Паротурбинные энергетические установки электростанций

Паротурбинные электростанции работают на органическом (твердом, жидком, газообразном) и ядерном топливах. Твердое топливо (уголь, сланцы, торф и т.д.) сжигают в топках котлов на решетках (слоевое сжигание), или в пылевидном состоянии (камера сжигания). Слоевое горение сохранилось преимущественно в котлах малой производительности и практически вытеснено камерным.

В качестве газообразного топлива применяют природный, доменный и коксовый газы, которые дают значительную экономию эксплуатационных и капитальных затрат, позволяют в максимальной степени автоматизировать работу котлоагрегатов, улучшить экологическую обстановку в районе расположения электростанций.

Использование жидкого топлива дает те же преимущества, что и природный газ, и особенно эффективно при рядом расположенных нефтеперерабатывающих заводах.

АЭС всегда строят вблизи крупных энергопотребителей, так как незначительная масса горючего позволяет перевозить его даже на значительные расстояния, не повышая стоимость электроэнергии, а передача энергии на большие расстояния существенно увеличивает ее потери и требует крупных капитальных вложений на строительство линий электропередач.

ТЭС могут вырабатывать тепловую энергию, которая необходима для технологических процессов и силовых установок промышленности, отопления и вентиляции производств, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха и бытовых нужд. Для производственных целей обычно требуется насыщенный пар давлением 0,15–1,6 МПа. Однако, чтобы избежать потерь при транспортировке и непрерывного дренирования воды из коммуникаций, пар с электростанций отпускают перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды ТЭС обычно подают пар с температурой до 100⁰С.

В соответствии с основным видом продукции (электроэнергия или тепло) станции с паровыми турбинами подразделяются на конденсационные (КЭС) и теплофикационные.

Конденсационные электростанции предназначены для снабжения потребителей электроэнергией. Их технологическая схема при камерном сжигании твердого топлива (угля) сводится к следующему. Топливо в дробильно – измельчительном отделении размалывается в угольную пыль, которая транспортируется в горелки топочной камеры. Топочные газы проходят газоходы котлоагрегата, где в пароперегревателе и водяном экономайзере (устройстве для подогрева воды перед подачей в котел) отдают тепло рабочему телу, а в воздухонагревателе – подаваемому в горелки воздуху. Затем газы попадают в систему пылеочистки (электрофильтры) и через дымовую трубу дымососами выбрасываются в атмосферу. Газоочистка на отечественных ТЭС пока не внедрена. Шлак и зола топочной камеры, пыль электрофильтров, воздухонагревателей транспортируется на золоотвалы системой гидросмыва.

Перегретый пар котла поступает в турбину, вращая ее вместе с валом генератора. Электроэнергия, вырабатываемая им, передается на сборные шины и от них отводится потребителям. Температура подогретого пара перед турбиной поддерживается равной 540⁰С при его давлении до 23,5 МПа. Тепловой КПД установки при прочих равных условиях в соответствии с циклом Карно пропорционален разности температур пара, подаваемого в турбины и выходящего из нее. Для увеличения этой разности пар после турбины поступает в конденсатор, в котором поддерживается давление ниже атмосферного (тысячные доли МПа), что позволяет понизить температуру конденсации пара примерно на 25⁰С. Через трубы конденсатора пропускают холодную циркулирующую воду из естественного водоема или башни-охладителя (градирни). Конденсат насосом перекачивают в питательный бак, из которого насосом подают в котел. Таким образом создается замкнутый цикл для питательной воды, конденсата и пара.

Современные КЭС строят преимущественно из отдельных крупных блоков. В России эксплуатируются в основном блоки на 150 и 200 МВт, работающие на начальных параметрах пара 12,7 МПа, 540⁰С, а также блоки мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт (23,5 МПа, 540⁰С).

КПД конденсационной ТЭС составляет 34–40 %.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) на органическом и ядерном топливе предназначены для снабжения потребителей электроэнергией и тепловой энергией в виде горячей воды или нагретого пара. Они могут иметь турбины с противодавлением или конденсационные с промежуточным регулируемым отбором. При работе турбины с противодавлением пар из котла поступает в турбину, в которой расширяется до противодавления, необходимого потребителю. В данном варианте работы ТЭЦ весь отработанный пар поступает тепловым потребителям. При наличии второй схемы перегретый пар из котла проходит часть ступеней турбины и, расширяясь, производит механическую работу. Из промежуточных ступеней часть пара отводится для теплофикации в подогреватель (бойлер) питательной воды. Оставшийся пар поступает на следующую ступень турбины и, совершив механическую работу, подается в конденсатор. Турбины рассматриваемого типа имеют от одного до трех регулируемых отборов.

Суммарный тепловой и электроэнергетический КПД теплоэлектроцентралей достигает 70%. Их сооружают в непосредственной близости к потребителям для сокращения потерь тепловой энергии при ее подаче.

На ТЭЦ России работают преимущественно турбины мощностью 100, 135, 175 МВт с параметрами пара 13 МПа, 555⁰С, а в наиболее крупных городах – турбины по 250 МВт на паре с параметрами до 24 МПа и 540⁰С. Мощность ТЭЦ составляет около 36% суммарной мощности тепловых электростанций страны.