Тепловые и атомные электрические станции - часть 3

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 схе-
мам. 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 потребителю с паром от па-

ропреобразователей  и  с  горячей  водой  от  сетевых  подогревательных
установок.  На  рис. 1.9 приведена  схема  подвода  теплоты  тепловому
потребителю  на  АСТ.  Теплообменники  первого  контура  ТП  (второго
контура АСТ) размещены в корпусе реактора. На блоках АСТ мощно-
стью 500 МВт (АСТ-500), построенных в нашей стране, в контуре ре-
актора  давление  равно 1,6 МПа,  в  первом  контуре  теплоносителя 1,2
МПа, а в линиях, подающих горячую воду потребителю теплоты,

–

1 ,6

МПа. Так как это давление выше, чем в промежуточном контуре (меж-
ду контурами реактора и теплового потребителя), возможность попа-
дания радиоактивной среды к ТП при появлении неплотностей исклю-
чена.

Рис. 1.9. Упрощенная схема подвода теплоты к ТП на АСТ:
1 – реактор; 2 – теплообменник контура теплового потребителя (сетевой по-
догреватель); 3 – ТП; 4 – циркуляционный насос; 5 – сетевой насос

В схеме, изображенной на рис. 1.8,

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 по-
требителя.

Аварийность оборудования на АЭС никак не выше, чем на обыч-

ных  электростанциях.  Однако  последствия  некоторых  аварий,  сопро-
вождающихся  выбросом  радиоактивных  элементов  (теплоносителя,
радиоактивных  газов,  продуктов  разрушения  тепловыделяющих  эле-

ментов),  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  поколе-
нию таких установок).

Сопоставляя схемы электростанций на органическом и ядерном

топливах (КЭС и ТЭЦ), легко заметить, что контуры АЭС всегда замк-
нуты,  в  то  время  как  газовый  контур  обычной  тепловой  электростан-
ции  всегда  разомкнут.  При  разомкнутой  схеме  температура  выбрасы-
ваемого  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 тепло-

носителя на АЭС не только необходимо, но и целесообразно, так как
тепловая экономичность цикла при этом возрастает. Кроме того, сле-
дует иметь в виду, что теплоноситель АЭС представляет определенную
ценность (иногда его стоимость сравнительно велика).

1.4. СТРУКТУРА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС И АЭС

Теплоэлектростанции по типу (структуре) тепловой схемы под-

разделяются на блочные и неблочные (рис. 1.10).

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование

паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудо-
ванием другой установки электростанции. На электростанциях на орга-
ническом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного
или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турби-
на которой питается паром от одного парового котла, называют

моно-

блоком (рис. 1.10. а), при наличии двух котлов на одну турбину - дубль-
блоком (рис. 1.10. б). При неблочной схеме ТЭС (рис. 1.10. в, г) пар от
всех  паровых  котлов  поступает  в  общую  магистраль  и  лишь  оттуда
распределяется  по  отдельным  турбинам.  В  ряде  случаев  имеется  воз-
можность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турби-
нам,  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 тру-

бопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными
агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче ав-
томатизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на
соседних.  При  расширении  электростанции  последующий  блок  может
иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает воз-
можность  на  расширяемой  станции  устанавливать  более  мощное  обо-
рудование  на  более  высокие  параметры,  т.е.  позволяет  применять  все
более  совершенное  оборудование  и  повышать  технико-экономические
показатели  электростанции.  Процессы  наладки  и  освоения  нового  обо-
рудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агре-
гатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность
их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных.

Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом па-

ра блочная схема является практически единственно возможной, так как
неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

Рис. 1.10. Технологическая структура электростанции:

а – блочная; б – дубль-блок; в- секционная; г – централизованная; ПК – паровой котел; Т –
турбина; ПП – промежуточный пароперегреватель; ЭТ – электрический трансформатор;
ПМ – паровая магистраль.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых

отборов пара с начальным давлением

< 8,8 МПа и установки с регу-

лируемыми отборами при

P - 12,7 МПа, работающие по циклам без

промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более вы-
соких давлениях (на КЭС при

> 12,7 МПа, а на ТЭЦ при

= 23,5

МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточ-
ным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

1.5. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Тип тепловой электрической станции на органическом топливе

определяют следующие факторы.

1. Вид отпускаемой энергии (энергетическое назначение). Разли-

чают конденсационные электростанции (КЭС) с паровыми конденсаци-
онными турбоагрегатами, отпускающие энергию одного вида - электри-
ческую,  и  теплоэлектроцентрали  (ТЭЦ),  отпускающие  внешним  потре-
бителям электрическую энергию и энергию в виде теплоты с паром или
горячей  водой.  По  характеру  теплового  потребления  различают  ТЭЦ
промышленного  типа  с  отпуском  предприятиям  пара  для  технологиче-
ских  процессов;  отопительного  типа  с  отпуском  тепла,  обычно  с  горя-
чей водой для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд на-
селения  промышленно-отопительного  типа  с  отпуском  пара  и  горячей
воды для технологических и отопительных нужд. На ТЭЦ устанавлива-
ют паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара,
частично - турбины с противодавлением, где осуществляется комбини-
рованное производство теплоты и электрической энергии.

Централизованное теплоснабжение потребителей с использовани-

ем отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе
теплового потребления называют

теплофикацией. Турбины соответст-

вующего типа называют

теплофикационными.

Таким образом, электростанции могут быть разделены на станции

с комбинированной выработкой электрической энергии и теплоты и
станции с раздельной выработкой этих видов энергии.

Раздельная выработка электрической энергии происходит без ис-

пользования отработавшей теплоты в турбине (КЭС). Пар для снабже-
ния потребителей получается в котельной.

2. Вид используемого топлива. Различают ТЭС на твердом, жид-

ком и газовом топливе. Использование жидкого или газового топлива
значительно упрощает и удешевляет тепловое хозяйство электростан-
ции.

3. Тип основных турбин для привода электрогенераторов. Раз-

личают ТЭС с паровыми (ПТ) и газовыми турбинами (ГТ). Преимуще-
ственное распространение имеют паровые турбины. Электростанции с
газовыми турбинами используются в нашей стране гораздо в меньшей
степени.

Перспективно применение комбинации паровых и газовых турбин.
4. Значение начальных параметров пара. По уровню начального

давления свежего пара различают электростанции с докритическим
(обычно ниже 16–17 МПа) и сверхкритическим (выше 22 МПа) давле-

нием пара. Применение докритического или сверхкритического давле-
ния пара связано непосредственно с мощностью энергоблоков.

5. Тип котлоагрегатов. На электростанциях с докритическим

давлением устанавливают барабанные котлоагрегаты с естественной
циркуляцией (типа Е). Применение прямоточных котлоагрегатов необ-
ходимо при критическом и сверхкритическом давлении пара. Чем ниже
давление пара, тем меньше преимуществ дают прямоточные котлоагре-
гаты.

6. Технологическая структура (тип основной технологической

схемы). В этом отношении ТЭС делят на блочные и неблочные.

7. Мощность ТЭС. Условно можно разделить ТЭС на электро-

станции большой (свыше 1000 МВт), средней (100-1000 МВт) и малой
(меньше 100 МВт) мощности.

8. Связь с электроэнергетической системой. В России, а также в

других развитых в промышленном отношении странах электростанции,
как правило, работают в энергосистемах. Изолированные электростан-
ции вне энергосистем все больше становятся исключением.

9. Степень загрузки и использования электрической мощности.

В этом отношении ТЭС разделяют на:
• базовые с годовым использованием максимальной (установленной)

мощной

max

= 6500-7500 ч;

• полубазовые с

max

= 4000-6500 ч;

• полупиковые с

max

= 2000-4000 ч;

• пиковые с

max

до 2000 ч.

Электростанции с более совершенным энергооборудованием и

лучшими энергетическими показателями загружают в большой мере, т.
е. используют как базовые.

В настоящее время в связи с усилением неравномерности графи-

ков  электрической  нагрузки  (снижением  отношения  суточной  мини-
мальной  нагрузки  к  максимальной)  и  уменьшением  доли  агрегатов  не-
большой мощности, которые использовались для покрытия пиковой на-
грузки,  создаются  специальные  полубазовые,  полупиковые  агрегаты  и
энергоблоки повышенной маневренности. В качестве пиковых агрегатов
используются газотурбинные установки.

10. Тип компоновки оборудования и зданий. По этому критерию

различают ТЭС закрытого, открытого и полуоткрытого типа.

При неблагоприятных климатических условиях основное обору-

дован электростанции размещают внутри помещения, т. е. применяют
закрытую компоновку. При благоприятных климатических условиях ко-
тельные агрегаты размещают на открытом воздухе, турбинные в обыч-

ном здании полуоткрытая компоновка или без здания (лишь в кожухах
облегченного типа) - открытая компоновка. Во всех случаях конденса-
ционное помещение выполняют закрытого типа.

11. По источнику и системе водоснабжения. Различают ТЭС,

использующие для конденсации отработавшего пар пресную воду
рек, озер или морскую воду. В нашей стране в основном использу-
ется речная вода. По системе водоснабжения различают ТЭС рабо-
тающие по прямоточной и оборотной схемам водоснабжения. Если сток
реки превышает потребности в воде, то водоснабжение ТЭС организуе-
тется по прямоточной схеме: вода забирается из реки насосами и после
однократного использования сбрасывается обратно в реку, но ниже по
течению. При дефиците воды ТЭС работает на оборотном водоснабже-
нии с использованием охлаждающих устройств. Одна и та же вода со-
вершает замкнутый круг «конденсатор – охлаждающее устройство».

Приведенная классификация тепловых электростанций не являет-

ся исчерпывающей. Электростанции могут различаться по способу под-
готовки топлива, схеме отпуска тепла внешним потребителям (для
ТЭЦ), способу подготовки добавочной воды котлоагрегатов, системе
очистки дымовых газов, удаления шлаков и золы и др.

1.6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ТРЕ-
БОВАНИЯ К ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Основными техническими и экономическими требованиями к ра-

боте тепловой электрической станции и ее оборудования являются сле-
дующие.

1.Надежность производства электроэнергии. Электростанция

должна развивать электрическую мощность в каждый момент времени в
соответствии с величиной ее электрической нагрузки.

Надежность электростанции достигается прежде всего безаварий-

ностью работы ее оборудования, т. е. недопущением отключения или
снижения мощности оборудования из-за его неисправности.

Повышению надежности работы электростанций способствует:
а) высокое качество изготовления и монтажа оборудования;
б) высокий технический уровень ее эксплуатации и ремонта;
в) оснащение новейшей аппаратурой контроля и автоматизации

технологических процессов;

г) высокая квалификация персонала.
Важным фактором повышения надежности энергоснабжения по-

требителей является объединение электростанций в энергосистемы и
всех энергосистем в единую энергосистему страны.

2. Маневренность и мобильность. Электростанция, и система

электростанций, должна обладать маневренностью - способностью бы-
стро следовать за изменениями нагрузки в соответствии с ожидаемым
графиком.

Мобильность - способность электростанций и их оборудова-

ния  набирать  или  снижать  мощность  за  малый  промежуток  времени
(несколько  секунд).  Резкие  изменения  нагрузки  могут  возникнуть  при
непредвиденном  включении  или  отключении  крупных  потребителей,
или же при повреждении оборудования или линий электропередачи.

3.Экономичность сооружения и эксплуатации. Наряду с требо-

ваниями надежности важнейшими являются требования экономичности
сооружения  и  эксплуатации  электростанции,  то  есть  требования  наи-
меньших  капитальных  вложений  и  эксплуатационных  ходов  при  обес-
печении  высокой  надежности  работы  электростанции.  Затраты  на  со-
оружение электростанции складываются в основном из затрат на обору-
дование и возведение сооружений. Основной составляющей эксплуата-
ционных  расходов  (издержек)  на  ТЭС  являются  расходы  на  расходное
сырье - топливо.  Экономия  топлива,  т.  е.  снижение  удельного  расхода
его  на  единицу  отпускаемой  продукции  (электроэнергии).  Повышение
КПД ТЭС достигаются часто в результате некоторого удорожания обо-
рудования:  например,  из-за  повышения  начальных  параметров  пара

содержание .. 1 2 3 4 ..