, и топливо  выгорает. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее, содержащееся в тепловыделяющих элементах (ТВЭЛах), перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку.

3.2.2. Ядерные реакторы

3.2.2.1. Принцип работы и классификация ядерных реакторов

Энергетический ядерный реактор - это устройство, в котором осуществляется управляемая цепная реакция деления ядер тяжелых элементов под действием нейтронов, а выделяющаяся при этом тепловая энергия отводится теплоносителем.

В практике реакторостроения нейтроны по энергии принято делить на следующие группы:

- медленные (тепловые) с энергией 0,005 – 0,2 эВ;

- промежуточные с энергией 0,2 – 100 эВ;

- быстрые нейтроны с энергией 0,1- 10 МэВ.

Для получения стационарной цепной ядерной реакции, очевидно, необходимо создать такие условия, чтобы каждое ядро, поглотившее нейтрон, при делении выделяло в среднем один нейтрон, идущий на деление второго тяжелого ядра.

Цепная ядерная реакция в реакторе может осуществляться только при определенном количестве делящихся ядер, которые могут делиться при любой энергии нейтронов. Из делящихся материалов важнейшим является изотоп U235, доля которого в естественном уране составляет всего 0,7 %. В ядерных реакторах на тепловых нейтронах обогащение по U 235 составляет 2,0-4,4%, при этом соответствующие предприятия выдают наряду с обогащенным ураном также и отвальный уран, содержащий U235 в существенно меньшем количестве, чем природный. Глубокое (более полное) использование уранового топлива, включая отвальный уран, может быть достигнуто в реакторах на быстрых нейтронах.

Хотя U238 и делится быстрыми нейтронами, однако самоподдерживающаяся цепная реакция на быстрых нейтронах в естественном уране невозможна из-за высокой вероятности неупругого взаимодействия ядер U238 с быстрыми нейтронами. При этом энергия нейтронов становится ниже пороговой энергии деления ядер U238.

Для характеристики цепной реакции деления ядер используется величина, называемая коэффициентом размножения К. Это отношение числа нейтронов определенного поколения к числу нейтронов предыдущего поколения. Для стационарной цепной реакции деления К = 1. Размножающаяся система (реактор), в которой К = 1, называется критической. В критическом реакторе присутствуют нейтроны всех энергий. Они образуют так называемый энергетический спектр нейтронов, который характеризует число нейтронов различных энергий в единице объема в любой точке реактора. Средняя энергия спектра нейтронов определяется долей замедлителя, делящихся ядер (ядра горючего) и других материалов, которые входят в состав активной зоны реактора.

Если большая часть делений происходит при поглощении тепловых нейтронов, то такой реактор называется реактором на тепловых нейтронах. Энергия нейтронов в такой системе не превышает 0,2 эВ. Если большая часть делений в реакторе происходит при поглощении быстрых нейтронов, такой реактор называется реактором на быстрых нейтронах. Энергия нейтронов в такой системе больше 0,1 МэВ. Реакторы, в которых большинство делений происходит в результате поглощения ядрами делящихся изотопов промежуточных нейтронов, называются реакторами на промежуточных (резонансных) нейтронах.

Главным элементом ядерного реактора является активная зона. В ней размещается ядерное топливо и осуществляется цепная реакция деления. Активная зона представляет собой совокупность определенным образом размещенных ТВЭЛов, содержащих ядерное топливо. В активной зоне реактора на тепловых нейтронах наряду с ядерным топливом находится значительная масса замедлителя-вещества. Через активную зону прокачивается теплоноситель, охлаждающий тепловыделяющие элементы. В некоторых типах реакторов роль замедлителя и теплоносителя выполняет одно и то же вещество, например обычная или тяжелая вода.

Активная зона реактора практически всегда, за исключением специальных реакторов, окружена отражателем, возвращающим часть нейронов в активную зону за счет многократного рассеяния. При наличии отражателя увеличивается количество нейтронов в активной зоне реактора, участвующих в процессе деления, и, следовательно, уменьшаются критические размеры реактора. Кроме того, отражатель обеспечивает некоторое выравнивание плотности потока нейтронов по объему активной зоны и, следовательно, более равномерное выгорание горючего в процессе эксплуатации. Последнее обстоятельство является важным для реакторов атомных электростанций, так как позволяет увеличить время между перегрузками топлива, сопровождающимися остановками реактора и перерывами в энергоснабжении.

В реакторах на быстрых нейронах активная зона окружена зонами воспроизводства. В них происходит накопление делящихся изотопов. Кроме того, зоны воспроизводства выполняют и функции отражателя.

В настоящее время наибольшее распространение получили реакторы на тепловых нейтронах. Для тепловых реакторов характерны концентрации ядерного топлива U235 в активной зоне от 1 до 100 кг/м3 и наличие больших масс замедлителя. Для реактора на быстрых нейтронах характерны концентрации ядерного топлива U235 или U239 порядка 1000 кг/м3 и отсутствие замедлителя в активной зоне. В реакторах на промежуточных нейтронах в активной зоне замедлителя очень мало, и концентрация ядерного топлива U235 в ней от 100 до 1000 кг/м3.

Для управления работой реактора в активную зону вводятся регулирующие стержни из материалов, имеющих большое сечение поглощения нейтронов. Активная зона энергетических реакторов окружена отражателем нейтронов - слоем материала замедлителя для уменьшения утечки нейтронов из активной зоны. Кроме того, благодаря отражателю происходит выравнивание нейтронной плотности и энерговыделения по объему активной зоны, что позволяет при данных размерах зоны получить большую мощность, добиться более равномерного выгорания топлива, увеличить продолжительность работы реактора без перегрузки топлива и упростить систему теплоотвода. Отражатель нагревается за счет энергии замедляющихся и поглощаемых нейтронов и гамма-квантов, поэтому предусматривается его охлаждение. Активная зона, отражатель и другие элементы размещаются в герметичном корпусе или кожухе, обычно окруженном биологической защитой.

К реактору и обслуживающим его системам относятся:

- собственно реактор с биологической защитой;

- теплообменники;

- насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя;

- трубопроводы и арматура циркуляции контура;

- устройства для перезагрузки ядерного горючего;

- системы специальной вентиляции, аварийного расхолаживания и др.

Все ядерные реакторы можно классифицировать по ряду признаков.

1. по назначению:

- энергетические (основное требование к экономичности термодинамического цикла); применяются на различных АЭС;

- исследовательские (пучки нейтронов с определенной энергией); исследовательские реакторы служат для исследований процессов взаимодействия нейтронов с веществом, изучения поведения реакторных материалов в интенсивных полях нейтронного и гамма-излучений, радиохимических и биологических исследований, производства изотопов, экспериментального исследования физики ядерных реакторов; реакторы имеют различную мощность, стационарный или импульсный режим работы; наибольшее распространение получили водо-водяные исследовательские реакторы на обогащенном уране;

- транспортные (компактность, маневренность); наиболее распространены в судоходстве;

- промышленные (низкотемпературные, работают в форсированном режиме); применяются, например, для выработки плутония;

- конверторы и размножители (производство вторичного ядерного топлива из природного урана и тория); в реакторе-конверторе вторичного ядерного топлива образуется меньше первоначально израсходованного, а в реакторе-размножителе осуществляется расширенное воспроизводство ядерного топлива, т.е. его получается больше, чем было затрачено;

- многоцелевые (например, для выработки электроэнергии и опреснения морской воды);

2.  по энергетическому спектру нейтронов:

- на тепловых нейтронах (наиболее освоенные, требуют наименьшей удельной загрузки ядерного топлива по делящемуся изотопу);

- на быстрых нейтронах (так называемые «быстрые реакторы» предназначены также и для воспроизводства ядерного топлива);

- на  промежуточных  нейтронах  (только  в  специальных  исследовательских установках). 

3. по  виду теплоносителя:

- легководяные (наиболее распространенные);

- газоохлаждаемые (также широко распространены);

- тяжеловодные (редко применяемые и только там, где замедлитель тоже тяжелая вода);

- жидкометаллические (в реакторах на быстрых нейтронах);

4.  по виду замедлителя:

- легководяные (наиболее компактны);

- графитовые (в расчете на единицу мощности имеют наибольшие размеры);

- тяжеловодные (несколько меньших размеров по сравнению с графитовыми).

По признакам 3 и 4 принципиально возможны многочисленные типы ядерных реакторов. Однако практически целесообразных конструкций не так много. В таблице 3.1 показаны целесообразные (+) и нецелесообразные (-) сочетания замедлителя и теплоносителя. 

Таблица 3.1

Замедлитель

Теплоноситель

Н2О

Газ

D2О

Жидкий металл

Н2О

+

-

-

-

Графит

+

+

-

-

D2О

+

+

+

-

Отсутствует

-

+

-

+

Наиболее часто на АЭС применяют 4 типа реакторов на тепловых нейтронах: водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; графитоводяные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; графитогазовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем; тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя. В России строят главным образом графитоводяные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графитогазовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.

В реакторах на быстрых нейтронах в качестве теплоносителя применяется жидкий натрий, а замедлитель отсутствует.

5. по структуре активной зоны (взаимному размещению горючего и замедлителя):

- гетерогенные (все работающие в настоящее время реакторы);

- гомогенные (пока находятся в стадии исследования и отдельных опытных образцов). 

В гомогенном реакторе активная зона представляет собой однородную массу топлива, замедлителя и теплоносителя в виде раствора, смеси или расплава.

Гетерогенным называется реактор, в котором топливо в виде блоков или тепловыделяющих сборок размещено в замедлителе, образуя в нем правильную геометрическую решетку.

6. По конструктивному исполнению: 

- корпусные реакторы, в которых топливо и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя, который прокачивается через всю активную зону;

- канальные реакторы, в которых топливо, охлаждаемое теплоносителем, устанавливается в специальных трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Теплоноситель под давлением прокачивается независимо через каждый рабочий канал. Такие реакторы применяются в России (Сибирская, Белоярская АЭС и др.).

При двухконтурной схеме вода является теплоносителем и замедлителем нейтронов. Реакторы, созданные для работы в таких условиях принято называть водно-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР). ВВЭР подразделяются на два типа: с водой под давлением (без кипения) - ВВРД и кипящий - ВВРК. По этой схеме работают Ровенская, Кольская, третий энергоблок Нововоронежской АЭС, а также Армянская АЭС, ряд АЭС в Германии, США, Болгарии и др.

Реакторы канального типа, в которых теплоносителем является вода, а замедлителем графит, применяются на крупных блоках с турбинами насыщенного пара. Эти реакторы принято называть реакторами большой мощности канального типа (РБМК). АЭС с реакторами РБМК работают по одноконтурной схеме.

Основные технические характеристики блоков АЭС с реакторами типа ВВЭР и РБМК приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Показатель

ВВЭР 440

ВВЭР 1000

РБМК 1000

Мощность блока, МВт

440

1000

1000

Мощность турбогенератора, МВт

220

500

500

Число турбин в блоке, шт.

2

2

2

Давление пара перед турбиной, МПа

4,32

5,88

6,46

КПД (нетто), %

29,7

31,7

31,3

Реакторы с графитовым замедлителем достаточно широко применяются на АЭС благодаря возможности использования в качестве топлива природного слабообогащенного металлического урана или его двуокиси, получения большего коэффициента воспроизводства, чем у реакторов типа ВВЭР, применения в сочетании с графитом высокотемпературных газовых теплоносителей, а также создания систем перегрузки без остановки реактора.

Реакторы с графитовым замедлителем могут быть корпусными и канальными. Для корпусных графитовых реакторов в качестве теплоносителя используются углекислый газ, гелий и реже другие газы (газографитовые реакторы – ГГР, применяемые, в частности, в Великобритании), а для канальных - обычная вода (водографитовые реакторы – ВГР, применяемые, в частности, в России).

Особенность ядерных реакторов состоит в том, что 94% энергии деления превращается в теплоту мгновенно, т.е. за время, в течение которого мощность реактора или плотность материалов в нем не успевает заметно измениться. Поэтому при изменении мощности реактора тепловыделение следует без запаздывания за процессом деления топлива.

Мощность ядерного реактора пропорциональна плотности потока нейронов в нем, поэтому теоретически достижима любая мощность. Практически же предельная мощность определяется скоростью отвода теплоты, выделяемой в реакторе. Удельный теплосъем в современных энергетических реакторах составляет 102-103 МВт/м3. От реактора теплота отводится циркулирующим через него теплоносителем.

Характерной особенностью реактора является остаточное тепловыделение после прекращения реакции деления, что требует отвода теплоты в течение длительного времени после остановки реактора. Хотя мощность остаточного тепловыделения значительно меньше номинальной, циркуляция теплоносителя через реактор должна обеспечиваться очень надежно, так как остаточное тепловыделение регулировать нельзя. Удаление теплоносителя из работавшего некоторое время реактора категорически запрещено во избежание перегрева и повреждения тепловыделяющих элементов.

3.2.2.2. Реакторы на тепловых и быстрых нейтронах

Устройство реактора на тепловых нейтронах рассмотрим на примере РБМК-1000 - реактора большой мощности канального (рис. 3.20). Он относится к водографитовым реакторам (ВГР), и представляет собой набор вертикальных каналов 1 из циркония, вставленных в отверстия блочной графитовой кладки 2, являющейся замедлителем и отражателем (на рисунке условно показаны только два канала из 1693) и помещенной в корпус 3, заполненный инертным газом под давлением, близким к атмосферному.

Рис. 3.20. Конструктивная схема реактора РБМК-1000

Нагрузка от собственного веса активной зоны воспринимается нижней опорной металлоконструкцией коробчатого сечения, заполненной серпентинитом 4. Верхняя металлоконструкция, аналогичная нижней, опирается па бак с водой, служащий радиационно-тепловой защитой бетонной биологической защиты. Между перекрытием реакторного отделения и верхней металлоконструкцией расположена система разводки труб теплоносителя от общих и групповых коллекторов к головкам каналов. Каналы проходят через пространство для разводки теплоносителя 5 и заканчиваются перегрузочными головками 6. Перегрузка осуществляется с помощью специальной машины, установленной на перекрытии реакторного отделения 7. Подреакторное пространство занято помещением приводов системы управления и защиты (СУЗ). СУЗ предназначена для пуска реактора, выхода на проектную мощность, изменения и поддержания заданной мощности, остановки реактора.

Вес реактора передается на бетон через сварные металлоконструкции, которые одновременно используются для биологической защиты.

В реакторах ВГР Белоярской АЭС перегретый пар образуется непосредственно в рабочих каналах активной зоны. Каналы бывают двух типов: испарительные и пароперегревательные. В испарительных каналах вода преобразуется в пароводяную смесь, которая подается в сепаратор. Пар, отделенный от воды в сепараторе, поступает в пароперегревательные каналы и выводится из реактора при температуре 480 °С и давлении 9 МПа, т.е. происходит ядерный перегрев пара. При прохождении через активную зону пар активируется, поэтому конденсаторы турбин, трубопроводы острого пара и другое вспомогательное оборудование на подобных АЭС должны быть окружены биологической защитой.

Дальнейшее развитие реакторов этого типа осуществлялось путем упрощения конструкции каналов (одноходовое движение теплоносителя), замены нержавеющей стали, обладающей значительным сечением захвата нейтронов, цирконием (улучшение нейтронного баланса), использования хорошо освоенного двуокисного топлива в форме пучков в циркониевой оболочке, увеличения единичной мощности, а также обеспечения почти непрерывной перегрузки топлива. Реакторы РБМК установлены на многих атомных электростанциях России (Ленинградской, Курской, Смоленской и др.).

Будущее атомной энергетики принадлежит реакторам на быстрых нейтронах (БН). В качестве теплоносителя в реакторах на быстрых нейтронах используют газы или жидкие металлы, в основном натрий. Такие реакторы применяют в трехконтурных тепловых схемах АЭС.

Параметр

БН-350

БН-600

Мощность, МВт:

тепловая

электрическая

1000

150

1470

600

КПД (брутто), %

35

43

Число контуров

3

3

Теплоноситель

Na

Na

Число  петель охлаждения

6

3

Мощность турбоагрегата, МВт

50

200

Параметры пара  перед турбиной:

температура, °С

давление, МПа

440

5

505

14

Основные параметры двух отечественных реакторов на быстрых нейтронах приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3


Ниже приведена обобщенная конструкция реактора БН-600 (рис. 3.21).

Рис. 3.21. Реактор на быстрых нейтронах БН-600:

1 - несущая конструкция; 2 - бак реактора; 3 - насос; 4 - электродвигатель насоса;

5 - поворотная пробка; 6 - верхняя неподвижная защита; 7 - теплообменник;

8 - центральная сборка СУЗ; 9 - загрузочное устройство

Как следует из рис. 3.21 для энергетического реактора БН-600 третьего энергоблока Белоярской АЭС принята интегральная (баковая) компоновка радиоактивного технологического оборудования: активная зона, насосы и промежуточные теплообменники расположены в одном герметичном баке. Теплоноситель на выходе из активной зоны имеет высокую температуру, что увеличивает КПД АЭС и позволяет использовать пар параметров, принятых на современных тепловых электростанциях.

3.2.3. Ядерное топливо

Топливом для АЭС является ядерное топливо, содержащееся в ТВЭЛах, представляющих собой тепловыделяющие сборки (ТВС). Для современных мощных реакторов загрузка составляет от 40 до 190 тонн. Особенность процесса в том, что масса выгружаемых после отработки определенного срока ТВС такая же, как и масса свежезагружаемых. Происходит лишь частичная замена ядерного горючего на продукты деления. Выгружаемое из реактора топливо имеет все еще значительную ценность. Поэтому для АЭС расход ядерного горючего не является характерной величиной, а степень использования внутриядерной энергии характеризуется глубиной выгорания.

К ядерному топливу относят делящиеся изотопы тяжелых элементов. Делящимися изотопами называются нуклиды, которые делятся при взаимодействии с низкоэнергетическими нейтронами.

К таким изотопам относятся U235, U233, Ри239 и Ри241, среди которых только первый существует в природе. Период полураспада остальных изотопов сравнительно мал, и за время, прошедшее с момента образования во Вселенной химических элементов в процессе ядерного синтеза, они успели полностью распасться.

U233 образуется при захвате нейтронов сырьевым изотопом Th232, единственным стабильным изотопом тория. Торий не имеет делящихся нуклидов и является только воспроизводящим материалом.

Ри239 образуется аналогично из сырьевого изотопа U238. Более тяжелый делящийся изотоп Ри241 образуется в результате двух последовательных захватов нейтронов ядром Ри239.

Хотя при начальном образовании вещества во Вселенной относительные количества изотопов U235 и U238 в естественном уране должны быть примерно одинаковыми, меньший период полураспада первого из них (0,71*109 лет по сравнению с 4,5*109 лет) привел к тому, что к настоящему времени содержание U235 в естественном уране очень сильно снизилось.

Вопрос об использовании плутония для сокращения потребления естественного урана должен решаться с учетом того обстоятельства, что стоимость его извлечения из облученного топлива достаточно высока. Это связано как с высоким уровнем радиоактивности отработанного топлива, так и с высокой токсичностью самого плутония.

Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

3.2.4. Тепловые схемы АЭС

В любой АЭС различают теплоноситель и рабочее тело. Рабочее тело - это среда, совершающая работу, преобразуя тепловую энергию в механическую. Рабочим телом обычно является водяной пар. Контур рабочего тела всегда замкнут и добавочная вода в него поступает лишь в небольших количествах.

Назначение теплоносителя на АЭС - отводить тепло, выделяющееся на реакторе. Для предотвращения отложений на тепловыделяющих элементах необходима высокая чистота теплоносителя. Поэтому для него также необходим замкнутый контур, тем более что теплоноситель реактора всегда радиоактивен.

АЭС называется одноконтурной, если контуры теплоносителя и рабочего тела не разделены. Преимущества этой схемы: простота и большая экономичность по сравнению с 2-х и 3-х контурными схемами. Недостаток - все оборудование работает в радиационно-активных условиях.

АЭС называется двухконтурной, если контуры теплоносителя и рабочее тело разделены. Контур теплоносителя - первый контур, контур рабочего тела - второй. Преимущества: оборудование не работает в радиационно-активных условиях. Недостаток: более низкая экономичность и более высокая сложность по сравнению с одноконтурной схемой.

АЭС называется трехконтурной, если помимо раздельных контуров теплоносителя и рабочего тела присутствует также и промежуточный контур.

Промежуточный контур призван предотвратить опасность выброса радиоактивных веществ в случае, если давление в первом контуре выше, чем во втором, и возможно перетекание теплоносителя, вызывающее радиоактивность второго контура, если теплоносители (например, металлический натрий) интенсивно взаимодействует с паром и водой.

На АЭС, работающей по одноконтурной схеме (рис. 3.22, а), пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений.

Рис. 3.22. Одноконтурная (а), двухконтурная (6) и трехконтурная (в)

тепловые схемы АЭС: 1 — реактор; 2 — промежуточный теплообменник;

3 — парогенератор, 4 — турбогенератор; 5 — конденсатор; 6 — конденсатный насос;

7— пар от отбора; 8 — пар на регенеративный подогреватель;

9, 13 — регенеративные подогреватели низкого и высокого давления;

10 — деаэратор; 11 — пар на деаэратор; 12 — питательный насос

В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет контроль оборудования и его ремонт.

По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис. 3.22, б и в) отвод теплоты из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура. На АЭС, работающих по двухконтурной или трехконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается. Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исключена, например, при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как его контакт с водой может привести к крупной аварии. В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой, и аварию ликвидировать было бы довольно трудно. При трехконтурной схеме
контакт активного натрия с водой исключен.

Во всех приведенных на рис. 3.22 схемах конденсат после конденсатора
турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая, по существу, не отличается от применяемой на обычных тепловых электростанциях.

АЭС, производящие электроэнергию и тепло, так же, как и ТЭЦ, могут иметь турбины с противодавлением, конденсацией и регулируемыми отборами (рис. 3.23). Здесь представлены четыре наболее распространенные тепловые схемы АТЭЦ, снабжающие потребителей и электрической, и тепловой энергией.

Эффективна также схема, в которой отвод теплоты на теплофикацию осуществляется от теплоносителя, уже охлажденного в парогенераторе (ПГ). Такую схему можно применять как в сочетании с отбором теплоты от турбины, так и при турбинах чисто конденсационного типа. Чем выше отвод теплоты в теплообменнике, тем ниже температура теплоносителя на входе в реактор и больше его тепловая мощность. Так как капитальные затраты по реакторному залу остаются при этом неизменными (а реакторный зал — один из наиболее дорогостоящих элементов АЭС), то экономические показатели станции улучшаются.

В атомной энергетике находят применение также схемы, в которых реактор используется только для выработки теплоты (теплофикации). На атомных станциях теплоснабжения реактор работает при низких температурах, и его можно изготовить из относительно недорогих материалов. Эта схема (см. рис. 3.23, г) относительно проста, легко регулируется, и в ряде случаев может оказаться экономически выгодной.

Рис. 3.23. Упрощенная тепловая схема АТЭЦ с турбогенератором

с противодавлением (а), с конденсацией и промежуточным отбором пара (б),

теплообменником в первом контуре (в), а также схема установки для централизованного теплоснабжения (г): 1 — реактор; 2 — парогенератор, 2' — теплообменник первого контура ТП; 3 — РОУ; 4 — турбогенератор; 5 — пар в теплообменник контура теплового потребителя (ТП); 6 — конденсатор; 7 — конденсатный насос; 8 — конденсат из контура ТП; 8' — охлажденная вода из теплообменника ТП; 9 — пар на регенеративный подогрев и в деаэратор; 10—система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды; 11 —циркуляционный насос; 12 — теплообменник

Пар или горячая вода, передающие теплоту потребителю, ни в коей мере не должны быть радиоактивными. Можно полагать, что крупные АТЭЦ в основном не будут работать по одноконтурным схемам. Однако даже при двухконтурной схеме на станциях с водяным теплоносителем прямой отпуск пара потребителю из отборов турбины недопустим, так как при появлении протечек в ПГ радиоактивный пар может попасть к потребителю.

На АЭС теплота может поступать к тепловому потребителю (ТП) с паром от паропреобразователей и с горячей водой от сетевых подогревательных установок. На рис. 3.24 приведена схема подвода теплоты тепловому потребителю на ACT. Теплообменники первого контура ТП (второго контура ACT) размещены в корпусе реактора. На блоках ACT мощностью 500 МВт (АСТ-500), построенных в нашей стране, в контуре реактора давление равно 1,6 МПа, в первом контуре теплоносителя 1,2 МПа, а в линиях, подающих горячую воду потребителю теплоты, — 1,6 МПа.

Рис. 3.24. Упрощенная схема подвода теплоты к тепловому потребителю на ACT:

1 — реактор; 2 — теплообменник контура теплового потребителя (сетевой

подогреватель); 3 — ТП; 4 —циркуляционный насос; 5 — сетевой насос

Так как это давление выше, чем в промежуточном контуре (между контурами реактора и теплового потребителя), возможность попадания радиоактивной среды к ТП при появлении неплотностей исключена.

В схеме, изображенной на рис. 3.23, в, в промежуточном контуре (между теплообменником 12 и теплообменником контура ТП) также следует     
поддерживать более низкое давление, чем в контуре ТП, чтобы при появлении неплотностей не было протечек в контур теплового потребителя.

Аварийность оборудования на АЭС никак не выше, чем на обычных электростанциях. Однако последствия некоторых аварий, сопровождающихся выбросом радиоактивных элементов (теплоносителя, радиоактивных газов, продуктов разрушения тепловыделяющих элементов), могут быть весьма тяжелыми. Поэтому в последние годы большое внимание уделялось созданию такой конструкции реактора и схемы контура теплоносителя, при которых выброс радиоактивных веществ полностью исключен (АСТ-500 относится к первому поколению таких установок).

Сопоставляя тепловые схемы электростанций на органическом и ядерном топливах легко заметить, что контуры АЭС всегда замкнуты, в то время как газовый контур обычной ТЭС всегда разомкнут. При разомкнутой схеме температура выбрасываемого в окружающую среду отработавшего теплоносителя выше температуры окружающей среды. Поэтому в тепловом отношении схема с замкнутым контуром теплоносителя всегда экономичнее, чем схема с разомкнутым контуром.

Таким образом, применение схем с замкнутым контуром теплоносителя на АЭС не только необходимо, но и целесообразно, так как тепловая
экономичность цикла при этом возрастает. Кроме того, следует иметь в
виду, что теплоноситель АЭС представляет определенную ценность (иногда его стоимость сравнительно велика).

3.2.5. Технологические схемы и компоновка АЭС

Технологические схемы АЭС весьма разнообразны и определяются как типом реактора, так и числом контуров. Технологическая схема и компоновка оборудования первого контура двухконтурной АЭС с реактором на тепловых нейтронах показана на рис. 3.25.

Ядерное топливо, находящееся в ТВЭЛах определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими ТВЭЛами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет уменьшается до нормативных значений, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы.

Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе (ПГ) 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур (см. рис. 3.22, в).

Пар, образовавшийся в ПГ (при двухконтурных и трехконтурных
схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по паропроводу к турбине. На схеме первого контура двухконтурной АЭС (см. рис. 3.25) пар направляется к турбине по трубопроводу
10, питательная вода подается в ПГ по линии 9.

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью герметичным. Предусматривается система контроля мест возможной утечки теплоносителя, принимают меры, чтобы появление неплотностей и разрывов контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и окружающей местности. Оборудование реакторного контура обычно устанавливают в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются. Радиоактивный воздух и небольшое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС специальной системой вентиляции, в которой для исключения возможности загрязнения атмосферы предусмотрены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит служба дозиметрического контроля.

Рис. 3.25. Технологическая схема первого контура АЭС:

1 – контейнер; 2 – бассейн; 3 – перегрузочный кран; 4 – реактор;  

5 – мостовой кран реакторного зала; 6 – главная задвижка;  7 – главный

циркуляционный насос; 8 – парогенератор; 9 – трубопроводы питательной воды;

10 – трубопроводы вторичного пара  

При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания.

Наличие биологической защиты, систем специальной вентиляции и аварийного расхолаживания и службы дозиметрического контроля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вредных воздействий радиоактивного облучения.

Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию  машинного зала ТЭС. Отличительная, особенность большинства   АЭС — использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабо перегретого.

При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов   и промежуточных  перегревателей пара. В связи с тем, что теплоноситель и содержащиеся в нем примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя. На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются.

В число специфичных требований к компоновке оборудования АЭС входят: минимально возможная протяжённость коммуникаций, связанных с радиоактивными средами, повышенная жёсткость фундаментов и несущих конструкций реактора, надёжная организация вентиляции помещений.

В реакторном зале размещены: реактор с биологической защитой, запасные ТВЭЛы и аппаратура контроля. АЭС скомпонована по блочному принципу реактор—турбина. В машинном зале расположены турбогенераторы и обслуживающие их системы. Между машинным и реакторным залами размещены вспомогательное оборудование и системы управления станцией.

В большинстве промышленно развитых стран (Россия, США, Англия, Франция, Канада, ФРГ, Япония, ГДР и др.) мощность действующих и строящихся АЭС к 2000 г. доведена до десятков ГВт. По данным Международного атомного агентства ООН установленная мощность всех АЭС в мире к 2000 г. превысила 300 ГВт.

За годы, прошедшие со времени пуска в эксплуатацию первой АЭС, было создано несколько конструкций ядерных реакторов, на основе которых началось широкое развитие атомной энергетики в нашей стране.

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций, имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и, соответственно, могут быть размещены практически везде. Новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. Об экономичности и эффективности атомных электростанций может говорить тот факт, что  из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при сжигании примерно 3000 тонн каменного угля.

Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т.п., т.к. здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.

Основной конструктивной деталью гетерогенной активной зоны является ТВЭЛ, в значительной мере определяющий ее надежность, размеры и стоимость. В энергетических реакторах, как правило, используются стержневые ТВЭЛы с топливом в виде прессованных таблеток двуокиси урана, заключенных в оболочку из стали или циркониевого сплава. ТВЭЛы для удобства собираются в тепловыделяющие сборки (ТВС), которые устанавливаются в активной зоне ядерного реактора.

Большие тепловые потоки, проходящие через поверхность ТВЭЛов, и значительная энергонапряженность топлива требуют наличия исключительно высокой стойкости и надежности ТВЭЛов. Помимо этого, условия работы ТВЭЛов осложняются высокой рабочей температурой, достигающей 300-600 °С на поверхности оболочки, возможностью тепловых ударов, вибрацией, наличием потока нейтронов (флюенс достигает 102 нейтрон/м2).

К ТВЭЛам предъявляются высокие технические требования:

  1.  простота конструкции;

механическая устойчивость и прочность в потоке теплоносителя, обеспечивающая сохранение размеров и герметичности;

малое поглощение нейтронов конструкционным материалом ТВЭЛа и минимум конструкционного материала в активной зоне;

отсутствие взаимодействия ядерного топлива и продуктов деления с оболочкой ТВЭЛов, теплоносителем и замедлителем при рабочих температурах.

Геометрическая форма ТВЭЛа должна обеспечивать требуемое соотношение площади поверхности и объема и максимальную интенсивность отвода теплоты теплоносителем от всей поверхности ТВЭЛа, а также гарантировать большую глубину выгорания ядерного топлива и высокую степень удержания продуктов деления. ТВЭЛы должны обладать радиационной стойкостью, иметь требуемые размеры и конструкцию, обеспечивающие возможность быстрого проведения перегрузочных операций; обладать простотой и экономичностью регенерации ядерного топлива и низкой стоимостью.

В целях безопасности надежная герметичность оболочек ТВЭЛов должна сохраняться в течение всего срока работы активной зоны (3-5 лет) и последующего хранения отработавших ТВЭЛов до отправки на переработку (1-3 года). При проектировании активной зоны необходимо заранее установить и обосновать допустимые пределы повреждения ТВЭЛов (количество и степень повреждения). Активная зона проектируется таким образом, чтобы при работе на протяжении всего ее расчетного срока службы не превышались установленные пределы повреждения ТВЭЛов. Выполнение указанных требований обеспечивается конструкцией активной зоны, качеством теплоносителем, характеристиками и надежностью системы теплоотвода. В процессе эксплуатации возможно нарушение герметичности оболочек отдельных ТВЭЛов. Различают два вида такого нарушения: образование микротрещин, через которые газообразные продукты деления выходят из ТВЭЛа в теплоноситель (дефект типа газовой плотности); возникновение дефектов, при которых возможен прямой контакт топлива с теплоносителем.

Условия работы ТВЭЛов в значительной мере определяются конструкцией активной зоны, которая должна обеспечивать проектную геометрию размещения ТВЭЛов и необходимое с точки зрения температурных условий распределение теплоносителя. Через активную зону при работе реактора из мощности должен поддерживаться стабильный расход теплоносителя, гарантирующего надежный теплоотвод.

Активная зона должна быть оснащена датчиками внутриреакторного контроля, которые дают информацию о распределении мощности, нейтронного потока, температурных условиях ТВЭЛов и расходе теплоносителя.

Активная зона энергетического реактора должна быть спроектирована так, чтобы внутренний механизм взаимодействия нейтронно-физических и теплофизических процессов при любых возмущениях коэффициента размножения устанавливал новый безопасный уровень мощности. Практически безопасность ядерной энергетической установки обеспечивается, с одной стороны, устойчивостью реактора (уменьшением коэффициента размножения с ростом температуры и мощности активной зоны), а с другой стороны - надежностью системы автоматического регулирования и защиты.

С целью обеспечения безопасности конструкция активной зоны и характеристики ядерного топлива должны исключать возможность образования критических масс делящихся материалов при разрушении активной зоны и расплавлении ядерного топлива. При конструировании активной зоны должна быть предусмотрена возможность введения поглотителя нейтронов для прекращения цепной реакции в любых случаях, связанных с нарушением охлаждения активной зоны.

Активная зона, содержащая большие объемы ядерного топлива для компенсации выгорания, отравления и температурного эффекта, имеет как бы несколько критических масс. Поэтому каждый критический объем топлива должен быть обеспечен средствами компенсации реактивности. Они должны размещаться в активной зоне таким образом, чтобы исключить возможность возникновения локальных критических масс.

3.2.6. Экономические аспекты атомной энергетики

С экономической точки зрения ядерная энергетика специфична. Ей свойственны, по крайней мере, две кардинальные особенности. Первая особенность связана с большой ролью капиталовложений, которые вносят основной вклад в стоимость электроэнергии. Из чего следует необходимость особо тщательно и обоснованно учитывать роль капиталовложений. Вторая определяется спецификой использования ядерного топлива, которая существенно отличается от той, что присуща обычному химическому топливу. К сожалению, до сих пор не сложилось единого мнения о том, как следует учитывать эти особенности в экономических расчетах.

Существовавший до середины 80-х годов оптимизм в прогнозах развития ядерной энергетики определялся в основном представлениями об умеренной капиталоемкости АЭС, зачастую продиктованными соображениями политического плана.

Известно [2,3], что удельные капиталовложения в АЭС значительно выше, чем в обычные электростанции, особенно это касается АЭС с реакторами на быстрых нейтронах.

Это связано в первую очередь со сложностью технологической схемы АЭС: используются 2-х и даже 3-х контурные системы отвода тепла из реактора. Создается специальная система гарантированного аварийного расхолаживания. Предъявляются высокие требования к конструкторским материалам (ядерная чистота). Изготовление оборудования и его монтаж ведутся в особо строгих, тщательно контролируемых условиях (реакторная технология). К тому же, термический КПД на используемых в настоящее время в России АЭС с тепловыми реакторами заметно ниже, чем на обычных тепловых станциях.

Другим важным вопросом является то, что в ТВЭЛах внутри реактора постоянно содержится значительное количество ядерного топлива, необходимого для создания критической массы. Следует ли включать в капиталовложения стоимость первой загрузки ядерного топлива? Если да, то в капвложения следует включать не только топливо, находящееся в самом реакторе, но и занятое во внешнем топливном цикле. Такой подход нельзя считать правильным. Ведь в любом производстве одни элементы оборудования находятся в постоянной эксплуатации, а другие материальные средства службы регулярно заменяются новыми. Если этот срок не слишком велик, их стоимость не причисляют к капвложениям. Эти затраты учитываются в качестве текущих затрат. В случае с ТВЭЛами в пользу этого свидетельствует период их использования, который не превышает нескольких месяцев.

Важным является также вопрос о цене ядерного топлива. Если речь идет только об уране, то его стоимость определяется затратами на добычу, извлечение из руды, изотопное обогащение (если таковое необходимо).

Если топливом является плутоний, который используется для быстрых реакторов, то в общем случае следует различать два режима: замкнутый, когда плутония достаточно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, и конверсионный, когда его не хватает, и наряду с ним используется U235. Для случая конверсионного цикла цена плутония должна определяться из сопоставления с известной ценой урана. В любом быстром реакторе можно использовать как плутониевое, так и урановое топливо. Поэтому при экономическом сопоставлении влияния эффекта вида топлива на капитальную составляющую стоимости электроэнергии можно исключить. Достаточно приравнять между собой лишь непосредственные затраты на топливо (топливные составляющие) в том и другом случае. По оценкам специалистов цена плутония превосходит цену урана примерно на 30%. Для плутония это обстоятельство важно, поскольку нарабатываемый плутоний как побочный продукт приносит большой доход.

В замкнутом режиме, когда плутония образуется достаточно для загрузки в существующие и вновь вводимые реакторы, необходимость в использовании U235 отпадает. В случае если его нарабатывается (образуется) больше, чем нужно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, его можно полностью или частично использовать для других областей его потенциального применения. В этом случае цена плутония будет определяться затратами на его извлечение из ТВЭЛов.

Стоимость 1 кВт установленной мощности на АЭС с блоками 440 и 1000 МВт в 1,5 - 1,6 раза выше, чем на электростанциях, работающих на органическом топливе, равной мощности, построенных в те же годы [2]. Можно полагать, что в ближайшие годы соотношение в стоимостях 1 кВт установленной мощности АЭС и ТЭС будет иметь тенденцию к увеличению, так как для обеспечения большей надежности атомной электростанции и уменьшения влияния на окружающую среду строительство АЭС потребует больших дополнительных капиталовложений, чем строительство ТЭС. Однако себестоимость электроэнергии на АЭС в целом ниже, чем на тепловых конденсационных электрических станциях.

3.2.7. Экология атомной энергетики

Использование реакции деления тяжелых ядер для производства энергии сопровождается вредными факторами, потенциально опасными для биосферы Земли. Наиболее вредный фактор - радиоактивное загрязнение.

Атомная промышленность как одна из составляющих ТЭК России включает в себя предприятия по добыче и переработке уранового сырья, обогащению урана, заводы по изготовлению ТВЭЛов, атомные электростанции, радиохимические заводы по регенерации отработанного топлива, предприятия по переработке и хранению радиоактивных отходов. Радиационное воздействие на окружающую среду возможно на всех этих предприятиях. Наиболее сложные проблемы радиационной безопасности связаны с АЭС.

При нормальной работе АЭС и предприятий ядерного топливного цикла скорость выброса радиоактивных продуктов в окружающую среду тщательно контролируется. Содержащиеся в воздухе радиоактивные нуклиды благородных газов криптона, ксенона, радона, трития, а также присутствие аэрозолей топлива и продуктов деления определяют наличие ионизирующего излучения в воздухе.

Жидкие радиоактивные выбросы, попадающие в реки, большие озера или океан, содержат тритий, продукты деления ядер и другие вещества.

Человек, в общем случае, может подвергаться следующим воздействиям ионизирующего излучения:

  1.  внешнему бета- и гамма-излучению при распаде газообразных радиоактивных нуклидов, содержащихся в атмосфере или в воде;
  2.  облучению при распаде осевших на землю радиоактивных аэрозольных частиц;
  3.  внутреннему облучению при вдыхании радиоактивных нуклидов (ингаляционному облучению);
  4.  внутреннему облучению в результате потребления загрязненной радиоактивными нуклидами пищи или воды.

Скорость и уровень выхода радиоактивных нуклидов в окружающую среду зависят от механизмов удержания этих нуклидов, которые, в свою очередь, определяются конструкцией защитных устройств технологического оборудования топливного цикла. Совокупность взаимосвязанных герметизированных объемов (так называемых барьеров безопасности с низким уровнем утечки) и другие технические меры позволяют обеспечить очень высокие коэффициенты удержания радиоактивных веществ, или, иначе, низкие коэффициенты радиоактивных выбросов в окружающую среду.

Также как и в других энергоустановках, в которых происходит преобразование тепловой энергии в электрическую, в АЭС необходимо сбрасывать часть теплоты, выделяемой при сгорании топлива. В стандартных АЭС, в которых электроэнергия производится паротурбогенераторами, тепловой сброс осуществляется водой, охлаждающей конденсаторы. Эта вода забирается из реки, озера или моря.

Для того чтобы уменьшить вредное воздействие на экологию реки или озера, из которых забирается вода, особенно при жарком климате, когда окружающая температура уже достаточно высока, может оказаться необходимым применение некоторых технических методов локальной защиты от перегрева водных источников. Среди этих методов: увеличение расхода охлаждающей воды в конденсаторе, создание прудов охлаждения и градирен.

3.2.8. Перспективы развития ядерной и термоядерной энергетики

Как было показано выше, тип реактора является определяющим для любой ядерной энергетической установки. Исходя из перспектив глобального преобразования мировой энергетики, наиболее перспективными можно считать, пожалуй, пять основных известных в настоящее время науке типов реакторов [2,4]:

1. Высокотемпературный энергетический ядерный реактор на газообразном топливе (ГФЯР), являющийся реактором на тепловых нейтронах, в котором делящееся вещество в составе газообразного гексафторида урана или в виде испаренного металлического урана расположено в центральной зоне полости (цилиндрической или сферической), образованной твердым замедлителем-отражателем нейтронов (Be, ВеО, С или их комбинацией).

Перспективность ГФЯР связана со следующим: возможность получения большой мощности; коэффициент воспроизводства, превышающий единицу; высокая температура нагрева рабочей среды (более 10000°К); малая критическая масса (десятки килограмм делящегося вещества); возможность циркуляции делящегося вещества и его очистка в системе циркуляции.

Из этого следует: высокая эффективность использования горючего; минимальные затраты на топливный цикл; повышенная безопасность; высокая экономичность; широкий диапазон использования.

2. Вихревые ядерные реакторы на тепловых и быстрых нейтронах.
Вихревой реактор состоит из вихревой камеры, внутри которой, благодаря вихревому движению введенного тангенциально теплоносителя образуется устойчивый центробежный кипящий слой мелкодисперсного твердого и жидкого ядерного топлива. Благодаря целому ряду положительных свойств этого слоя энергетический вихревой ядерный реактор обладает некоторыми преимуществами по сравнению с реакторами с фиксированными активными зонами. С помощью этого типа реакторов с высоким коэффициентом воспроизводства на быстрых нейтронах можно коренным образом изменить структуру топливного баланса и создать возможность практически неограниченного развития ядерной энергетики, поскольку преодолевается кризис ресурсов природного урана в будущем.

3. Электроядерный бридинг.

Сущность заключается в использовании мощного пучка заряженных частиц (протонов) высокой энергии, получаемого с помощью ускорителя, для бомбардировки мишеней (из бериллия, тория, урана). В результате возникают мощные источники нейтронов, которые можно использовать для переработки уранового и ториевого сырья в делящиеся материалы, то есть для производства ядерного топлива.

4. Пароводяной реактор-размножитель на быстрых нейтронах (БПВР).
Реактор аналогичен ВВЭР.

5. Энергетический термоядерный реактор (ТОКОМАК).

Существует пока в виде исследовательской установки, на которой отрабатываются лишь основные принципы термоядерного синтеза. Практическая реализация управляемой термоядерной реакции сопряжена в настоящее время с рядом физических и технических трудностей.

Основная трудность физического характера сопряжена с неустойчивостью плазмы, помещенной в магнитную ловушку.

Трудности технического характера: наличие примесей с большими порядковыми номерами приводят к возрастанию энергетических потерь из плазмы.

Решение этих проблем требует прохождения следующих этапов: научная демонстрация возможности осуществления термоядерного синтеза, при котором отношение выходной энергии реакции синтеза к энергии, затраченной на создание, нагрев и удержание плазмы, по крайней мере, равно единице; демонстрация технической осуществимости термоядерного реактора; создание демонстрационной термоядерной электростанции.


4. Гидроэнергетические установки

4.1. Гидростатика и гидродинамика

Гидростатика – раздел гидромеханики жидкостей, в котором изучаются равновесие жидкости и воздействие покоящейся жидкости на погруженные в нее тела. Одной из основных задач гидростатики является изучение распределение давления в жидкости для обеспечения условий ее равновесия. Зная распределение давления, можно на основании законов гидростатики рассчитать силы, действующие со стороны покоящейся жидкости на погруженные в нее тела, например, на стену плотины гидроэлектростанции (ГЭС).

Одним из основных законов гидростатики является закон Архимеда. Применительно к гидротехническим сооружениям имеет практическое значение определение силы, действующей на некоторую поверхность, погруженную в жидкость. В этом случае сила давления P сводится к одной равнодействующей силе, равной весу столба жидкости, который был бы над стенкой, если бы оно лежало горизонтально на глубине центра тяжести смоченной площади:

,            (4.1)

где ρ – плотность жидкости;

 g – ускорение свободного падения;

 hцт. – глубина центра тяжести смоченной плоскости;

 p0 – внешнее давление на свободную поверхность воды;

 S – площадь смоченной поверхности стенки.

Точка пересечения линии действия этой силы с плоскостью стенки называется центром давления.

Формула (4.1) применяется для расчета плотин, щитов, затворов и других гидротехнических сооружений.

Гидродинамика – раздел гидромеханики жидкостей, изучающий движение несжимаемых жидкостей под действием внешних сил, а также  законы механического взаимодействия между жидкостью и соприкасающимися с ней телами. В гидродинамике жидкость считается непрерывной однородной средой в силу ее текучести.

Основные уравнения гидродинамики получаются путем применения общих законов физики к элементарной массе, выделенной в жидкости. В общем случае – это достаточно сложные системы дифференциальных уравнений с частными производными, которые часто упрощают, вводя те или иные допущения, например, пренебрегают вязкостью жидкости. При этом уравнения гидродинамики сводят к уравнениям динамики идеальной жидкости, в частности уравнению Бернулли. Согласно ему вдоль струйки жидкости имеет место следующее соотношение между давлением P, скоростью υ течения жидкости, плотностью ρ жидкости, высотой Z над плоскостью отсчета:

= const.                    (4.2)

Теория гидродинамики применяется при проектировании кораблей, расчете трубопроводов, насосов, гидротурбин и водосливных плотин, изучении грунтовых вод и др. ГЭС предназначены для преобразования статической и динамической энергии воды в электрическую энергию, и знание законов гидростатики и гидродинамики небходимо для корректного решения целого ряда вопросов проектирования оборудования электростанций.

4.2. Гидроэнергоресурсы и состояние гидроэнергетики России

Сегодня гидроэлектростанции России производят до 10-18 %  общей выработки электроэнергии в зависимости от степени сезонной загрузки и иных факторов, атомные электростанции – около 15 %, остальное (около 70 %) - производят на тепловых электростанциях. В мире доли ГЭС, АЭС и ТЭС в производстве электроэнергии составляют соответственно 19, 17 и 62 процентов.

В настоящее время в нашей стране действует порядка 100 ГЭС суммарной установленной мощностью порядка 44 млн. кВт. Ежегодно на ГЭС в зависимости от водности года вырабатывается 156–170 млрд. кВт∙ч электроэнергии.

В разработанной по решению Правительства РФ Энергетической стратегии России на период до 2020 г. развитие электроэнергетики страны ориентировано на темпы роста производства внутреннего валового продукта 5-6% в год при соответствующем устойчивом росте электропотребления не менее 3% в год. В результате потребление электроэнергии к 2020г. должно достигнуть 1545 млрд. кВтч. С учетом увеличения объемов эффективного экспорта плановое производство электроэнергии достигнет 1620 млрд. кВтч, из них 216 млрд. кВтч будет выработано на гидроэлектростанциях.

В гидроэнергетическом потенциале России заложены большие резервы электроэнергетического баланса страны. Степень использования данного потенциала на сегодняшний день очень неравномерна: наиболее высок этот показатель в европейской части страны – 46,6 %, в Сибири он близок к среднему (19,7 %), а на Востоке России составляет лишь 3,3 %.

Российские гидроэнергоресурсы по своему потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Сегодня у нас не используется экономически эффективный гидроэнергетический потенциал, эквивалентный ежегодному производству более чем 650 млрд. кВт∙ч  электроэнергии. Однако освоение потенциала такого масштаба требует (за исключением малых ГЭС) очень больших капиталовложений и продолжительных сроков строительства гидроэнергетических объектов.

По степени освоения гидроэнергоресурсов Россия, к сожалению, значительно отстает от других стран. Например, в США и Канаде гидроресурсы  освоены на 50 – 55 %, в европейских странах и Японии – на 60 – 80 %. Если же говорить о мировой тенденции в развитии гидроэнергетики, то в перспективе доля ГЭС в выработке электроэнергии в мире будет снижаться, за исключением Китая и Латинской Америки, где ожидается увеличение этой доли.

Гидроэнергетика России в ближайшие 20 лет будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая базисный режим работы тепловым электростанциям этих регионов. В европейских районах страны продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС,  преимущественно на Северном Кавказе.

Нельзя не учитывать и тот факт, что сегодня мы имеем 16 гидроэлектростанций, строительство которых уже ведется в Сибири и на Дальнем Востоке, на Северо-западе и юге России. Общая мощность этих ГЭС в перспективе составит 9 млн. кВт, а годовая выработка электроэнергии составит 35 млрд. кВт∙ч. Некоторые из указанных ГЭС имеют высокую степень готовности, капиталовложения на этих  стройках освоены на 30–60 % их сметной стоимости. На многих возводимых ГЭС выполнены большие объемы работы по  основным сооружениям, а на ряде гидроузлов готовность сооружений такова, что они могут быть введены в эксплуатацию уже в ближайшие годы, при условии определенной концентрации на этих объектах сил и средств. Подобная готовность ГЭС, безусловно, делает их привлекательными для инвесторов, которых нужно более активно искать и находить.

Что касается инвестиций, то финансирование достройки Аушигерской, Богучанской, Бурейской, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайской, Усть-Среднеканской ГЭС до сего времени осуществлялось в основном из средств РАО «ЕЭС России». Сторонних инвесторов для завершения постройки названных ГЭС пока привлечь не удалось, а государство в финансировании их сооружения участия практически не принимает. Суммарная проектная мощность перечисленных ГЭС – 6,5 млн. кВт, и они смогут ежегодно производить 11,7 млрд. кВт∙ч электроэнергии. Первые очереди этих ГЭС общей мощностью около 1 млн. кВт введены в 2006 г. Ведется также достройка Вилюйской ГЭС.

Важнейшей проблемой гидроэлектростанций России является их старение. В настоящее время срок эксплуатации 12 ГЭС превысил 50 лет. К 2010 году через 50 летний рубеж перейдут еще 20 ГЭС. Эти 32 гидроэлектростанции имеют суммарную установленную мощность 94 млн. кВт и годовую выработку около 40 млрд. кВт, что составляет почти треть общего числа ГЭС. Срок 50 лет – принципиальный рубеж. Переход через него требует проведения серьезных исследований состояния гидроузла в целом и, прежде всего, – тщательной оценки надежности его гидротехнических сооружений.

Несколько слов в связи с этим о концепции технического перевооружения энергетического оборудования ГЭС России. Износ основного энергетического оборудования отечественных ГЭС достиг предельного уровня. В настоящее время на 87 российских гидроэлектростанциях из 464 агрегатов выработали нормативный срок службы, определенный в 30 лет, и нуждаются в реконструкции и техническом перевооружении 335 гидроагрегатов. Такое состояние основного оборудования неизбежно увеличивает эксплуатационные и ремонтные затраты, снижает выработку электроэнергии и ограничивает пропускную способность ГЭС при прохождении паводка.

Единственным на сегодня способом поддержания работоспособности оборудования и продления срока его службы стал восстановительный ремонт. Этот метод по существу является в настоящее время и основным направлением технического перевооружения оборудования ГЭС. Рост ремонтной составляющей в себестоимости электроэнергии ГЭС в связи с этим достиг 40 %.

С выработкой нормативного срока службы  оборудования связана и такая крайне важная проблема, как безопасность гидротехнических сооружений ГЭС. Свидетельство тому участившиеся в последнее время в мире техногенные аварии и катастрофы.

Основной причиной свертывания гидроэнергетического строительства стали во многих случаях природоохранные требования и ограничения. Поэтому сегодня следует тщательно и конкретно рассматривать экологические факторы, которые могут стать причиной существенной корректировки прогноза развития гидроэнергетики, серьезное внимание уделять положительным экологическим эффектам от сооружения ГЭС. Всесторонний анализ всех этих факторов и эффектов позволит полнее оценить влияние ГЭС на окружающую среду.

Сегодня, как никогда ранее, сложилась благоприятная ситуация для наращивания генерирующих мощностей гидроэнергетики. Это обусловлено следующими факторами. Во-первых, ростом спроса на электроэнергию внутри страны и увеличением ее экспорта. Во-вторых, обострением проблемы топлива в теплоэнергетике, вызванной дефицитом природного газа. В-третьих, вовлечением в топливный баланс новых объемов твердого топлива, что требует значительных затрат для перевода ТЭС на сжигание угля, решения экологических проблем и внедрения новых дорогостоящих технологий. В-четвертых, предстоящая либерализация цен на газ и изменение ценовых соотношений для газообразного, нефтяного и твердого топлив приведут в перспективе к значительному росту тарифов на электроэнергию ТЭС и, разумеется, еще больше повысят конкурентоспособность ГЭС.

4.3. Классификация, принцип работы и характеристики

гидроэнергетических установок

Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) - это совокупность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования,  обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и преобразующих гидравлическую энергию воды в электрическую энергию.

Различают следующие основные типы гидроэнергетических установок:

-  гидроэлектростанции (ГЭС);

- насосные станции (НС);

- гидроаккумулирующие станции (ГАЭС);

- приливные электростанции (ПЭС).

По типу турбин различают ГЭУ:

- c осевыми турбинами;

- с диагональными турбинами;

- с радиально-осевыми турбинами;

- с ковшовыми турбинами.

Гидроэлектростанция (ГЭС) - основной тип гидроэнергетических установок.

В зависимости от напора ГЭС подразделяют на высоконапорные (более 80 м), средненапорные (от 25 до 80 м) и низконапорные (до 25 м).

По установленной мощности различают мощные ГЭС (свыше 250 МВт), средние (до 25 МВт) и малые (до 5 МВт).

В зависимости от размещения здания ГЭС различают плотинные, приплотинные, деривационные и смешанные ГЭС. В первом случае ГЭС называют русловыми или плотинными, во втором приплотинными. Если напор воды превышает 25 метров, то здание ГЭС обычно размещается за плотиной, внизу ее. На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.

Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидротурбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование. В случае необходимости строятся водосбросные и судоходные сооружения, рыбопропускные сооружения и т.п. Плотина является наиболее важным и ответственным звеном гидроузла. Высота плотины определяется площадью затопления земель при проектировании площади водохранилища. Зеркало воды перед плотиной и после плотины называют соответственно верхним и нижним бьефом. Разницу высот между верхним и нижним бьефами называют напором ГЭС. На случай превышения допустимой величины напора предусмотрена система аварийного сброса воды (водосброс) из верхнего бьефа в нижний.

Вода под воздействием силы тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний бьеф, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором электрического генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидрогенератор. В турбине энергия водотока преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реках каскадов ГЭС. В России построены и успешно эксплуатируются Волжский, Камский, Ангарский, Енисейский и другие каскады ГЭС.

Количество вырабатываемой электрической энергии на ГЭС определяется по формуле:

W = Рt = QHtη (кВтч.),

где  Р – мощность электрических генераторов, установленных на ГЭС;

t – время работы гидрогенераторов;

Q – количество воды, проходящей через створ ГЭС (м3/сек);

Н – напор воды;

η –  КПД гидрогенераторов.

Количество вырабатываемой электрической энергии определяется количеством воды, проходящей через створ ГЭС. На русловых и приплотинных ГЭС она определяется годовым стоком воды реки и характеристикой этой реки. Продолжительность использования установленной мощности гидроэлектростанций, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500 - 3000 часов для пиковых станций и до 5000 - 6000 часов для базовых при годовом ресурсе 8760 часов. На деривационных ГЭС количество электрической энергии зависит от напора ГЭС и пропускной способности деривационных сооружений.

Гидроэлектростанции как источник электрической энергии имеют существенные преимущества перед тепловыми и атомными электростанциями. Они лучше приспособлены для автоматизации и требуют меньшего количества эксплуатационного персонала. Работа гидроэлектростанций характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов этот режим также приемлем, так как в отличие от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набора мощности полностью автоматизирован и занимает от нескольких десятков секунд до несколько минут, поэтому резервирование мощности в энергосистеме целесообразно осуществлять агрегатами ГЭС.

В электрической части ГЭС подобны тепловым конденсационным электростанциям (КЭС) – предусматривается блочное соединение генераторов с трансформаторами, энергия выдается в систему на повышенных напряжениях (220-1150кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление  электроэнергии на собственные нужды в связи с отсутствием крупных механизмов.

Капитальные затраты при сооружении ГЭС обычно больше, чем при сооружении ТЭС, но меньшие эксплуатационные издержки обеспечивают низкую себестоимость электроэнергии, в несколько раз меньшую, чем на КЭС и АЭС. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет 85-90%.

Показательны следующие средние значения удельной численности персонала станций различного вида на 1 млн. кВт установленной мощности: для ГЭС - 300, для ТЭС - 1400, для АЭС - 1800 чел. Но это только на самой станции, а еще нужно добавить трудозатраты на добычу и транспортирование топлива, в итоге требуемая удельная численность персонала на 1 млн. кВт для ТЭС (АЭС) в среднем составляет 2500 чел.

В России построены и эксплуатируются следующие крупные ГЭС: каскад Волжских ГЭС мощностью около 2530 МВт, Братская ГЭС - 4500 МВт, Красноярская ГЭС - 6000 МВт, Саяно-Шушенская ГЭС - 6400 МВт и др.

Насосная станция (НС) предназначена для перекачки воды низких отметок воды на высокие и транспортирования воды в удаленные пункты. На НС устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и электродвигателя. Очевидно, что  НС является потребителем электроэнергии.

Насосные станции используются для водоснабжения тепловых и атомных станций, коммунально-бытового и промышленного водоснабжения (районные водозаборы), а также в ирригационных системах, в судоходных каналах и т.п.

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) предназначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Потребляя электроэнергию она перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний.  Тем самым создаются запасы гидроэнергии за счет повышения уровня верхнего бьефа.

Обратимые гидромашины (насосотурбины) получают все большее развитие в связи с интенсивным строительством гидроаккумулирующих электростанций ГАЭС, предназначенных для выравнивания графика нагрузки энергосистем. В ночные часы, когда в энергосистеме имеется  избыток мощности, агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме и аккумулируют энергию, перекачивая воду из нижнего бассейна в верхний. В часы максимума нагрузки (пика) они включаются в турбинный режим и выдают энергию в энергосистему. Таким образом, обратимая гидромашина может использоваться и как насос, и как турбина. Мощность отдельных ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 МВт.

Гидроаккумулирующие электростанции могут строиться изолированно либо в составе электрических (гидроэнергетических) комплексов, представляющих собой совокупность  двух или нескольких электрических станций, объединенных совместным  технологическим использованием водоемов, электротехнических и других  устройств, а также совместной эксплуатацией. Наиболее эффективным является совместное планомерное строительство отдельных элементов комплекса с поэтапным вводом их в эксплуатацию.

В часы максимальной нагрузки ГАЭС работает как ГЭС. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС выдает электроэнергию в энергосистему. В процессе работы ГАЭС потребляет дешевую электроэнергию, а выдает более дорогую энергию в период пика нагрузки (за счет разности тарифов). Заполняя провалы нагрузки в энергосистеме, она позволяет работать агрегатам атомных и тепловых станций в наиболее экономичном и безопасном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт∙ч электроэнергии в энергосистеме.

В настоящее время в России работает Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт, ведется проектирование и строительство других ГАЭС, в частности, Тереблинской ГАЭС.

Приливная электростанция (ПЭС) сооружается на побережье морей и океанов со значительными приливно-отливными колебаниями уровня воды. Для этого естественный залив отделяется от моря плотиной и зданием ПЭС. При приливе уровень моря будет выше уровня воды в отделенном от него заливе, а при отливе, наоборот, ниже, чем уровень воды в заливе. Перепады этих уровней создают напор, который используется при работе гидротурбин ПЭС.

В некоторых морских заливах приливы достигают 10...12 м, а наибольшие приливы наблюдаются в заливе Фанди (Канада) - до 21 м.

Технические ресурсы приливной энергии России оцениваются в 200...250 млрд. кВт∙ч в год и в основном сосредоточены у побережья Охотского, Берингова и Белого морей.

4.4. Схемы использования гидравлической энергии

В большинстве случаев ГЭС представляют собой объекты комплексного назначения, обеспечивающие нужды электроэнергетики и других отраслей народного хозяйства: мелиорации земель, водного транспорта, водоснабжения, рыбного хозяйства и пр.

Наиболее эффективное использование энергии водотока для получения электрической энергии обеспечивается при концентрации перепадов уровней воды на относительно коротком участке. Для использования падения уровней рек, распределенных по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосредоточению перепада, т.е. регулированию водного стока, что может быть осуществлено различными способами.

Различают три основные схемы использования водотока:

- плотинная, при которой напор создается плотиной;

- деривационная, где напор создается преимущественно с помощью деривации (отведения, отклонения), выполняемой в виде канала, туннеля или трубопровода;

- комбинированная, в которой напор создается плотиной и деривацией.

 Плотинная схема (рис. 4.1) предусматривает создание подпора уровня водотока путем сооружения плотины. Образующееся при этом водохранилище может использоваться в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодически накапливать запасы воды и более полно использовать энергию водотока.

В гидроузлах, осуществленных по плотинной схеме создания напора, различают русловые и приплотинные здания станций ГЭС.

Рис. 4.1. Схема создания напора на плотинной ГЭС

ГЭС с русловым зданием характеризуется тем, что ее здание входит в состав водонапорных сооружений и воспринимает давление воды со стороны верхнего бьефа. Конструкция здания в этом случае должна удовлетворять всем требованиям устойчивости и прочности, предъявляемым к плотинам. Размеры здания, в частности его высота, определяются напором H, поэтому ГЭС с русловыми зданиями строятся при сравнительно небольших напорах - до 40 м (каскады Камских, Волжских ГЭС и др.).

ГЭС с приплотинным зданием характеризуется тем, что ее здание располагается за плотиной (рис. 4.2) и не воспринимает давления воды. На крупных современных гидроэлектростанциях такого типа напор доходит до 300 м (Красноярская ГЭС).

Деривационная схема (рис. 4.3) позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке; эта разность уровней и является напором гидроэлектростанции. В зависимости от типа искусственных водоводов (деривации) различают ГЭС с напорной и с безнапорной деривацией (см. рис. 4.3). На рис. 4.1, 4.3 введены обозначения: 1-1 - сечение верхнего бьефа; 2-2 - сечение нижнего бьефа.

Рис. 4.2. Схема приплотинной ГЭС

Рис. 4.3. Схемы создания напора на деривационной ГЭС

При безнапорной деривации отвод воды из реки осуществляется безнапорными водоводами, например открытым каналом. Для забора воды в деривационный канал в русле реки возводится невысокая плотина, создающая водохранилище. Вода в канал поступает через водоприемник. Плотина, водоприемник, в ряде случаев и другие сооружения (водосброс, отстойник и др.) образуют так называемый головной узел деривационной гидроэлектростанции. Деривационный канал заканчивается напорным бассейном, из которого вода по трубопроводам подается к турбинам в здание станции. Прошедшая через турбины вода отводится обратно в русло реки по отводящему каналу. Напорный бассейн, трубопроводы, здание станции и другие сооружения, примыкающие к ним, образуют станционный узел.

Вода из верхнего бьефа (ВБ) по напорному водоводу подводится к турбине и из нее выпускается в нижний бьеф (НБ). В турбине энергия воды преобразуется в механическую энергию вращения вала, от которого приводится во вращение ротор электрического генератора (гидрогенератора), где механическая энергия преобразуется в электрическую. Электрическая энергия по линиям высокого напряжения передается в районы потребления, иногда на расстоянии 1000 км и более. Турбина, соединенная с генератором,  называется агрегатом ГЭС, или гидроагрегатом. Характерными его параметрами являются напор (он определяется в основном разностью отметок ВБ и НБ) и мощность. Напоры на различных ГЭС изменяются в широком пределе – от нескольких метров (низконапорные ГЭС) до 700 – 1000 м и более (высоконапорные) Мощность гидроагрегата может составлять несколько сотен киловатт (малые агрегаты, малые ГЭС) и достигать 600 – 700 тыс. кВт и даже более (крупные, сверхмощные гидроагрегаты).

На рис. 4.3,б показана ГЭС с напорной деривацией в виде напорного туннеля. В ряде случаев для защиты деривационных напорных водоводов от перегрузок избыточным внутренним давлением может понадобиться строительство специального сооружения - уравнительного резервуара.

Создание или увеличение сосредоточенного перепада уровней воды можно осуществить также посредством отводящего деривационного водовода, продольный уклон которого меньше уклона естественного русла. В этом случае здание ГЭС располагается в глубокой выемке или под землей в удалении от нижнего сечения используемого участка водовода.

Сооружение деривационных ГЭС оказывается целесообразным в горных условиях при больших уклонах рек и относительно малых расходах воды; тогда при небольшой протяженности и малой площади сечения деривационного водовода можно получить большой напор (1000 м и более) и соответственно большую мощность.

На рис. 4.4,а показана схема приплотинной ГАЭС, позволяющая реверсировать водоток путем перекачки воды из нижнего бьефа в верхний бьеф.

По аналогии с ГЭС, работающими в активном режиме, ГАЭС подразделяются на станции приплотинного типа и станции деривационного типа. Первые используют перепад уровней, создаваемый плотиной, вторые -   перепад между двумя бассейнами, соединенными наземными или туннельными водоводами. В условиях ГАЭС приплотинного типа могут быть эффективными, как правило, только при совместной установке обратимых гидроагрегатов с агрегатами прямого  действия, т.е. в виде ГЭС – ГАЭС, или при использовании для насосного аккумулирования водохранилищ, созданных для других народнохозяйственных задач.

Значительный интерес представляет использование энергии приливов и отливов на побережьях морей и океанов. Схема создания напора на приливной гидроэлектростанции (ПЭС) приведена на рис. 4.4,б.

Рис. 4.4. Схемы создания напора на ГАЭС и ПЭС

Амплитуда колебания уровня воды, связанная с положением луны на  небосклоне, зависит от географической широты и характера берега континента. Так, около Магелланового пролива зарегистрирована амплитуда колебаний уровня воды 18 м, а около берегов Америки – 21 м. Широкое применение ПЭС нашли в Японии, где их число достигло 43.

Энергетические ресурсы морских приливов и отливов на Барцевом и Белом морях, возможные к использованию в России, оцениваются примерно в 40 млрд. кВ∙ч, но прежде чем использовать их, необходимо преодолеть трудности, связанные со строительством ПЭС (высокая стоимость и пульсирующий характер выдачи мощности). В закрытых морях (Каспийском, Черном) эффекты приливов и отливов практически незаметны.

4.5. Основное оборудование ГЭС

Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и гидрогенераторы.

4.5.1. Гидротурбины

Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движения воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины подразделяются на два класса: активные и реактивные. Турбина называется активной, если используется только кинетическая энергия потока, и реактивной, если используется и потенциальная энергия при реактивном эффекте. Рабочее колесо реактивной турбины в отличие от активной полностью находится в воде, т.е. поток воды поступает одновременно на все лопасти рабочего колеса.

Существует большое число различных видов турбин, однако в практике гидроэнергетического строительства широко используется лишь четыре вида турбин: осевые, диагональные, радиально-осевые и ковшовые. Рассмотрим схемы их устройства и принцип действия.

Осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Каплана) являются низконапорными турбинами. Они используются при малых напорах – от 1-3 до 60-70 м. Схема осевой турбины показана на рисунке 4.5.

 

Рис. 4.5. Схема осевой гидротурбины

Рабочее колесо осевой турбины, состоящее из лопастей рабочего колеса 1, укрепленных в корпусе 2 с обтекателем, соединено валом 3. Количество лопастей рабочего колеса может быть различным – от 4 до 8. Чем больше напор, тем больше количество лопастей. Лопасти могут быть укреплены жестко, с каким-то некоторым углом наклона. В этом случае турбина называется пропеллерной. Однако обычно лопасти делаются поворотными, т.е. на ходу в зависимости от условий работы (нагрузка, напор) угол установки лопастей может меняться. Такие турбины называют поворотно-лопастные. Поворотно-лопастные турбины сложнее пропеллерных, но у них выше энергетические показатели.

Диагональные турбины, разработанные в последние десятилетия, отличаются от осевых турбин только тем, что лопасти рабочего колеса установлены с наклоном к оси вращения (угол 45 – 60º).

Радиально – осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Френсиса) являются средненапорными турбинами. Они используются при напорах в диапазоне от 40-60 до 500-700 м. Схема радиально – осевой турбины показана на рисунке 4.6.

Рабочее колесо радиально-осевой турбины состоит из 12 – 17 лопастей рабочего колеса 1, образующих круговую решетку лопастей. Лопасти рабочего колеса имеют сложную кривизну, поэтому вода, поступающая с направляющего аппарата 12, постепенно меняет направление с радиального на осевое. В настоящее время созданы уникальные радиально-осевые турбины мощностью 640 МВт.

Рис. 4.6. Схема радиально-осевой гидротурбины

Ковшовые турбины (за рубежом их называют турбинами Пельтона, иногда «свободноструйными») – это высоконапорные турбины, используемые при напорах более 400 – 600м. Схема ковшовой турбины показана на рисунке 4.7.

Рис. 4.7. Схема ковшовой гидротурбины

Основными ее  элементами являются сопло 1, к которому вода подводится по трубопроводу 2, и рабочее колесо 3, укрепленное на валу 4. Сопло и рабочее колесо установлены выше уровня воды, так что рабочее колесо вращается в воздухе. В этой турбине потенциальная энергия гидростатического давления в суживающейся насадке-сопле полностью превращается в кинетическую энергию движения воды. Рабочее колесо турбины выполнено в виде диска, по окружности которого расположены ковшеобразные лопасти 6. Внутри сопла расположена регулировочная игла 8, перемещением которой меняется выходное сечение сопла, а, следовательно, и расход воды.

Ковшовые гидротурбины являются наиболее распространенными активными гидротурбинами.

Радиально-осевые турбины установлены на Братской, Красноярской и других ГЭС. Поворотно-лопастными осевыми турбинами оборудованы Куйбышевская, Волгоградская, Каховская, Кременчугская и другие ГЭС.

На электрических станциях турбина и генератор связаны общим валом. Частоты их вращения не могут выбираться произвольно. Они зависят от числа пар полюсов ротора генератора и частоты переменного тока, которая должна соответствовать стандартной (50-60 Гц). Кроме того, необходимо учитывать, что при небольших частотах вращения турбины получаются громоздкими и дорогими. Чтобы получить скорости агрегатов, близкие к оптимальным, при больших напорах используют турбины с малыми значениями коэффициента быстроходности, а при небольших напорах - с большими значениями этого коэффициента.

Разнообразие природных условий, в которых сооружаются ГЭС, определяет разнообразие конструктивного исполнения турбин. Мощности турбин изменяются от нескольких киловатт до 640 МВт, а частота вращения изменяется от 16,6 до 1500 об/мин. 

Области применения турбин некоторых видов перекрываются. Так, при напорах 50-70 метров могут быть приняты и осевые, и диагональные, и радиально-осевые турбины. Выбор оптимального решения производиться на основании технико-экономических сопоставлений различных вариантов.

4.5.2. Гидрогенераторы

Гидравлическим генератором называется машина, преобразующая механическую энергию вращения гидротурбины в электрическую энергию.

Эти машины приводятся во вращение, как правило, сравнительно тихоходными гидравлическими турбинами, частота вращения которых составляет 50 – 500 об/мин. Поэтому гидрогенераторы  выполняют с большим числом полюсов и явнополюсными роторами. Диаметр ротора достигает у мощных машин 16 м при длине 1,75 м (в генераторах мощностью 590 – 640 МВА), т.е. для таких генераторов отношение длины к диаметру составляет 0,11 – 0,20.

Гидрогенераторы мощностью свыше нескольких десятков МВА выполняют с вертикальным расположением вала. Гидрогенераторы с меньшей мощностью выполняют обычно с горизонтальным расположением вала.

В верхней части гидрогенератора на одном с ним валу  обычно устанавливают вспомогательные машины – возбудитель  генератора с подвозбудителем и дополнительный синхронный генератор,  предназначенный для питания электродвигателей автоматического регулятора турбины.

В конструкции гидрогенераторов с вертикальным расположением вала весьма ответственной частью являются упорный подшипник (подпятник), который воспринимает массу роторов генератора и турбины, давление воды на лопасти турбины, а также динамические усилия. Подпятник состоит из вращающегося диска (пяты), укрепленного на роторе, который посредством ряда сегментов (сухарей) опирается на стальной диск, установленный  в корпусе подпятника. Сегменты покрывают слоем антифрикционного сплава (баббита), а корпус заполняют маслом, которое создает жидкостное трение в подпятнике и служит охлаждающей средой, обеспечивающей отвод образующейся  теплоты к водяному маслоохладителю.

В зависимости от расположения подпятника гидрогенераторы подразделяют на подвесные и зонтичные (рис. 4.8).

В подвесных гидрогенераторах подпятник располагают над ротором генератора на верхней крестовине, а один или два направляющих подшипника – под ним; при этом весь турбоагрегат подвешен на подпятнике к этой крестовине.

В зонтичных гидрогенераторах подпятник располагают под ротором на нижней крестовине или на крышке турбины, а генератор – над подпятником в виде зонта. Крестовины представляют собой мощную опорную конструкцию, состоящую из центральной втулки и ряда радиальных балок. Быстроходные гидрогенераторы обычно выполняют подвесного типа, а тихоходные – зонтичного.

Рис. 4.8. Конструктивные схемы гидрогенераторов - подвесного (а)

и зонтичного (б) типов: 1 – верхняя крестовина; 2 – подпятник; 3 - направляющие

подшипники; 4 – ротор; 5 – статор; 6 – нижняя крестовина; 7 – фланец вала;

8 – турбина; 9 – фундамент; 10 – направляющий подшипник турбины

В последнее время стали применяться горизонтальные агрегаты (капсульные), у которых генератор заключен в герметичную капсулу, обтекаемую водой. КПД таких агрегатов больше 95% благодаря лучшим гидравлическим условиям обтекания.

Промышленность РФ выпускает различные типы гидрогенераторов мощностью до 640 МВА.

В связи со стремлением уменьшить габариты, массу и стоимость гидрогенераторов в машинах большой мощности применяют непосредственное охлаждение обмоток статора, ротора и сердечника статора дистиллированной водой. При тех же основных размерах мощность гидрогенератора с водяным охлаждением можно увеличить более чем в два раза по сравнению с гидрогенератором, имеющим поверхностное воздушное охлаждение.

Непосредственное водяное охлаждение обмоток статора и ротора выполняют так же, как в турбогенераторах – путем пропускания воды через полые проводники обмоток. Сердечник статора охлаждается водой, циркулирующей по трубам, которые проходят сквозь отверстия в листах непосредственного охлаждения.

В последнее десятилетие появились принципиально новые вращающиеся машины системы Powerformer, представляющие собой  генераторы, которые работают  на значительно более  высоких, чем обычные генераторы, напряжениях. Они подключаются непосредственно к сети до 110 кВ  и выше. Эти разработки проводятся шведскими отделениями компании АВВ и опробуются на электростанциях в Швеции.

Непосредственное соединение генератора с электрической сетью дает возможность:

- снизить активные потери в шинопроводах, распределительном устройстве и повышающем трансформаторе;

- повысить КПД системы Powerformer на 0,5 – 0,2 %;

- уменьшить реактивную составляющую мощности за счет исключения трансформатора, наличие которого уменьшает коэффициент мощности и снижает полезную мощность генератора;

- сократить число компонентов схемы: исключаются выключатель, шины и трансформатор среднего напряжения, а также соответствующие измерительные трансформаторы;

- повысить коэффициент готовности вследствие сокращения числа компонентов схемы и высокой надежности самого генератора;

- снизить расходы на обслуживание благодаря меньшему числу компонентов схемы и тому, что Powerformer сам по себе не требует большого ухода;

- проектировать электростанцию более компактно, сократив тем самым объемы строительных работ.

4.6. Природоохранные проблемы гидроэнергетики

и их учет при проектировании ГЭС

Проектирование гидроэлектростанций должно вестись на основе предварительно разработанных схем комплексного использования водных ресурсов речного бассейна, включающих природоохранные мероприятия и схемы энергетического использования водотока. Все вопросы размещения хозяйственных отраслевых объектов и объемов их водопотребления должны быть взаимоувязаны и согласованы. При отсутствии таких схем по какому-либо водотоку недопустимы проектирование и строительство частных объектов, использование водных ресурсов и освоение водосбора его бассейна.

Еще на стадии проектирования производственных, сельскохозяйственных, коммунально-бытовых предприятий и объектов на водосборах водохранилищ, прилегающих к ним участках и притоках необходимо провести модельные имитационно-оптимизационные расчеты для установления допустимого вклада этих объектов в загрязнение водотока и обоснования их, основных экологически приемлемых параметров.

Чрезвычайно остро стоит вопрос о сохранности пойм и пойменных земель, являющихся с одной стороны, исходной базой естественного и культурного кормопроизводства, а с другой - естественным биохимическим барьером реки, так называемым, фильтром-очистителем. Поэтому при проектировании гидроузлов и водохранилищ (выборе отметки НПУ, зеркала водохранилища и установления площади затопления) немаловажное значение придается сохранению пойменных земель, участков и старопахотных угодий. Решение этих вопросов достигается технико-экономическим обоснованием (ТЭО) выбора створа ГЭС, защитой пойменных земель путем обвалования и посредством специальных выпусков ГЭС и гидроузлов.

Перечень совершенных ошибок при строительстве ГЭС немал. Вот лишь несколько примеров, представляющих бедствия и экологические угрозы:

- Новосибирская ГЭС отсекла большую часть нерестилищ, резко снизив промысловые уловы сибирского осетра; в 1999г. он занесен в Красную книгу России;

- при строительстве Братской ГЭС в ложе водохранилища оставили строевую сосну, которая стала разлагаться, превратив водохранилище в мертвый водоем;

- сооружение на Енисее Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС привело к необратимым процессам: изменению микроклимата региона, нарушению водного и теплового баланса реки, создание заторов льда во время ледохода по всей ширине реки;

- Иркутская    ГЭС    построена    в    сейсмически    активной    зоне, катастрофическое разрушение плотины которой приведет к уничтожению ряда городов вдоль Ангары;

- многие города Сибири - Новосибирск, Красноярск, Иркутск и другие города   находятся   ниже   водохранилищ   с   высокими   плотинами; природная катастрофа или диверсионный взрыв могут привести к уничтожающему наводнению;

- постройка на реке Волга каскада гидроэлектростанций, превратили ее во многом в  цепочку   загнивающих   озер.

Комплексная система охраны природы, предусматривающая ряд взаимоувязанных законов, порядок действия властных органов и субъектов хозяйства, а также систему ответственности и контроля, стала складываться в России только в 80-х г.г. XX столетия, ее формирование не закончено и к настоящему времени. Тем не менее, в стране уже разработана солидная законодательная база по регулированию земельных и водных отношений, по охране окружающей среды, по защите от вредных воздействий атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, объектов растительного и животного мира. Разработан механизм принятия решений по созданию различных объектов хозяйственной деятельности с учетом их воздействия на окружающую среду. Государственная экологическая экспертиза, действующая на основе закона РФ «Об экологической экспертизе», рассматривает проектные материалы, и только после ее положительного заключения может быть начато строительство любого объекта, включая гидроэнергетический объект.

Ниже приведено краткое описание воздействий гидроэнергетических объектов на различные элементы окружающей среды и возможных природоохранных мероприятий.

Геологическая среда.

Воздействие водохранилища на геологическую среду проявляется, главным образом, в виде волновой берегопереработки и в развитии подтопления на прилегающей территории. Эти процессы зависят от морфометрических особенностей долины водотока и свойств геологических пород, слагающих берега водохранилищ. После образования водохранилища возможна активизация отдельных геологических процессов, которые фиксировались на территории и до создания водохранилища. К таким процессам относятся оползни, обвалы, просадки.

При создании водохранилищ в районах вечной мерзлоты за счет отепляющего воздействия их воды происходит размораживание бортов и сползание в водоем крупных массивов береговой линии, если она сложена мягкими грунтами.

При создании гидроузлов с напором более 100 м в горной местности в сейсмически опасных районах возникают явления так называемой «наведенной сейсмичности». Заключаются они в том, что по контуру водохранилища увеличивается частота землетрясений, при этом расчетная величина сейсмичности, как правило, не меняется.

В проектах ГЭС с водохранилищами современного поколения составляется прогноз их воздействия на геологическую среду. В рамках этого прогноза в зависимости от конкретных условий изучаются те или иные явления и их последствия, исследуется также возможное воздействие водохранилища на месторождения полезных ископаемых, расположенных в зоне его влияния. На основании таких прогнозов в проекте на базе технико-экономических расчетов принимаются решения о защите того или иного элемента геологической среды. Так, в проекте Нижнекамской ГЭС предусмотрены затраты на инженерную защиту месторождений нефти в Татарстане, в ТЭО Среднеенисейской ГЭС — инженерная защита Горевского полиметаллического месторождения.

Земельные ресурсы и наземные экосистемы. 

При создании водохранилищ и ГЭС происходит изъятие земель в связи с затоплением, волновой переработкой берегов, размещением объектов, выносимых из зон воздействия водохранилищ, а также для размещения основных сооружений, поселков строителей, производственных баз, карьеров, инженерных коммуникаций для строительства и эксплуатации гидроузлов.

Водохранилищами энергетического и комплексного назначения в Российской Федерации к настоящему времени затоплено порядка 4.5 млн. га земли, или около 0.3% общего земельного фонда государства. Этот показатель в Канаде составляет 0.6%, а в США — 0.8%.

Устойчивой тенденцией отечественной гидроэнергетики является снижение площади затоплений, приходящейся на 1 млн. кВт∙ч вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Если в прошедшие годы этот показатель в среднем составлял примерно 11-15 га на миллион киловатт-часов, то по объектам, строящимся в настоящее время или намечаемым на ближайшую перспективу, он не превышает по общим затоплениям 6 га, в том числе: по затоплениям сельхозугодий 1 га, лесопокрытых площадей 5 га. Сравнивая эти удельные показатели с аналогичными по зарубежным объектам (общие затопления в США — 6.5 га/млн. кВт∙ч и в Канаде — 6.9 га/млн. кВт∙ч), можно сделать вывод, что по изъятию земельных ресурсов современные отечественные комплексные гидроэнергетические объекты сопоставимы с зарубежными.

Уменьшение воздействия на земельные ресурсы достигается за счет разбивки участка водотока на ступени энергетического использования. Создание ряда средне- или низконапорных гидроузлов вместо одного с высокой подпорной отметкой позволяет сократить площади затопления в несколько раз.

Другим направлением уменьшения воздействия водохранилищ ГЭС на земельные ресурсы является инженерная защита земель. Так, на Нижнекамском водохранилище уже осуществлена инженерная защита земель общей площадью 19.9 тыс. га, из которых под сельхозугодья предназначается использовать 16.6 тыс. га. На Чебоксарском водохранилище осуществлена инженерная защита 10 массивов земель (низин) площадью более 30 тыс. га земель, в том числе более 15 тыс. га сельхозугодий. На этих низинах созданы системы водоотвода и водопонижения, обеспечивающие оптимальный водно-воздушный режим почв для получения высоких урожаев. Защищено 7 городов и 16 сел и деревень.

Защитными дамбами и берегоукреплениями на Чебоксарском водохранилище предотвращена переработка берегов на расстоянии более 200 км. Защищены памятники архитектуры и истории: в Нижегородской области — Макарьево-Желтоводский монастырь, основанный в 1435 г.; в Чувашской Республике (г. Чебоксары) — Троицкий монастырь, храм Вознесения и Успенская церковь XVIII века; в Республике Марий Эл — Юринский (Шереметьевский) замок, церковь в Коротнях и др.

Для компенсации потерь и убытков, связанных с изъятием земель или утратой их свойств (зона подтопления), в сметах водохранилищ предусматриваются средства, которые определяются в соответствии с законодательными или директивными документами.

Воздействие гидроэнергетического объекта на животный мир. 

Выражается оно в потере мест обитания за счет затопления и переработки берегов, изменении растительности в зоне подтопления, влиянии фактора беспокойства (коллектив строителей, карьеры, автодороги и т.п.). При проектировании водохранилища в специальном фаунистическом прогнозе определяются количественные показатели потерь животного мира, а также производится экономическая оценка этих потерь по специальным таксам.

Компенсационные средства, заложенные в смете водохранилища, в установленном порядке перечисляются соответствующим организациям, которые их реализуют на мероприятия по окультуриванию земель, улучшению их плодородия, на улучшение условий произрастания растений и на другие биотехнические мероприятия.

Водные экосистемы. 

Под воздействием водохранилища и работы ГЭС происходят определенные изменения в водной экосистеме. Речная экосистема уступает место озерной на участке водохранилища, а в нижнем бьефе, хотя и остаются речные условия, но и они существенно изменяются за счет перерегулирования стока. Все это в сочетании с природными условиями, а также со сложившимися на водотоке видами водопользования и принятыми в проекте мероприятиями по подготовке зоны водохранилища влияет в первую очередь на качество воды водохранилища и в нижнем бьефе.

В современных проектах водохранилищ составляется прогноз качества воды, где учитываются природные особенности водотока, влияние антропогенных источников загрязнения, внутриводоемных процессов (затопление почвы, древесины, торфяников и др.). Результаты прогноза качества воды представляются в виде гидрохимических и гидробиологических показателей. Оценка качества воды производится путем сравнения результатов прогнозов с предельно допустимыми концентрациями (ПДК) различных ингредиентов, установленными соответствующими документами (санитарные нормы или нормативы Комитета по рыболовству РФ) для водоемов культурно-бытового или рыбохозяйственного использования.

По результатам оценки качества воды в проекте назначаются водоохранные мероприятия, которые в общем случае могут включать: санитарную подготовку зоны затопления; очистку от древесно-кустарниковой растительности; мероприятия по снижению поступления загрязнений от хозяйственных предприятий, населенных пунктов и с поверхностным стоком; организацию водоохранных зон; предотвращение заиления водохранилища.

В прошлые годы одним из наиболее болезненных вопросов подготовки зоны водохранилища была сводка древесно-кустарниковой растительности. Точки зрения у разных специалистов по этому вопросу были иногда прямо противоположными. Отдельные специалисты, главным образом из числа проектировщиков гидроузлов и близких к ним ученых, доказывали, что сводить нужно только товарный лес, а остальная древесина может быть затоплена. При этом делались ссылки на опыт создания Братского и Усть-Илимского гидроузлов, а также ряда водохранилищ Канады, где были затоплены значительные объемы древесины. Другая группа специалистов, представляющих мнение некоторых ученых-экологов, считала, что в зонах водохранилищ должна производиться полная лесоочистка без учета экономического фактора.

В настоящее время действующие санитарные нормы, регламентирующие требования к подготовке зон водохранилищ (СанПиН 3907-85), допускают возможность затопления части древесно-кустарниковой растительности, расположенной в зоне мертвого объема водохранилищ объемом более 10 млн. м3 при среднегодовом водообмене более 6 млн. м3.

Учитывая, что проблема сводки древесно-кустарниковой растительности разделяется на две части — экономическую (сводка реализуемого на рынке товарного леса) и экологическую (обеспечение качества воды и надлежащего санитарно-технического состояния водохранилищ) в проектах гидротехнических объектов современного поколения принимается следующая схема решения проблемы:

- определяются объемы товарной древесины, реализация которой экономически обоснованна;

- определяются объемы древесины, которая подлежит сводке на спецучастках (судовые хода, участки дна вблизи населенных пунктов, места промышленного лова рыбы и т.п.);

- составляется прогноз всплывания древесины при ее затоплении, поскольку объем плавающей древесины не должен угрожать нормальной эксплуатации водохранилища;

- полученные в результате изложенных выше расчетов объемы древесины, идущей под затопление, учитываются в виде источника загрязнений при прогнозировании качества воды.

Изложенный подход к решению проблемы позволяет сбалансировать экономический и экологический аспекты проблемы.

Степень очистки сточных вод на очистных сооружениях рассчитана на разбавление их естественными расходами реки. Расчеты, выполненные в рамках оценки воздействия на окружающую среду, показали, что если продолжать сбрасывать сточные воды в реку после создания ГЭС, разбавление загрязнений при сниженных расходах будет недостаточно и существует угроза превышения концентраций вредных веществ выше предельно допустимых.

Воздействие гидроэнергетического объекта на ихтиофауну. 

Выражается оно в преграждении путей миграции проходных и полупроходных видов рыб, в изменении условий воспроизводства, в изменении кормовой базы, а также в возможном попадании и гибели рыбы в водозаборах ГЭС. При этом могут сократиться запасы ценных промысловых рыб, а в некоторых случаях и исчезнуть популяции тех или иных видов.

Для предотвращения этих нежелательных последствий в проектах современных ГЭС предусматриваются специальные мероприятия, включая строительство рыбопропускных и рыбозащитных сооружений.

В последние годы разработаны конструкции сооружений для пропуска рыб к местам нереста и нагула, искусственных нерестилищ различного назначения в водохранилищах и в нижних бьефах гидроузлов, рыбозащитных сооружений для предотвращения гибели молоди на водозаборах и водоприемниках. Кроме того, прорабатываются мероприятия по направленному формированию ихтиофауны и кормовой базы водоемов, создаваемых при энергетических объектах.

Для проектирования рыбопропускных и рыбозащитных сооружений разработаны СНиП 2.06.07-87 и специальное пособие.

Рыбопропускные сооружения в нашей стране построены на гидроузлах Волги (Волгоградский, Саратовский), Дона (Цимлянский, Кочетовский, Константиновский, Николаевский), Кубани (Федоровский, Краснодарский), на Нижнетуломском (Мурманская обл.), а также на ряде других гидроузлов.

Следует отметить, что в России рыбоохранные требования более жесткие, чем в странах Европы и Северной Америки. За рубежом охраняются главным образом осетровые и лососевые виды рыб. В связи с этим на реках, где эти виды отсутствуют, никаких рыбоохранных мероприятий не предусматривается. В нашей стране охране при водохозяйственном строительстве подлежат практически все виды рыб.

Искусственное разведение рыбы (которое производилось на Нарвском, Лужском, Волховском и Свирском рыбзаводах) не смогло восстановить ни естественную численность, ни структуру популяций рыб, подвергшихся воздействию гидростроительства.

Например, строительство и эксплуатация Волховской ГЭС полностью уничтожило ладожское стадо балтийского осетра и поставило такой вид, как волховский сиг на грань исчезновения. Каскады двух Свирских и двух Вуоксинских ГЭС стали причиной внесения в Красную книгу РФ стад реликтового ладожского лосося и озерной ладожской форели. Нарвская ГЭС уничтожила природные стада нарвского (балтийского) лосося, кумжи и угря.

Микроклиматические последствия.

Воздействие крупных водохранилищ на микроклимат прилегающих территорий проявляется, как правило, в некотором снижении экстремальных температур атмосферного воздуха. Незначительно снижаются летние максимумы (на 2-3°С) и повышаются зимние минимумы (на 1-2°С), кроме того, возможно локальное изменение влажности. Отрицательные последствия влияния на микроклимат проявились в нижних бьефах крупных высоконапорных ГЭС в Сибири (Красноярская, Усть-Илимская). Там при сбросе в нижний бьеф теплой воды в зимнее время на достаточно большом протяжении образуется незамерзающая полынья, которая вызывает туманы. Это, в свою очередь, негативно сказывается на условиях проживания населения.

Для борьбы с отрицательными последствиями микроклиматических изменений, которые проявляются в нижних бьефах глубоководных сибирских водохранилищ, разработаны конструкции специальных селективных водозаборов, позволяющих регулировать температурный режим воды в нижнем бьефе путем ее забора с различных глубин водохранилища и за счет этого сокращать длину полыньи. Планируется устройство таких водозаборов на перспективных гидроузлах, сооружение которых возможно на реках Восточной Сибири или Дальнего Востока.

Социальные последствия.

Воздействие гидроэнергетического объекта на сложившуюся социальную обстановку района строительства обусловлено необходимостью переселять людей из зон затопления, подтопления, берегопереработки, неблагоприятных климатических или других условий, отрицательно сказывающихся на здоровье и жизнедеятельности населения. Кроме того, возможны изменения условий хозяйствования вследствие воздействия объекта на природную среду, а также в результате появления нового производственного объекта (ГЭС) и водного объекта (водохранилища), который открывает новые возможности для развития производительных сил и использования близлежащих сырьевых ресурсов. Определенное воздействие на социальную сферу оказывает появление коллектива строителей, особенно если он формируется из людей, не проживающих на данной территории.

За весь период гидроэнергетического строительства в России переселено около 880 тыс. человек, из них при создании Волжско-Камского каскада — 666 тыс. человек, Ангаро-Енисейского каскада — 164 тыс. человек и прочих гидроузлов — 50 тыс. человек.

Хорошо представляя, что процесс переселения людей с обжитых мест является одним из наиболее сложных в социальном отношении и болезненным мероприятием, проектировщики современных ГЭС стремятся максимально снизить количество переселяемых людей путем оптимизации подпорных отметок водохранилищ или организации инженерной защиты населенных пунктов.

Для переселяемого населения предусматривается строительство благоустроенных населенных пунктов, оснащенных современными инженерными коммуникациями и необходимым набором социально-культурных объектов. Кроме того, в проектах ГЭС в соответствии с действующими законами предусматриваются средства для компенсации стоимости сносимых строений, садовых насаждений и т.п.

В проектах современных ГЭС предусмотрен целый комплекс мероприятий, объединенных в специальный раздел «Социальная программа строительства», которые направлены на снятие социальной напряженности, уменьшение возможного негативного воздействия объекта на социальную сферу, а также на улучшение условий проживания местного населения.

Соблюдение современного законодательства по охране окружающей среды приводит к тому, что для затрат на подготовку зон водохранилищ и на природные мероприятия от общей суммы затрат по гидроузлу составляет от 20 до 50%, а по некоторым гидроузлам доходит до 70%.

После наполнения водохранилища и ввода ГЭС в постоянную эксплуатацию по установившейся в России практике происходит межведомственное разделение функций. На водохранилищах комплексного назначения создаются управления по эксплуатации, которые являются, как правило, структурными подразделениями бассейновых водохозяйственных управлений Министерства природных ресурсов Российской Федерации. В соответствии с принятой схемой ГЭС становится промышленным предприятием по выработке электроэнергии и за использование водных ресурсов осуществляет платежи, размер которых устанавливается законом. За все экологические последствия, связанные с водохранилищем, несет ответственность управление по его эксплуатации. Для того чтобы учесть потребности различных водопользователей на водохранилище и в нижнем бьефе гидроузла, к моменту его пуска в эксплуатацию разрабатывается специальный документ «Правила использования водных ресурсов водохранилища».

При разработке правил в обязательном порядке учитываются природоохранные и специальные санитарные требования. Все водопользователи обязаны получить лицензию на водопользование и неукоснительно соблюдать правила использования водных ресурсов водохранилищ. Гидроэлектростанция, являясь одним из водопользователей, также обязана иметь указанные документы. Контроль над соблюдением установленных в правилах и лицензии параметров осуществляется органами Госводконтроля Министерства природных ресурсов России, при этом на ГЭС контролируется: соблюдение установленных правил использования водных ресурсов; состояние системы учета стока: через агрегаты, водопропускные сооружения (водосливы, водосбросы, шлюзы и т.п.); фактические и установленные в лицензии величины протечек воды через неплотности элементов станции, фильтрационные расходы и расходы через дренажные системы; состояние системы учета, сбора и очистки замасленных стоков.

В связи с усилением требований к охране окружающей среды на действующих объектах гидроэнергетики, построенных в прежние годы, проводятся природоохранные мероприятия. Они сводятся в основном к установке самого современного оборудования, работающего практически без протечек масла, к совершенствованию системы сбора и очистки загрязненных производственных стоков. На ряде гидроузлов пересматривается режим использования водных ресурсов, исходя из интересов рыбного хозяйства (Волгоградский гидроузел), модернизируются рыбопропускные сооружения (Волховский гидроузел, проект реконструкции Цимлянского гидроузла).

В последнее время появилось понятие «экологическая безопасность». Наиболее строгое определение этого понятия дано в «Постатейном комментарии к Закону России об охране окружающей природной среды», 1993 г. Согласно этому документу, экологическая безопасность трактуется так: состояние защищенности жизненно важных экологических интересов человека, прежде всего, прав на чистую, здоровую, благоприятную для жизни окружающую природную среду. Если смотреть на водохранилища и гидроэлектростанции с этих позиций, то необходимо отметить, что работа ГЭС не сопровождается выбросом в атмосферу вредных веществ, а сбросы загрязнений незначительны и осуществляются в рамках действующих правил. Для работы ГЭС не нужно добывать и транспортировать топливо. ГЭС используют постоянно возобновляемый ресурс — движущуюся воду. Водохранилища, где бы они ни возводились, не вызывают природного отторжения и со временем вписываются в природный ландшафт, делая достаточно удобными для проживания его берега. Косвенно это находит свое подтверждение в том, что на берегах водохранилищ сейчас расположено очень большое количество крупных и средних городов, большое число здравниц, санаториев и баз отдыха. Даже в пределах Москвы есть Химкинское водохранилище, а Можайское, Истринское, Рузское водохранилища являются излюбленными местами отдыха москвичей и жителей Подмосковья. Наверное, можно согласиться с утверждением, что такое количество людей не будет жить и отдыхать около экологически опасных объектов. Строительство гидроэлектростанций и создание водохранилищ в мире не прекращается. Разные страны, даже обладающие значительными природными запасами органического топлива, строят гидроэнергетические объекты, стремясь максимально использовать энергетический потенциал своих водотоков. В России также имеются предпосылки для дальнейшего развития гидроэнергетики, особенно на Северном Кавказе, в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке.


5. Нетрадиционные источники энергии

и их использование

  

Ученые предостерегают: разведанных запасов различного органического топлива при нынешних темпах роста энергопотребления хватит всего на несколько десятков-сотен лет. Конечно, можно перейти и на другие невозобновляемые источники энергии. Например, ученые уже многие годы пытаются освоить управляемый термоядерный синтез. Однако почему бы параллельно с использованием традиционных возобновляемых и невозобновляемых источников не интенсифицировать использование нетрадиционных источников энергии?

5.1. Состояние и перспективы нетрадиционной энергетики

О важности более широкого использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в XXI веке вряд ли кого-то надо убеждать. Всем ясно, что основные невозобновляемые энергоресурсы рано или поздно, исчерпаются. По оптимистическим прогнозам угля хватит на 1000-1500 лет, нефти — на 150-250 лет, газа — на 100-200 лет. По другим, более осторожным прогнозам, учитывающим в числе прочего перспективы роста мирового энергопотребления, нефть должна закончиться лет через 40-70 лет, газ — через 50-80 лет, уран — через 80 - 100 лет, уголь – через 400-600 лет.

Не случайно главы восьми государств, в том числе и России, в 2000 г. в Японии обсудили проблемы использования возобновляемых источников энергии. Более того, образовали рабочую группу для выработки рекомендаций по развертыванию рынка этой энергетики.

Что еще чрезвычайно важно, у возобновляемых источников энергии имеются неоспоримые преимущества в области экологии. Некоторые возобновляемые виды энергии уже сегодня стоят не дороже энергии, получаемой за счет использования органического топлива.

Варианты прогнозов вклада возобновляемых источников энергии, по данным Мирового Энергетического Совета, представлены в табл. 1.

В США доля производства электроэнергии на базе нетрадиционных источников энергии в общем ее объеме составляет 1 %, в Дании — 20 %. В Нидерландах доля производства электроэнергии на их базе к 2010 г. возрастет с 3 до 10 %, в Германии — с 5,9 до 12 %.

Большая часть потребности в энергии будет удовлетворяться за счет солнечных элементов, ветроустановок, малых гидростанций и использования биомассы остатков урожая и отходов промышленности. Что касается геотермального тепла, энергии волн и приливов, то в некоторых районах мира эти источники энергии также могут оказаться значительными.

Таблица 1

Виды энергоресурсов

Минимальный

вариант

Максимальный вариант

млн. т

%

млн. т

%

Ветровая энергия, геотермальная энергия, энергия малых ГЭС

187

35

429

32

Солнечная энергия

109

20

355

26

Современная биомасса

243

45

561

42

Всего

539

100

1345

100

Доля общего первичного энергопотребления, %

3-4

8-2

Согласно оценке Агентства по охране окружающей среды США через 20 лет возобновляемые источники энергии смогут удовлетворить 1/3 мировой потребности в энергии по сравнению с 1/17 частью сегодня. Еще через 20 лет — 2/3 потребности в энергии. Но в этих целях процесс развития нетрадиционной энергетики должен быть существенно ускорен. А для этого нужна воля правительств и энергетиков всех стран и в первую очередь, индустриально развитых.

Что касается использования возобновляемых источников энергии в России, то экономически эффективный потенциал возобновляемых источников энергии России составляет свыше 270 млн. тонн условного топлива (у.т.) в год или более 25 % внутреннего годового энергопотребления. Причем значительными возобновляемыми ресурсами располагает большинство регионов страны, в том числе и проблемные сточки зрения энергоснабжения.

В настоящее время в России действуют несколько экспериментальных и опытно-промышленных электростанций, использующих возобновляемые энергоресурсы, около 300 малых ГЭС, десятки небольших ветровых и солнечных установок. В частности, построены или находятся в стадии строительства: на Камчатке – Паужетская, Мутновская и Верхне-Мутновская геотермальные электростанции (ГеоЭС), а также каскад малых гидроэлектростанций (МГЭС); на Сахалине - Океанская ГеоЭС; в Калмыкии и республике Коми – ветряные электростанции (ВЭС). В стадии технико-экономического обоснования проектов строительства находятся еще несколько малых электростанций, в частности ВЭС в Приморье и Магадане, солнечная электростанция (СЭС) в Кисловодске, приливная электростанция (ПЭС) в Хабаровской области и др.

Всего в нашей стране используется пока 1,5 млн. тонн у.т. нетрадиционных возобновляемых энергоресурсов, общий вклад которых в энергобаланс страны не превышает 0,1 %. Между тем, как отмечалось, ресурсы нетрадиционных возобновляемых источников энергии России просто колоссальны.

Сегодня, как никогда ранее, необходимо более активно развивать энергетику России на базе нетрадиционных возобновляемых источников энергии. Причин к тому много:

- это возможность решения проблем обеспечения энергией отдаленных и труднодоступных районов меньшими силами и средствами;

- это необходимость сокращения объемов дорогостоящего строительства линий электропередачи, особенно в труднодоступных и отдаленных регионах;

- это использование таких электростанций для оптимизации графиков загрузки оборудования на других электростанциях;

- это необходимость снижения вредных выбросов от энергетики (СО2, NOx и других) в экологически напряженных регионах.

Кроме того, это позволяет финансировать строительство электростанций на базе НВИЭ за счет использования оплаты «квот за выбросы».

Потребность расширения использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии вызвана также тем, что зона децентрализованного энергоснабжения охватывает более 70 % территории нашей страны, на которой постоянно проживает более  10 млн. человек, в том числе в сельских районах Севера -2,5 млн. человек. Как известно, в эти регионы мы вынуждены завозить топливо с большими трудностями, тратить на его доставку огромные средства, крайне неэффективно использовать его и при этом постоянно иметь проблемы с энергоснабжением. Нужда в завозе значительной части топлива в эти районы может отпасть за счет более широкого использования в этих регионах нетрадиционных энергоустановок

К настоящему времени нетрадиционные источники энергии во всем мире в силу ряда причин задействованы далеко недостаточно, хотя и наблюдается существенный прирост использования ряда из них. Рассмотрим основные проблемы, связанные с использованием нетрадиционных источников энергии.

5.2. Энергия ветра и ветроэлектрические станции

Ветровая энергия представляет собой возобновляемый источник энергии, являющийся вторичным по отношению к солнечной энергии. Причиной возникновения ветра является разность температур в атмосфере, которая, в свою очередь, обусловливает возникновение различных давлений. Ветер возникает в процессе рассеивания энергии, накопившейся вследствие наличия этих различных давлений.

Энергия движущихся воздушных масс огромна. Запасы энергии ветра более чем в сто раз превышают запасы гидроэнергии всех рек планеты. К глобальным ветрам относятся пассаты и западный ветер, к локальным и сезонным - бризы и муссоны.

Пассаты образуются в результате нагрева экваториальной части земли. Нагретый воздух поднимается вверх, увлекая за собой воздушные массы с севера и юга. Вращение земли отклоняет потоки воздуха. В результате устанавливаются дующие круглый год с постоянной силой северо-восточный пассат в северном полушарии и юго-восточный - в южном. Сила пассатного ветра обычно составляет 2...3 балла.

Западный ветер дует круглый год с запада на восток в полосе от 40 до 60° южной широты вдоль кромки дрейфующих льдов Антарктиды. Это самый сильный постоянный ветер. Его сила достигает 8...10 баллов и редко бывает менее 5 баллов. Богаты энергией ветра северные районы России вдоль побережья Северного Ледовитого океана, где она особенно необходима людям, обживающим эти богатейшие края.

Бризы - это легкие ветры, окаймляющие берега материков и больших островов, вызываемые суточным колебанием температуры. Их периодичность обусловлена различием температуры суши и моря днем и ночью. Днем суша нагревается быстрее и сильнее, чем море. Теплый воздух поднимается над береговой полосой, а на его место устремляется прохладный воздух с моря - морской бриз. Ночью берег охлаждается быстрее и сильнее, чем море, поэтому теплый воздух поднимается над морем, а его замещает холодный воздух с суши - береговой бриз.

Муссоны дуют в Индийском океане и связаны с сезонным изменением температуры материка и океана. Летом солнечные лучи сильнее нагревают сушу, и ветер дует с моря на сушу. Зимой муссон дует с суши на море. Вращение земли вызывает появление сил Кориолиса. Поэтому летом дуют юго-западные муссоны, а зимой - северо-восточные. Муссоны достигают большой силы и вызывают в Индийском океане соответствующие местным ветрам поверхностные течения.

Ветры, дующие на просторах нашей страны, могли бы легко удовлетворить все ее потребности в электроэнергии. Климатические условия позволяют развивать ветроэнергетику на огромной территории – от наших западных границ до Камчатки. По оценкам различных авторов, общий ветроэнергетический потенциал Земли равен 1200 ГВт, однако возможности использования этого вида энергии в различных районах Земли неодинаковы.  

Среднегодовая скорость ветра на высоте 20–30 м над поверхностью Земли должна быть достаточно большой, чтобы мощность воздушного потока, проходящего через надлежащим образом ориентированное вертикальное сечение, достигала значения, приемлемого для преобразования энергии ветра. Среднегодовые скорости воздушных потоков на 100-метровой высоте превышают 7 м/с. Ветроэнергетическая установка, расположенная на площадке, где среднегодовая удельная мощность воздушного потока составляет около 500 Вт/м2 (скорость воздушного потока при этом равна 7 м/с), может преобразовать в электроэнергию около 175 из этих 500 Вт/м2.

Энергия, содержащаяся в потоке движущегося воздуха, пропорциональна кубу скорости ветра. Однако не вся энергия воздушного потока может быть использована даже с помощью идеального устройства. Теоретически коэффициент полезного использования (КПИ) энергии воздушного потока может быть равен 59,3%. На практике, согласно опубликованным данным, максимальный КПИ энергии ветра в реальном ветроагрегате равен приблизительно 50%, однако и этот показатель достигается не при всех скоростях, а только при оптимальной скорости, предусмотренной проектом. Кроме того, часть энергии воздушного потока теряется при преобразовании механической энергии в электрическую, которое осуществляется с КПД порядка 75–95%. Учитывая все эти факторы, удельная электрическая мощность, выдаваемая реальным ветроэнергетическим агрегатом, составляет всего 30–40 % мощности воздушного потока при условии, что этот агрегат работает устойчиво в диапазоне скоростей, предусмотренных проектом. Однако иногда ветер имеет скорость, выходящую за пределы расчетных скоростей. Скорость ветра бывает настолько низкой, что ветроагрегат совсем не может работать, или настолько высокой, что ветроагрегат необходимо остановить и принять меры по его защите от разрушения. Если скорость ветра превышает номинальную рабочую скорость, часть извлекаемой механической энергии ветра не используется, с тем чтобы не превышать номинальной электрической мощности генератора. Учитывая эти факторы, удельная выработка электрической энергии в течение года, видимо, составляет 15–30% энергии ветра, или даже меньше, в зависимости от местоположения и параметров ветроагрегата.

5.2.1. Ветроэне