Устройство производства электроэнергии для получения электрической энергии. Технологический процесс ТЭЦ. Что такое электрический генератор

Выработка электричества распространенным способом происходит в результате преобразования механического усилия: вал генератора приводится в движение, что и создает электрический заряд. На электростанциях устанавливают генераторные установки, производительность которых зависит от параметров вращения и технической конструкции. Принципиально иной способ получения электрозаряда используется в солнечных панелях, которые поглощают световые лучи и преобразуют энергию солнца в напряжение.

Откуда берется электричество?

Электростанции подразделяются по источнику первичной энергии, которая участвует в производстве электроэнергии. Для этой цели человек приспособил природные силы и разработал технологии передачи энергетического потенциала горючих соединений в проводные коммуникации в виде электрического тока. На службу техническому прогрессу призваны: реки, ветер, океанские приливы и отливы, солнечный свет, а также — топливные, невозобновляемые ресурсы.

В крупных промышленных масштабах электричество получают на электростанциях следующих типов:

• гидроэлектростанции (ГРЭС);
• тепловые (ТЭС, в том числе, ТЭЦ — теплоэлектроцентрали);
• атомные (АЭС или АТЭЦ).

Благодаря развитию технологий возрастает количество электростанций, использующих альтернативные источники энергии. К ним относятся приливные, ветровые, солнечные, геотермальные электрогенерирующие объекты. В отдельную категорию можно выделить комплексные автономные решения, состоящие из нескольких газотурбинных или дизельных генераторов, которые объедены для обеспечения высокой производительности.

Автономные электростанции

Генераторные комплексы автономного типа применяют для резервного электроснабжения, а также в ситуациях, когда прокладка высоковольтной ЛЭП затруднена природными условиями и оказывается нерентабельной. Необходимость установки мобильных электростанций возникает рядом с месторождениями полезных ископаемых, на производственных или строительных участках, значительно удаленных от проложенных электросетей.

Выработка электричества генераторными комплексами (производительность) зависит от количества генерирующих модулей, подключенных в единую цепь, и, по сути, ограничена только экономическими издержками. По сравнению с производством электроэнергии в крупных промышленных масштабах на АЭС, ТЭС, ГРЭС стоимость одного «дизельного» или «газотурбинного» мегавата обходится дороже. Поэтому при наличии подходящих условий инженеры-проектировщики и архитекторы производственных предприятий, населенных пунктов, жилых массивов ориентируются на подключение к подаче магистрального напряжения.

Производство электроэнергии в крупных масштабах

В двадцатом веке наибольший процент выработки электрической энергии приходился на ТЭС и ТЭЦ. С развитием атомной энергетики общемировая доля производства электроэнергии на АЭС превысила 10%. Строительство ГРЭС ограничено несколькими природными факторами, и поэтому гидроспособ преобразования используется локально, с привязкой к равнинным рекам. Полностью экологичное электричество или «зеленые мегаватты» — продукция объектов альтернативной выработки, — в 21-ом веке набирает популярность, что связано с заботой об окружающей среде и со стремлением рационально расходовать природные ресурсы.

ТЭС

Тепловые электростанции стали популярными по причине сравнительно небольших затрат для выхода на проектную мощность. Строительство ТЭС не связано с созданием плотин и монтажом ядерных реакторов. Для преобразования энергетического потенциала углеводородов в электроэнергию необходима технологическая система, состоящая из паровых котлов, паропровода и турбогенераторов. Масштабы и схемы могут быть разными, в том числе, в комбинации с теплоцентралью, но основной принцип работы ТЭС неизменен для всех случаев: тепло от сгорания через промежуточное парообразование преобразуется в электрическое напряжение.

ГРЭС

Гидроэлектростанции в отличие от тепловых не требуют топлива, удаления твердых отходов (угольные, торфяные, сланцевые ТЭС) и не загрязняют атмосферу продуктами сгорания. Но на широтах с холодными зимами и замерзающими водоемами производительность ГРЭС зависит от сезонных факторов. Затраты, вложенные в строительство плотин, окупаются продолжительное время, а уничтожение пахотных земель в результате затопления требует тщательной оценки того, насколько целесообразно возводить гидротехнические сооружения в определенном регионе.

АЭС

Атомные электростанции преобразуют энергию ядерного распада в электричество. Тепло от реактора поглощает теплоноситель первичного контура с нагревом через парогенератор воды во втором контурном цикле, откуда пар подается на генераторные турбины — и вращает их. Сложность процесса и опасность, связанная с аварийными ситуациями, ограничивают распространение данного виды выработки. Работа реактора должна контролироваться современными технологиями, а отработанное топливо — утилизироваться с соблюдением защитных мер.

Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».

Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 - млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6% (по ЕЭС России - на 1,5%).

В 2018 г. увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из‑за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт-ч. Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г.,
когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте-газопроводного и железнодорожного транспорта.

В течение 2018 г. значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался:

• в энергосистеме Вологодской области (прирост потребления 2,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «Северсталь»;
• в энергосистеме Липецкой области (прирост потребления 3,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «НЛМК»;
• в энергосистеме Оренбургской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Уральская сталь»;
• в энергосистеме Кемеровской области (прирост потребления 2,0% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Кузнецкие ферросплавы».

В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии:

• в энергосистеме Пермской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Соликамскбумпром»;
• в энергосистеме Республики Коми (прирост потребления 0,9% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Монди СЛПК».

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

• в энергосистемах Астраханской области (прирост потребления (1,2% к 2017 г.) и Республики Калмыкия (прирост потребления 23,1% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум);
• в энергосистемах Иркутской (прирост потребления 3,3% к 2017 г.), Томской (прирост потребления 2,4% к 2017 г.), Амурской областей (прирост потребления 1,5% к 2017 г.) и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) (прирост потребления 14,9% к 2017 г.) - увеличение потребления магистральными нефтепроводами на территориях указанных субъектов Российской Федерации.

Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 г. отмечено на промышленных предприятиях:

• в энергосистеме Нижегородской области (прирост потребления 0,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»;
• в энергосистеме Самарской области (прирост потребления 2,3% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Самара»;
• в энергосистемах Оренбургской (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) и Челябинской областей (прирост потребления 0,8% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»;
• в энергосистеме Свердловской области (прирост потребления 1,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Югорск».

В 2018 г. наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 г. электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».

В 2018 г. с увеличением объема производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. Для АЭС это проявилось в значительной мере с вводом в 2018 г. новых энергоблоков №5 на Ленинградской АЭС и №4 на Ростовской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2018 г. выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России - 1070,9 млрд кВт∙ч) (табл. 1, табл. 2).

Увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7%, в том числе:

• ТЭС - 630,7 млрд кВт∙ч (падение на 1,3%);
• ГЭС - 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3%);
• АЭС - 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7%);
• электростанции промышленных предприятий - 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9%).
• СЭС - 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7%).
• ВЭС - 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии за 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Выработка электроэнергии, всего
Электростанции промышленных предприятий
Потребление электроэнергии
Сальдо перетоков электроэнергии, «+» - прием, «-» - выдача

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Энергозона Европейской части и Урала, в т.ч.: числе:
ОЭС Центра
ОЭС Северо-Запада
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
Энергозона Сибири, в т.ч.:
ОЭС Сибири
Энергозона Востока, в т.ч.:
ОЭС Востока
Изолированные энергорайоны
Итого по России

* - Норильско-Таймырский энергетический комплекс

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности) (табл. 3, табл. 4).

В 2018 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

• ТЭС - около 4 075 часов (46,5% календарного времени);
• АЭС - 6 869 часов (78,4% календарного времени);
• ГЭС - 3 791 часов (43,3% календарного времени);
• ВЭС - 1 602 часов (18,3% календарного времени);
• СЭС - 1 283 часов (14,6% календарного времени).

По сравнению с 2017 г. использование установленной мощности на ТЭС и ГЭС увеличилось на 20 и 84 часа соответственно, снизилось на СЭС на 2 часа.

Существенно, на 409 часов снизилось использование установленной мощности АЭС, а использование установленной мощности ВЭС наоборот увеличилось на 304 часа.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2019

	Всего, МВт					В ЭС
ЕЭС РОССИИ	243 243,2
ОЭС Центра	52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 591,8
ОЭС Урала	53 614,3
ОЭС Северо-Запада	24 551,8
	23 535,9
ОЭС Сибири	51 861,1
ОЭС Востока

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2017 и 2018 годах, %

				В ЭС					В ЭС
ЕЭС России
ОЭС Центра
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
ОЭС Северо- Запада
ОЭС Сибири
ОЭС Востока

Табл. 5 Изменение показателей установленной мощности электростанций объединенных энергосистем, в том числе ЕЭС России в 2018 году

	01.01.2018, МВт	Ввод	Вывод из эксплуатации (демонтаж, длительная консервация)	Перемаркировка		Прочие изменения (уточнение и др.)	На 01.01.2019, МВт
РОССИЯ	246 867,6						250 442,0
ЕЭС РОССИИ	239 812,2						243 243,2
ОЭС Центра	53 077,1						52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 203,8						27 591,8
ОЭС Урала	52 714,9						53 614,3
ОЭС Северо-Запада	23 865,2						24 551,8
	21 538,5						23 535,9
ОЭС Сибири	51 911,2						51 861,1
ОЭС Востока
Технологически изолированные территориальные энергосистемы:

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО «Магнитогорский государственный технический

Университет им. Г.И. Носова

Кафедра теплотехнических

И энергетических систем

Методические указания

к лабораторной работе

«Изучение тепловой схемы теплоподготовительной установки ТЭЦ ОАО «ММК» и теплового пункта главного корпуса МГТУ»

по дисциплине «Источники и системы теплоснабжения предприятий»

для студентов специальности 140104 «Промышленная теплоэнергетика»

Магнитогорск

2009
Составители: ст. преп. С.В. Осколков, ст. преп. В.Ф. Толмачева, Шестаков М.С., Мухамедьяров Э.А

Изучение тепловой схемы теплоподготовительной установки ТЭЦ ОАО «ММК» и теплового пункта главного корпуса МГТУ: Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Котельные установки и парогенераторы» для студентов специальности 140104 «Промышленная теплоэнергетика». Магнитогорск: ГОУ ВПО МГТУ им. Г.И. Носова, 2009. 10 с.

Рецензент: доцент кафедры «Газоснабжение, вентиляция и городское хозяйство» МГТУ, к.т.н., Г.Н. Трубицына

Ó Осколков С.В., Толмачева В.Ф.,

Шестаков М.С., Мухамедьяров Э.А., 2009

Цель работы:

1. Ознакомиться с технологическим процессом и тепловой схемой подготовки теплоносителей и основных тепловых сетей ТЭЦ ОАО «ММК».
2. Ознакомиться с работой МТП Главного корпуса МГТУ и начертить тепловую схему с обозначением основного оборудования МТП.
3. Изучить оперативные схемы бойлерных Правого (Левого) берега ТЭЦ ОАО «ММК».

Используемое оборудование

Стационарное оборудование – элеватор, водо-водяные теплообменники горячего водоснабжения, грязевики, теплопроводы, запорно-регулирующая арматура, манометры и термометры (оборудование МТП Главного корпуса МГТУ).

Общие сведения

Тепловая электростанция – это предприятие, продукцией которого является электроэнергия, а также теплота, отпускаемая в виде пара и горячей воды, а "сырьем" - органическое топливо (уголь, газ). Оборудование электростанции служит для экономичного преобразования химической энергии в электрическую.

Технологический процесс ТЭЦ.

Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ, работающей на угле (рисунок 1.).

Основными элементами рассматриваемой электростанции являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устройства (генератор, трансформаторы и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.

Основным элементом котельной установки является котёл. Прибывающий на ТЭЦ в специальных вагонах уголь раз­гружается, дробится до размера кусков 20-25 мм и ленточным транс­портёром подаётся в бункер 19, имеющий запас угля на несколько часов работы. Из бункера уголь поступает в мельницу 13, в которой он размалывается до пылевидного состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилятором 9 подаётся горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 8. Горячий воздух "смешивается с угольной пылью и через горелки котла подаётся в его топку - камеру, в которой происходит горение топлива. .При горении пылевидного топлива образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии, температура факела превышает 1500°С. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.

Стены топки облицованы экранами 20 - трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера. На ТЭЦ установлены барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель 6, в котором повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия.

Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную теплоту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 7 и воздухоподогреватель 8, в которых они охлаждаются до температуры 140-160°С и направляются с помощью дымососа 11 к дымовой трубе 12. В электрофильтрах 10 происходит улавливание сухой летучей золы. Дымосос и дымовая труба создают разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, дымовая труба рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях. Зола, образующаяся при горении топлива и не унесённая потоком газов, удаляется из донной части топки и транспортируется на золоотвалы.

Полученный на выходе из котельной установки пар высоких параметров поступает по паропроводу 4 к паровой турбине 3. Расширяясь в ней, пар вращает её ротор, соединенный с ротором электрического генератора 2, в обмотках которого образуется электрический ток. Трансформаторы 1 повышают его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передают часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭЦ, а остальное - в электрическую систему.

И котёл, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем ничтожные примеси других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в котлоагрегатах ТЭЦ за 1с испаряется примерно 0.5т воды). Поэтому номинальная работа энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты. Пар, покидающий турбину 3, поступает в конденсатор 17 - теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает холодная вода, подаваемая циркуляционным насосом из реки Урал. Пар поступающий из турбины в промежуточное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз. Образующийся конденсат конденсатным насосом 16 подаётся через регенеративный подогреватель 15 в деаэратор 5. В подогревателе 15 температура конденсата повышается за счёт теплоты пара, отбираемого из турбины. Это позволит уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе происходит деаэрация - удаление из конденсата растворённых в нём газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой ёмкость для питательной воды котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом 14, приводимым в действие электродвигателем, подаётся в котёл. Так образов замыкается технологический цикл преобразования химической энергии топлива в механичес­кую энергию вращения ротора турбоагрегата.

Снабжение потребителей теплотой осуществляется с помощью от­боров пара из турбины подобно тому, как это делается для регене­ративного подогрева питательной воды. Для целей теплофикации пар из так называемого отопительного отбора турбины направляется в сетевые подогреватели, в трубках которых циркулирует сетевая (отопительная) вода. Сетевые подогреватели установлены в турбинном участке ТЭЦ.

Рассмотренную схему ТЭЦ можно изобразить на тепловой схеме – графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений.

ТЭЦ ОАО «ММК».

ТЭЦ ОАО “ММК” является крупной тепловой станцией, имеющая большое значение для стабильной независимой работы Магнитогорского Металлургического Комбината.

ТЭЦ покрывает около трети потребности комбината в электроэнергии, обеспечивает потребителей паром высоких и средних параметров и горячей водой. От эффективной работы ТЭЦ зависит успешная работа всех переделов ОАО “ММК”. ТЭЦ осуществляет теплоснабжение комбината и левобережной час­ти города, а также часть правого берега, район от ул. Гагарина до ул. Советской Армии. Кроме выработки электроэнергии ТЭЦ отпускает:

• промышленную воду с насосных станций № 16, 16А для технологических нужд кислородно-компрессорного цеха;
• химически очищенную воду с химводоотчистки (ХВО) ТЭЦ для нужд комбината.

Для того, чтобы управление технологическими процессами на ТЭЦ было наиболее эффективным энергетическое и вспомогательное оборудование распределено по участкам: топливно-транспортный участок, водно-химический, котельный, турбинный участок, участок тепловой автоматизации и измерений, электрический участок.

ТЭЦ ОАО"ММК" производит отпуск следующих видов энергоресурсов:

1) Электроэнергия. Через электросеть 110 кВ ТЭЦ имеет связь с другими электростанци­ями комбината и системой АО Челябэнерго.

2) Тепловая энергия. Отпуск тепловой энергии с ТЭЦ производится:

• с горячей водой на теплофикацию города и комбината
• с острый паром (Р=10МПа, t=500°С) на турбины компрес­соров ККЦ №4
• с насыщенным паром от паропреобразовательной установки для технологических нужд комбината.

3) Химически очищенная вода. Отпускается на технологические нужды комбината и восполнения потерь сетевой воды.

4) Техническая вода. Отпускается цеху водоснабжения.

Установленная мощность ТЭЦ:

Электрическая 300 МВт

По отпуску тепла и горячей воды 886 МВт в т.ч. 327 МВт.

По отпуску пара от паропроизводительной установки 120т/ч.

Производительность химводоочистки 500т/ч

Производительность насосных станций 172000 т/ч.

Котельные агрегаты и турбогенераторы относятся к основному энергетическому обору­дованию. К вспомогательному оборудованию относятся: конденсатные, сливные, питательные, масляные и прочие насосы, бойлерные уста­новки, масляное хозяйство, регенеративные подогреватели, деаэра­торы и др.Технические характеристики котлоагрегатов и турбогенераторов приведены в таблицах 1 и 2 соответственно.

Таблица 1. Технические характеристики

Преобразование первичной энергии во вторичную, в частности в электрическую, осуществляется на станциях, которые в своем назва­нии содержат указание на то, какой вид первичной энергии в какой вид вторичной преобразуется на них:

ТЭС – тепловая электрическая станция преобразует тепловую энергию в электрическую;

ГЭС – гидроэлектростанция преобразует механическую энер­гию движения воды в электрическую;

ГАЭС – гидроаккумулирующая станция преобразует механи­ческую энергию движения предварительно накопленной в искус­ственном водоеме воды в электрическую;

АЭС – атомная электростанция преобразует атомную энергию ядерного топлива в электрическую;

ПЭС – приливная электростанция преобразует энергию при­ливов в электрическую, и т. д.

В Республике Беларусь более 95% энергии вырабатывается на ТЭС. По назначению тепловые электро­станции (ТЭС) делятся на два типа:

КЭС – конденсационные тепловые электростанции, предназ­наченные для выработки только электрической энергии;

ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, на которых осуществляется со­вместное производство электрической и тепловой энергии .

На рис. 1. представлена тепловая схема ТЭС. Ее основное обору­дование состоит из котла-парогенератора ПГ, турбины Т и генератора Г. В котле при сжигании топлива выделяется теп­ловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине Т водяной пар превраща­ется в механическую энергию вращения. Гене­ратор Г превращает энер­гию вращения в электри­ческую. Тепловая энергия для нужд потребления может быть взята в виде пара из турбины либо котла. На рис. 1. кроме основного оборудования ТЭС показаны конден­сатор пара К, в котором отработанный пар, отдавая скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде, с помощью циркуляционного насоса Н в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. Схе­ма ТЭЦ отличается тем, что взамен конденсатора устанавливается теп­лообменник, где пар при значительном давлении нагревает воду, пода­ваемую в главные тепловые магистрали. Технология преобразований энергии на ТЭС может быть представ­лена в виде цепи следующих превращений:

Рис. 1. Тепловая схема ТЭС

Топливо и окислитель, которым обычно служит воздух, непрерывно поступает в топку котла. В качестве топлива чаще всего используются уголь, сланцы, природный газ и мазут (продукт переработки нефти – остаток пос­ле отгонки из нефти бензина, керосина и других легких фракций). Однако использование природного газа и особенно мазута в перспективе должно сокращаться, так как это слишком ценные вещества, чтобы их использо­вать в качестве котельного топлива. За счет тепла, образующегося в резуль­тате сжигания топлива, в паровом котле вода превращается в пар с температурой около 550°С. КПД ТЭС – это отношение полученной электрической энергии к тепловой энергии, образовавшейся при сжигании топлива; он растет при повышении начальной температуры пара. Но при этом для наиболее ответственных деталей установки, испытывающих боль­шие механические нагрузки в сочетании с высокой температурой, прихо­дится применять высококачественные, дорогие стали. Выигрыш в КПД не компенсирует повышенных затрат на металл. В турбине способ преобразования тепловой энергии пара в меха­ническую энергию состоит в следующем. Пар высокого давления и тем­пературы, имеющий большую тепловую энергию, из котла поступает в сопла турбины. Сопла – это неподвижно укрепленные, не вращающие­ся вместе с валом турбины, сделанные из металла каналы, в которых температура и давление пара уменьшаются, а значит, уменьшается и его тепловая энергия, но зато увеличивается скорость движения потока пара. Таким образом, за счет уменьшения тепловой энергии пара возра­стает его механическая (кинетическая) энергия. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее – в механическую энергию турбогенератора, так как валы турбины и элек­трического генератора соединены между собой. Современные паровые турбины для ТЭС – весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины. Количество охлаждающей воды должно быть в несколько десятков раз больше, чем количество конденсируемого пара. Поэтому ТЭС стро­ят поблизости от крупных водных источников. Процесс производства электроэнергии на ТЭС условно можно раз­делить на три цикла: химический – горение, в результате которого внутренняя хи­мическая энергия топлива превращается в тепловую и переда­ется пару; механический – тепловая энергия пара превращается в энергию вращения турбины и ротора турбогенератора; электрический – механическая энергия превращается в элект­рическую .

Предприятиями, на которых производится тепловая и электрическая энергии, являются: ТЭС на углеводородном топливе, ТЭЦ производит электрическую и тепловую энергию, АЭС использует энергию ядерного распада. ТЭС включает комплект оборудования, в котором внутренняя химическая энергия топлива (твердого, жидкого или газообразного) превращается в тепловую энергию воды и пара, преобразующуюся в механическую энергию вращения, которая и вырабатывает электрическую энергию. Поступающее со склада в парогенератор топливо при сжигании выделяет тепловую энергию, которая, нагревая подведенную с водозабора воду, преобразует ее в энергию водяного пара с температурой 550˚С. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения, передающуюся на генератор, который превращает ее в электрическую. В конденсаторе пара отработанный пар с температурой 123-125˚С отдает скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде и с помощью циркулярного насоса в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. На ТЭС могут использоваться газотур­бинные установки (ГТУ). Широкое распространение газовые турбины получили на транспорте в качестве основных элементов авиационных двигателей, на железнодорожном транспорте – газотурболокомотивы.

В ГТУ в качестве рабочего тела служит смесь продуктов сго­рания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом дав­лении и высокой температуре. По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутрен­него сгорания, а при очень высоких температурах рабочего тела их экономичность выше. Газовые турбины более компактны, чем паро­вые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощно­сти. Важнейшим преимуществом газовой турбины является ее высокая маневренность: время запуска составляет 1–1,5 мин. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, чем паротурбинная, легко пускается, останавливается, регулируется. Недостаток ГТУ заключается в том, что газовые турбины работают, в основном, на жидком высокосортном топливе или на газообразном (природный газ; искусственный газ, по­лучаемый при особом сжигании твердых топлив). Тем не менее, ана­литические исследования перспективных направлений развития ми­ровой энергетики называют ГТУ в числе наиболее прогрессивных преобразователей энергии XXI века. На рис. 2. представлена принципиальная схема ТЭС с газотурбин­ной установкой.

Рис. 2. Схема ТЭС с газотурбинной установкой (ГТУ)

В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообраз­ное топливо и воздух. Образующиеся в ней газы 2 высокого давления при температуре 750-770°С направляются на рабочие лопатки турби­ны 3. Турбина 3 вращает электрический генератор 4, вырабатывающий электрическую энергию, и компрессор 5, служащий для подачи под дав­лением воздуха 6 в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре 5 воздух 6 перед подачей в камеру сгорания 1 подогревается в регенераторе 7 от­работанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволя­ет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания. Для повышения экономической эффективности использования ГТУ на ТЭС применяют парогазовые установки – совмещение газотур­бинных и паротурбинных агрегатов. Они являются высокоманеврен­ными и служат для покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме. Принципиальная схема ТЭС с парога­зовой установкой приведена на рис. 3. На ней обозначены: 1– паро­генератор, 2 – компрессор, 3 – газовая турбина, 4 – генератор, 5 – паровая турбина, 6 – конденсатор, 7 – насос, 8 – экономайзер. Экономайзер по­зволяет отработанные в турбине газы использовать для подогрева пита­тельной воды, что дает возможность уменьшить расход топлива и по­высить КПД до 44%.

Рис. 3. Схема ТЭС с парогазовой установкой

На рис. 4. представлена еще одна возможная схема ТЭС с парогазовой установкой – с выбросом отработанных газов в паровой котел. Здесь 8 – камера сгорания.

Рис. 4. Схема ТЭС с парогазовой установкой с выбросом отработанных газов в паровой котел

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), где осуществляется комплексная вы­работка электрической и тепловой энергии, обладают КПД в 1,5-1,7 раз выше, достигающим 60-65%. Комплексная выработка электро­энергии и тепла очень выгодна. Многим отраслям промышленности: химической, металлургичес­кой, текстильной, пищевой и др. тепло необходимо для технологичес­ких целей. Примерно 50% добываемого топлива расходуется на тепло­вые нужды предприятий. Отработанный в турбинах КЭС пар имеет температуру 25-30°С и давление около 0,04 бара (0,04-10~7МПа) и не­пригоден для использования в технологических целях на предприяти­ях. Тре­буется горячая вода и для отопления жилых зданий. Тепловая энергия в виде пара указанных параметров и горячей воды может производиться централизованно на ТЭЦ и в крупных ко­тельных или децентрализованно на заводских мини-ТЭЦ и в индиви­дуальных котельных. На ТЭЦ для получения пара с необходимыми потребителю парамет­рами используют специальные турбины с промежуточными отборами пара. В них, после того как часть энергии пара израсходуется на приведе­ние в движение турбины и параметры его понизятся, производится отбор некоторой доли пара для потребителей. Оставшаяся доля пара обычным способом используется в турбине для приведения ее во вращение и затем поступает в конденсатор. Поскольку для части пара перепад давления оказывается меньшим, то несколько возрастает расход топлива на выра­ботку электроэнергии. Однако это увеличение в конечном счете меньше по сравнению с расходом топлива в случае раздельной выработки элект­рической энергии и тепла на небольших котельных. При сжигании топ­лива только для получения тепла, например для отопления, весь «темпе­ратурный напор» примерно от 1500°С до 100°С, т.е. от температуры, получаемой при сжигании топлива, до температуры, нужной для отопле­ния, никак не используется. Выгоднее использовать этот температурный интервал больше 1000°С для получения из тепловой энергии механичес­кой, а тепло (около 100°С) направить на отопление. Конечно, в этом слу­чае механической энергии при том же количестве сжигаемого топлива получится меньше за счет повышения конечной температуры примерно на 70°С (с 30 до 100°С). Такое повышение необходимо для обеспечения температуры воды на нужды отопления. Горячая вода и пар под давлени­ем до 3 МПа доставляются потребителям по трубопроводам. Совокуп­ность трубопроводов для передачи тепла называется тепловой сетью. Передача тепла в виде пара неэкономична на расстояние более 5–7 км .

Централизованное теплоснабжение на базе комплексной выработ­ки тепловой и электрической энергии обеспечивает в настоящее время основную долю потребности в тепле промышленного и жилищно-ком­мунального хозяйства, уменьшает расход топливно-энергетических ре­сурсов, а также материальных и трудовых затрат в системах теплоснаб­жения, имеет экологические преимущества. Однако при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ можно выработать только 25-30% требуемой электрической энер­гии. Работа же конденсационных станций определяется условиями вы­работки электроэнергии, которую технологически и экономически возможно передавать на значительные расстояния. Это делает благо­приятным концентрацию больших электрических мощностей и позво­ляет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в национальной энергетической системе необходимо и целе­сообразно сочетание КЭС и ТЭЦ.

В качестве весьма энергоэффективного решения снабжения крупных производств элект­роэнергией и теплом рассматриваются мини-ТЭЦ. Атомная электростанция (АЭС) по своей сути также является теп­ловой электростанцией. Однако вместо котла, где сжигается органическое топливо, использует­ся ядерный реактор. Внутриядерная энергия превращается в тепловую энергию пара, которая затем – в механическую энергию вращения тур­богенератора и в электрическую энергию. Наличие термодинамическо­го цикла на АЭС ограничивает КПД этой станции, как и обычных теп­ловых станций. Недостаток АЭС заключается также в отсутствии маневренности: пуск и останов блоков и агрегатов этих станций требу­ет значительных затрат времени и труда.

История [ | ]

Основной принцип выработки электроэнергии был открыт в 1820-х и начале 1830-х годов британским ученым Майклом Фарадеем . Его метод, который используется и сегодня, заключается в том, что в замкнутом проводящем контуре при движении этого контура между полюсами магнита , возникает электрический ток.

С развитием техники экономически выгодной стала следующая схема производства электричества. Электрические генераторы, установленные на электростанции, централизованно вырабатывают электрическую энергию в виде переменного тока . С помощью силовых трансформаторов электрическое напряжение вырабатываемого переменного тока повышается, что позволяет передавать его по проводам с низкими потерями. На месте потребления электрической энергии, напряжение переменного тока снижается с помощью понижающих трансформаторов и передаётся потребителям. Электрификация наряду с бессемеровским способом выплавки стали стала основой Второй промышленной революции . Основные изобретения, сделавшие электричество общедоступным и незаменимым, сделали Томас Алва Эдисон и Никола Тесла .

Производство электроэнергии на центральных электростанциях началось в 1882 году, когда на станции Пёрл-стрит в Нью-Йорке паровой двигатель, приводил в движение динамо-машину, которая производила постоянный ток, для освещения Пёрл-стрит . Новая технология была быстро внедрена во многих городах по всему миру, которые быстро перевели осветительные фонари на электрическую энергию. Вскоре после этого электрические лампы стали широко использоваться в общественных зданиях, на предприятиях и для питания общественного транспорта, (трамваев и поездов). С тех пор производство электрической энергии в мире постоянно возрастает.

Способы выработки электроэнергии [ | ]

Основным способом производства электрической энергии является её выработка электрическим генератором , находящимися на одной оси с турбиной , и преобразующим кинетическую энергию вращения турбины в электричество. В зависимости от вида рабочего агента, вращающего турбину электростанции делятся на гидравлические и тепловые (включая ядерные).

Гидроэнергетика [ | ]

Гидроэнергетика - отрасль производства электроэнергии от , использующая для производства электроэнергии кинетическую энергию водного потока . Предприятиями по производству энергии в этой области являются гидроэлектростанции (ГЭС), которые строят на реках.

При строительстве гидроэлектростанции с помощью плотин на реках искусственно создается перепад уровней водной поверхности (верхний и нижний бьеф). Вода под действием силы тяжести переливается из верхнего бьефа в нижний специальными водоводам, в которых расположены водные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина вращает соосный ротор электрогенератора.

Особой разновидностью ГЭС является гидроаккумулирующие электрические станции (ГАЭС). Их нельзя считать генерирующими мощностями в чистом виде, так как они потребляют практически столько же электроэнергии, сколько вырабатывают, однако такие станции очень эффективно справляются с разгрузкой сети в пиковые часы.

Тепловая электроэнергетика [ | ]

Предприятиями тепловой электроэнергетики является тепловые электростанции (ТЭС), на которых в электрическую энергию превращается тепловая энергия сгорания органического топлива. Тепловые электростанции бывают двух основных видов:

Экономика производства электроэнергии [ | ]

Строительство объектов электроэнергетики очень затратно, срок их окупаемости велик. Экономическая эффективность того или иного способа производства электроэнергии зависит от многих параметров, в первую очередь, от спроса на электроэнергию и от региона. В зависимости от соотношения этих параметров варьируются и отпускные цены не электроэнергию, например, цена электроэнергии в Венесуэле составляет 3 цента за кВтч, а в Дании - 40 центов за кВтч.

Выбор типа электростанции также основывается в первую очередь на учете местных потребностей в электроэнергии и колебаниях спроса. Кроме того, все электрические сети имеют различные нагрузки, но электростанции, которые подключены к сети и работают непрерывно должны обеспечить базовую нагрузку - дневной минимум потребления. Базовую нагрузку могут обеспечить только крупные тепловые и атомные электростанции, мощность которых можно в определенных пределах регулировать. В гидроэлектростанциях возможность регулирования мощности значительно меньше.

Тепловые электростанции предпочтительно строить в районах с высокой плотностью промышленных потребителей. Отрицательное влияние загрязнения местности отходами может быть сведено к минимуму, поскольку электростанции обычно располагаются вдали от жилых районов. Существенным для теплоэлектростанции является вид сжигаемого топлива. Обычно самым дешевым топливом для тепловых электростанций является уголь. Но если цена природного газа опускается ниже определенного предела, его использование для выработки электроэнергии становится более предпочтительным чем выработка электроэнергии путем сжигания угля .

Главным достоинством атомныъ электростанций является большая мощность каждого энергетического блока при относительно небольших размерах и высокая экологичность при чётком соблюдении всех правил работы. Однако потенциальные опасности от сбоя атомных станций очень велики.

Гидроэлектростанции строятся, как правило, в отдаленных районах и являются чрезвычайно экологичными, но их мощность сильно меняется в зависимости от времени года, и они не могут регулировать выдаваемую в электрическую сеть мощность в широких пределах.

Стоимость выработки электроэнергии из возобновляемых источников (за исключением гидроэнергии) в последнее время значительно упала. Стоимость электроэнергии, добываемой из солнечной энергии, энергии ветра, энергии приливов во многих случаях уже сопоставима со стоимостью электроэнергии, добываемой на тепловых электростанциях. С учётом государственных субсидий строительство электростанций работающих с возобновляемыми источниками экономически целесообразно. Однако главный недостаток подобных электростанций - непостоянный характер их работы и невозможность регулировать их мощность.

В 2018 году производство электроэнергии на ветровых электростанциях, расположенных в море, стало дешевле производства электроэнергии на атомных электростанциях .

Экологические проблемы [ | ]

Различия между странами, производящими электроэнергию, влияют на озабоченность состоянием окружающей среды. Во Франции только 10% электроэнергии вырабатывается из ископаемого топлива, в США этот показатель доходит до 70%, а в Китае - до 80% . Экологичность производства электричества зависит от типа электростанции. Большинство ученых сходятся во мнении, что выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов от производства электроэнергии на основе ископаемого топлива составляют значительную часть мировых выбросов парниковых газов; в Соединенных Штатах на выработку электроэнергии приходится почти 40% выбросов, самый большой из всех источников. Транспортные выбросы сильно отстают, обеспечивая около трети производства