Преимущества и недостатки гэс,аэс,тэс,вэс,сэс,геотэс,пэс таблица. Тэс преимущества и недостатки
Преимущества и недостатки ТЭС
⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 16Следующая ⇒
Для оценки перспектив ТЭС, прежде всего, необходимо осознать их преимущества и недостатки в сравнении с другими источниками электроэнергии.
К числу преимуществ следует отнести следующие:
1. В отличие от ГЭС, тепловые электростанции можно размещать относительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев (по сравнению с углем). Пылеугольные ТЭС желательно размещать вблизи источников добычи угля. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика сложилась и имеет выраженный региональный характер.
2. Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.
3. Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.
4. Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко не региональный характер. Примерами могут служить каскады ГЭС на р. Волге и Днепре.
5. На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.
6. В отличие от АЭС, нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по завершении срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС существенно «переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установленное на ней, здания, машзал, системы водоснабжения и топливоснабжения и т.д., которые составляют основную часть фондов, еще долго служат. Большинство ТЭС, построенных более 80 лет по плану ГОЭЛРО, до сих пор работают, и будут работать дальше после установки на них новых, более совершенных турбин и котлов.
Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.
1. ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно те, которые работают на высокозольных сернистых топливах. АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмосферу, но создающие постоянную угрозу радиоактивного загрязнения и имеющие проблемы хранения и переработки отработавшего ядерного топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы, или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяйственных земель и изменяющие региональный климат, являются экологически более «чистыми» можно лишь со значительной долей условности.
2. Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).
3. В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии переменной части суточного графика электрической нагрузки.
4. ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного.
Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, по крайней мере на ближайшие 50 лет.
Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно связаны с видом используемых органических топлив. Несмотря на большие преимущества жидких топлив (нефти, мазута) как энергоносителей (высокая калорийность, легкость транспортировки) их использование на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с ограниченностью запасов, но и в связи с их большой ценностью как сырья для нефтехимической промышленности. Для России немалое значение имеет и экспортная ценность жидких топлив нефти. Поэтому жидкое топливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топливо на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеугольных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле при некоторых режимах.
Использование природного газа на конденсационных паротурбинных ТЭС нерационально: для этого следует использовать парогазовые установки утилизационного типа, основой которых являются высокотемпературные ГТУ.
Таким образом, далекая перспектива использования классических паротурбинных ТЭС и в России, и за рубежом, прежде всего, связана с использованием углей, особенно низкосортных. Это, конечно, не означает прекращения эксплуатации газомазутных ТЭС, которые будут постепенно заменяться ПГУ.
2.7 Схема преобразования энергии на ТЭЦ
Технология производства электроэнергии на конденсационной ТЭС и ТЭЦ практически не отличаются, поэтому в этой части они совпадают. Мало того, когда ТЭЦ не отпускает тепла (например, летом или сразу же после ввода в эксплуатацию, когда тепловые сети еще не готовы), она работает просто как конденсационная ТЭС.
Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагревательной (теплофикационной) сетевой установки. Остывшая в теплоприемниках тепловой сети обратная сетевая вода поступает к сетевым насосам I подъема СН-I. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса СН-I сетевая вода последовательно проходит через трубную систему сетевых подогревателей СП-1 и СП-2. Нагрев сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов паровой турбины. Отбор пара осуществляется при таких давлениях, чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была достаточной для нагрева сетевой воды.
Нагретая в СП-1 и СП-2 сетевая вода поступает к сетевым насосам II подъема, которые подают ее в пиковый водогрейный котел ПВК и обеспечивают ее прокачку через всю или часть (до теплонасосной станции) тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП подается газ, а от дутьевого вентилятора — воздух. Нагретая до требуемой температуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой воды и из него — тепловым потребителям.
Второе существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя их давление (т.е. нагрев сетевой воды и ее расход).
Теперь перейдем к показателям, характеризующим экономичность работы ТЭЦ. Когда в лекции рассматривали экономичность конденсационной ТЭС, мы выяснили, что для этой цели используется один показатель — коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный расход условного топлива. Необходимость только в одном показателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС отпускает только один вид энергии — электроэнергию.
ТЭЦ отпускает два вида энергии — электрическую и тепловую. Поэтому для оценки качества работы ТЭЦ необходимо иметь также два показателя.
Первым показателем является коэффициент полезного использования тепла топлива. Если у конденсационных ТЭС России он не превышает 40 %, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией той части пара, которая проходит в конденсатор, собственные нужды).
Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепловом потреблении c = Nэ/Qт. Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпускают одинаковое количество тепла Qт и имеют одинаковый коэффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии.
Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы ТЭЦ.
На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный расход условного топлива на производство электроэнергии bэ в г/(кВт·ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла bт в кг/Гкал. Для ТЭЦ bт = 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в соответствии с нормативными документами по распределению затраченного топлива на производство электроэнергии и тепла.
Газотурбинные установки
На отечественных ТЭС начинают широко использовать газотурбинные установки (ГТУ). В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. В ГТУ преобразуется теплота газов в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Таким образом газотурбинная установка (ГТУ) — это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.
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 газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности. Особенно широкое распространение газовые турбины получили на транспорте. Применение газовых турбин в качестве основных элементов авиационных двигателей позволило в современной авиации достичь больших скоростей, грузоподъемности и высоты полета. Газотурбо-локомотивы на железнодорожном транспорте конкурентоспособны с тепловозами, оборудованными поршневыми двигателями внутреннего сгорания.
Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов. Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в местах его залегания. При этом под землю компрессорами в необходимом количестве подается воздух, производится специальное сжигание угля с образованием горючего газа, который затем подается по трубам к газотурбинным установкам. Впервые в мире такая опытная электростанция построена в Тульской области.
Работа газотурбинной установки осуществляется следующим образом. В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообразное топливо и воздух (рис.2.10, а).
Рис. 2.10, а - Принципиальная схема газотурбинной установки
Получающиеся в камере сгорания газы 2с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает электрический генератор 4и компрессор 5, необходимый для подачи под давлением воздуха 6в камеру сгорания. Сжатый компрессором воздух перед подачей в камеру сгорания подогревается в регенераторе 7 отработанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания. Общий вид газотурбинной установки приведен на рис. 2.10, б.
Рис. 2.10, б - Общий вид газотурбинной установки
Парогазотурбинные установки
Отработанные в ГТУ газы имеют высокую температуру, что неблагоприятно сказывается на КПД термодинамического цикла.
Совмещение газо- и паротурбинных агрегатов таким образом, что в них происходит совместное использование теплоты, получаемой при сжигании топлива, позволяет на 8—10% повысить экономичность работы установки, называемой парогазовой, и снизить ее стоимость на 25%. Принципиальные схемы парогазовой установки и парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел показаны на рис. 2.11 и 2.12.
Парогазовые установки, использующие два вида рабочего тела — пар и газ — относятся к бинарным. В них охлаждающая вода, часть теплоты, получаемой при сжигании топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину. Охлажденные до температуры 650—700 °С газы попадают на рабочие лопатки газовой турбины. Отработанные в турбине газы «используются для подогрева питательной воды, что позволяет уменьшить расход топлива и повысить КПД всей установки, который может достичь примерно 44%.
Парогазовые установки могут работать также по схеме, в которой отработанные в газовой турбине газы поступают в паровой котел. Газовая турбина в этом случае как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается 30—40% топлива, а в парогенераторе — остальное топливо.
Рис. 2.11 - Принципиальная схема парогазовой установки
Рис. 2.12 - Схема парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котел
Газотурбинные установки могут работать только на жидком или газообразном топливе, так как продукты сгорания твердого топлива, содержащие золу и механические примеси, оказывают вредное влияние на лопатки тазовой турбины. В газотурбинных установках, так же как и в обычных паросиловых установках, тепловая энергия преобразуется в механическую в турбинах и механическая энергия — в электрическую в генераторах. Эта схема электромеханического преобразования энергии требует использования материалов, способных выдерживать большие механические нагрузки при больших частотах вращения вала турбины и высоких температурах. Ограниченная прочность материалов вынуждает использовать пар при температурах не выше 600 °С, в то время как температура сжигаемого топлива достигает 2000 °С. Сокращение разницы этих температур позволит существенно повысить КПД тепловых установок. КПД ГТУ невелик: для типичных ГТУ он составляет 35—36 %, т.е. существенно меньше, чем КПД ПТУ.
Газовая турбина является наиболее сложным элементом ГТУ, что обусловлено в первую очередь очень высокой температурой рабочих газов, протекающих через ее проточную часть: температура газов перед турбиной 1350 °С в настоящее время считается «стандартной», и ведущие фирмы, в первую очередь General Electric, работают над освоением начальной температуры 1500 °С. Напомним, что «стандартная» начальная температура для паровых турбин составляет 540 °С, а в перспективе — температура 600—620 °С. Стремление повысить начальную температуру связано, прежде всего, с выигрышем в экономичности, который она дает. Повышение начальной температуры с 1100 до 1450 °С дает увеличение абсолютного КПД с 32 до 40 %, т.е. приводит к экономии топлива в 25 %. Конечно, часть этой экономии связана не только с повышением температуры, но и с совершенствованием других элементов ГТУ, а определяющим фактором все-таки является начальная температура. Для обеспечения длительной работы газовой турбины используют сочетание двух средств. Первое средство — применение для наиболее нагруженных деталей жаропрочных материалов, способных сопротивляться действию высоких механических нагрузок и температур (в первую очередь для сопловых и рабочих лопаток). Если для лопаток паровых турбин и некоторых других элементов применяются стали (т.е. сплавы на основе железа) с содержанием хрома 12—13 %, то для лопаток газовых турбин используют сплавы на никелевой основе (нимоники), которые способны при реально действующих механических нагрузках и необходимом сроке службы выдержать температуру 800—850 °С. Поэтому вместе с первым используют второе средство — охлаждение наиболее горячих деталей.
Для охлаждения большинства современных ГТУ используется воздух, отбираемый из различных ступеней воздушного компрессора. Уже работают ГТУ, в которых для охлаждения используется водяной пар, который является лучшим охлаждающим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух после нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой турбины. Такая система охлаждения называется открытой. Существуют замкнутые системы охлаждения, в которых нагретый в детали охлаждающий агент направляется в холодильник и затем снова возвращается для охлаждения детали. Такая система не только весьма сложна, но и требует утилизации тепла, отбираемого в холодильнике.
Система охлаждения газовой турбины — самая сложная система в ГТУ, определяющая ее срок службы. Она обеспечивает не только поддержание допустимого уровня рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, запирание уплотнений подшипников, где циркулирует масло и т.д. Эта система чрезвычайно сильно разветвлена и организуется так, чтобы каждый охлаждаемый элемент получал охлаждающий воздух тех параметров и в том количестве, который необходим для поддержания его оптимальной температуры. Излишнее охлаждение деталей так же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным затратам охлаждающего воздуха, на сжатие которого в компрессоре затрачивается мощность турбины. Кроме того, повышенные расходы воздуха на охлаждение приводят к снижению температуры газов за турбиной, что очень существенно влияет на работу оборудования, установленного за ГТУ (например, паротурбинной установки, работающей в составе ПТУ). Наконец, система охлаждения должна обеспечивать не только необходимый уровень температур деталей, но и равномерность их прогрева, исключающую появление опасных температурных напряжений, циклическое действие которых приводит к появлению трещин.
Читайте также:
lektsia.com
Преимущества и недостатки тепловых электростанций
Написано 6 января 2018от generator-prosto.
Для помещений, которые необходимо отапливать и в то же время подавать стабильное электричество часто используют специальное оборудование. Одним их оптимальных для таких случаев устройств являются маломощные тепловые электростанции. Но почему именно они нашли столь широкое применение в таких сооружениях как бассейны и спортивные комплексы, школы и клиники? Чтобы ответить на этот вопрос стоит более детально изучить из конструктивные особенности и принцип действия.
Содержание:
Устройство маломощных тепловых энегростанций
Мини-ТЭС представляет собой несколько блоков и электронных приборов, объединенных в единое целое. Их совместная работа позволяет преобразовывать тепловую энергию в электрическую путем сжигания топлива.
В зависимости от модели это может быть:
Газ;
Дизель;
Бензин.
В состав блоков входят:
Двигатель;
Генератор;
Теплообменники;
Радиатор;
Распределительный щит;
Выхлопная система;
Автоматика.
Работа двигателя приводит к вращению вала генератора, который отвечает за преобразование кинетической энергии в электричество. Но так как при этом выделяется тепло, то оно по теплообменникам может быть отведено в систему отопления или подогрева воды. Его излишки удаляются системой принудительного охлаждения. А отработанные газы выводятся через выхлопную трубу.
Если выразить работу тепловых электростанций двумя словами, но она основывается на технологии когенерации, а у некоторых моделей и тригенерации. В первом случае оборудование обеспечивает объект электричеством и теплом, а во втором – еще и холодом. Управление такой системой осуществляется с распределительного щита при помощи системы автоматики. Обычно этот блок располагается в отдельном помещении.
Виды и их особенности применения
Существуют различные модификации таких установок:
Паровые турбины;
Газотурбинные;
Газопоршневые генераторы.
Мини-тепловые электростанции могут иметь конденсационные или противодавленческие паровые турбины. Первые применяются на объектах, где электростанции используются для выработки электричества. Хотя при необходимости они могут обеспечивать и отбор пара.
Смотрим видео, принцип работы оборудования:
Противодавленческие турбины позволяют использовать пар на отопительные нужды. Но они в отличие от конденсационных более сложные и дорогие.
Газотурбинные установки представлены линейкой от 1 до 300 МВт, но наиболее эффективными считаются имеющие мощность от 5 МВт. Выделяемое ими тепло поступает к потребителю с водой или паром.
Газопоршневые ТЭС считаются самыми распространенными. Их использование экономически выгодно, так как затраты на их строительство и эксплуатацию наиболее низкие. Однако мощность таких агрегатов ограничивается 80 МВт.
Достоинства и недостатки ТЭС
У мини-тепловых электростанций очень много положительных качеств, поэтому их использование растет с каждым годом. Сегодня они способны обеспечивать такие преимущества как:
Стабильное и качественное энергоснабжение, причем с постоянным уровнем напряжения и тепла;
Возможность использования одной установки для производства электричества и отопления, что позволяет решить две самые важнейшие задачи в эксплуатации объекта;
Относительно невысокая стоимость вырабатываемой энергии, что позволяет сэкономить значительную сумму по сравнению с использованием обычной электросети;
Высокие экологические качества, благодаря производству тепла и электричества, а при необходимости и холода для кондиционирования помещений;
Быстрая окупаемость, поскольку в составе одной мини-ТЭС может использоваться до 12 генераторов, причем мощность одного достигает 9 кВт;
Экономия на ремонте теплосетей, так как установка располагается в непосредственной близости к объекту;
Небольшие размеры дают возможность размещения оборудования не только на прилегающей к объекту территории, но и непосредственно на его площадях;
Оперативные сроки строительства и ввода в эксплуатацию не превышающие 3 месяцев при возможности использования оборудования до 25 лет;
Простая и удобная эксплуатация;
Высокая надежность.
Кроме того, использование такого оборудования позволяет значительно снизить финансовую зависимость потребителя от постоянного роста цен на электроэнергию и тепло. Согласно производимым подсчетам экономия составляет 100%.
Критерии выбора оборудования
Строительство таких установок сегодня является идеальным решением для самых различных объектов. Объясняется это высокой экономической эффективностью их эксплуатации, а также сравнительно дешевой энергией.
Тепловые энергостанции выбирают в следующих случаях:
Если затраты на производство и передачу энергии другим способом будут неоправданно высокими;
Когда централизованные системы электро- и теплоснабжения не способны обеспечить необходимые мощности;
Если получаемое электричество имеет низкое качество или его недостаточно.
Есть и еще один аспект – это более экологичная работа мини-ТЭС по сравнению с агрегатами, осуществляющими выработка отдельно тепловой или электроэнергии.
На что еще стоит обратить внимание, так это вид используемого топлива. Существуют электростанции, работающие на:
Газе;
Дизеле;
Древесине или угле.
Выбор одного из них зависит от более доступного для конкретного объекта. Но следует учитывать, что дизельное топливо считается одним из самых дорогих и экологически грязных, поэтому его применяют только в случае, когда недоступно другое.
Чаще всего выбирают природный газ, так как он относится к самым доступным и недорогим видам топлива.
Обзор различных марок мини-ТЭС
модель Omega 100
Не всегда есть возможность строительства здания под оборудование. В этом случае можно использовать модульную мини-ТЭС. Они выпускаются в специальных контейнерах, которые могут легко и оперативно перемещаться на необходимый объект.
Среди них стоит отметить модель Omega 100. Она относится к контейнерным ГПУ и предназначена для широкого круга потребителей. Линейка этих мини-ТЭС включает в себя установки мощностью от 400 до 4300 кВА с напряжением в 0,4; 6,3; 10 кВ.
Из газопоршневых тепловых электростанций этой марки могут создаваться каскады, содержащие до 10 модулей, при этом номинальная мощность достигает 43 тысяч кВА. Отличительной чертой этих установок является использование газовых двигателей компании MWM.
Установка Омега совместима с системой ALFA. Поэтому в дополнение к ней допускается использование модулей Альфа как пиковых тепловых источников. Это позволяет создавать полноценные мини-ТЭС.
Установка серии ATGL
Находит широкое применение и газопоршневая установка серии ATGL. Она может использоваться в качестве основного или резервного источника энергии. В линейку ATGL входят агрегаты мощностью от 100 кВт. При этом их ресурс не превышает 200 тысяч часов, а капитальный ремонт рекомендуется проводить после 60 000 часов эксплуатации.
Среди газотурбинных установок стоит отметить продукцию под маркой Turbomach. Такие установки состоят из газовой турбины и узлов, обеспечивающих ее функционирование. Мощность таких мини-ТЭС может достигать 300 МВт.
Заключение
Все больше задумываясь над экологической обстановкой человек старается выбирать оборудование, которое если и влияет на окружающую среду, то хотя бы, не причиняя ей при этом вреда. Среди установок, вырабатывающих электроэнергию и тепло, такими являются мини-ТЭС. Они являются одними из самых экологически чистых и к тому же позволяют значительно снизить стоимость электричества. Поэтому их использование в последнее время становится наиболее популярным.
Популярные статьи:
Опубликовано в Виды бензогенераторов
generator-prosto.ru
Преимущества и недостатки ТЭС
Энергетика Преимущества и недостатки ТЭС
просмотров - 383
Типы тепловых электростанций. Классификация.
Тепловой электрической станцией принято называть комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.
Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам,
1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.
Районные электростанции — это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название — {государственные районные электростанции}. Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.
Промышленные электростанции — это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, к примеру завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.
2. По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.
За конденсационными электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС — тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться данный термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.
В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива — мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь — низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб — АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.
3. По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.
Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину — паровую турбину. ПТУ — основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. Сегодня в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, ᴦ. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в ᴦ. Электросталь Московской обл.).
Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В России имеется только одна работающая ПГУ-ТЭЦ (ПГУ-450Т) мощностью 450 МВт. На Невинномысской ГРЭС работает энергоблок (см. лекцию 7) ПГУ-170 мощностью 170 МВт, а на Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга — энергоблок ПГУ- 300 мощностью 300 МВт.
4. По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок — энергоблоков. В энергоблоке каждый кот подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.
5. По уровню начального давления различают ТЭС до критического давления и сверхкритического давления (СКД).
Критическое давление — это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на до критическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД — 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов — очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди.
4.3. Технологический процесс преобразования химической энергии топлива в электроэнергию на ТЭС
Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:
- энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идет процесс горения — химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением 13— 24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину;
- турбоагрегат, состоящий из турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток.
Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;
- конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень существенно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовавшейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, ᴛ.ᴇ. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;
- питательный насос для подачи питательной воды в котел и создания высокого давления перед турбиной.
Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, в ПТУ над рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электрическую энергию.
Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности.
Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе (рис. 4.3.1).
Рисунок 4.3.1. Технологическая схема ТЭС, работающей на газе
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 (электрогенератор, трансформатор и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.
Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспределительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких атмосфер и он подается к горелкам 2, расположенным в поде котла (такие горелки называются подовыми).
Собственно котел представляет собой (вариант) П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть принято называть топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. На рис. 4.3.1. показан так называемый вращающийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами, а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы воздух. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилятором рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла подается в его топку — камеру, в которой происходит горение топлива. При горении образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.
Стены топки облицованы экранами 19 — трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.
Пространство за топкой котла достаточно густо заполнено трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымовыми газами, постепенно остывающими при движении к дымовой трубе 26.
Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элементов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Полученный на выходе из конвективного пароперегревателя пар высоких параметров покидает котел и поступает по паропроводу к паровой турбине.
Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин — цилиндров.
К первому цилиндру — цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подводится прямо из котла, и в связи с этим он имеет высокие параметры (для турбин СКД — 23,5 МПа, 540 °С, ᴛ.ᴇ. 240 ат/540 °С). На выходе из ЦВД давление пара составляет 3—3,5 МПа (30—35 ат), а температура — 300— 340 °С. В случае если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа его деталей в последнем цилиндре. По этой причине из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) пар поступает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.
Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.
И котел, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем лишь ничтожные примеси других веществ. Вместе с тем, расходы пара огромны (к примеру, в энергоблоке 1200 МВт за 1 с испаряется, проходит через турбину и конденсируется более 1 т воды). По этой причине нормальная работа энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты.
Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 — теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни). На рис. 4.3.1 показана так называемая система оборотного водоснабжения с градирней. Градирня — это железобетонная пустотелая вытяжная башня (рис. 4.3.2) высотой до 150 м и выходным диаметром 40—70 м, которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через воздухо - направляющие щиты.
Рисунок 4.3.2. Внешний вид башенной градирни.
Внутри градирни на высоте 10—20 м устанавливают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5—2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10 (см. рис. 4.3.1), и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в конденсатор 12. Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация — удаление из конденсата растворенных в нем мощностью 300 МВт и четырех энергоблоков мощностью 500 МВт. Видно, что показатели пылеугольной ТЭС существенно хуже (в нашем случае абсолютный КПД пылеугольной ТЭС на 1,6% ниже газомазутной) вследствие худшей работы котла и больших расходов топлива на собственные нужды, которые перекрыли даже экономию от более глубокого вакуума в конденсаторе.
Рисунок 4.3.3. Тепловая схема паротурбинной установки ТЭС, приведенной на рисунке 4.3.1
Схематическое изображение оборудования и связей между ним, представленное на рис. 4.3.1, достаточно наглядно. Но представление всех связей даже для схемы, показанной на рис. 4.3.1, вызывает немалые трудности. По этой причине, для изображения оборудования электростанции во всей его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют тепловые схемы — графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему. Пример тепловой схемы рассмотренной ТЭС приведен на рис. 4.3.3. При этом для более легкой идентификации мы сохранили одинаковые номера для одинакового оборудования.
Для оценки перспектив ТЭС, прежде всего, крайне важно осознать их преимущества и недостатки в сравнении с другими источниками электроэнергии.
К числу преимуществ следует отнести следующие:
1) В отличие от ГЭС, тепловые электростанции можно размещать относительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные ТЭС бывают построены в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев (по сравнению с углем). Пылеугольные ТЭС желательно размещать вблизи источников добычи угля. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика сложилась и имеет выраженный региональный характер.
2) Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.
3) Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.
4) Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко не региональный характер. Примерами могут служить каскады ГЭС на р. Волге и Днепре.
5) На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.
6) В отличие от АЭС, нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по завершении срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС существенно «переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установленное на ней, здания, системы водоснабжения и топливоснабжения и т.д., которые составляют основную часть фондов, еще долго служат. Большинство ТЭС, построенных более 80 лет по плану ГОЭЛРО, до сих пор работают, и будут работать дальше после установки на них новых, более совершенных турбин и котлов.
Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.
1) ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно те, которые работают на высокозольных сернистых топливах. Правда, сказать, что АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмосферу, но создающие постоянную угрозу радиоактивного загрязнения и имеющие проблемы хранения и переработки отработавшего ядерного топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы, или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяйственных земель и изменяющие региональный климат, являются экологически более «чистыми» можно лишь со значительной долей условности.
2) Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).
3) В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом принимают участие в покрытии переменной части суточного графика электрической нагрузки.
4) ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного. Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными
производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, по крайней мере на ближайшие 50 лет.
Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно связаны с видом используемых органических топлив. Несмотря на большие преимущества жидких топлив (нефти, мазута) как энергоносителей (высокая калорийность, легкость транспортировки) их использование на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с ограниченностью запасов, но и в связи с их большой ценностью как сырья для нефтехимической промышленности. Для России немалое значение имеет и экспортная ценность жидких топлив нефти. По этой причине жидкое топливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топливо на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеугольных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле при некоторых режимах.
Использование природного газа на конденсационных паротурбинных ТЭС нерационально: для этого следует использовать парогазовые установки утилизационного типа, основой которых являются высокотемпературные ГТУ.
Читайте также
- Преимущества и недостатки ТЭС
Типы тепловых электростанций. Классификация.
Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.
Тепловые электростанции характеризуются большим... [читать подробенее]
oplib.ru
Преимущества и недостатки тепловых электростанций
Тепловые электрические станции представляют собой специальные устройства для выработки соответствующей энергии. Она вырабатывается благодаря преобразованию тепловой энергию в электрическую. Теплоту удается получать при сгорании определенного вида топлива, к примеру, разнообразных видов ископаемых, газа и т.д. Природные ресурсы перерабатываются на таких станциях, что дает возможность обеспечивать разнообразные объекты электричеством. Преимущества и недостатки тепловых электростанций бывают самыми разными.
Особенности современных тепловых электростанций
Они используются фактически повсеместно, потому что без электричества сейчас невозможно обойтись. Любой современный человек пользуется разнообразными электрическими приборами. Их надо питать, для чего и необходимы такие станции. Они могут обладать сравнительно невысокими показателями мощности. Они могут использоваться для школ, бассейнов, спортивных комплексов, больниц и множества подобных объектов. Способны они оказаться полезными также для формирования подходящих условий в строительных вагончиках, времянках и в остальных областях хозяйства.
Мини станции такого формата обладают значительным количеством преимуществ, но также не лишены они и некоторых недостатков. В состав обычно входит несколько приборов, которые функционируют в полностью автоматическом режиме. Работать современные станции данного типа способны на разнообразных видах топлива, что позволяет под конкретные возможности подобрать оптимальный вариант. Наличие такой станции на объекте дает возможность получить независимость, что сейчас достаточно важно. Можно будет не зависеть от того, какие цены на тепло, электричество будут выставляться поставщиками данных услуг.
Современное оборудование обладает почти безграничными возможностями, потому как можно обеспечить почти любое помещение на должном качественном уровне. Можно неплохо сэкономить в отличие от использования централизованных сетей. В большинстве случаев первоначально сделанные затраты окупаются достаточно быстрым. Можно подбирать оптимальное количество топлива под конкретные условия. Всегда можно постараться найти самый привлекательный по стоимости вариант.
Преимущества ТЭС
Сейчас можно возвести мини станцию такого формата практически на любом объекте. На строительство тратится сравнительно небольшое количество денежных средств и времени, что немаловажно.
Относительно невысокие ценовые показатели для теплового ресурса, который используется в функционировании станции, если проводить аналогии с другими подобными объектами.
Территориально можно расположить станцию практически везде.
Стоимость топлива, которое вырабатывается такими станциями, обычно ниже.
Энергия, которая вырабатывается в данном случае, будет стабильной. Она не зависит от колебаний мощности в различные сезоны.
Эксплуатационный процесс и обслуживание не являются сложными.
Когда завершится эксплуатационный срок станции, ее можно будет довольно просто утилизировать. Системы, которые используются в таких станциях, отличаются длительностью эксплуатации. Практически все компоненты смогут прослужить достаточно долго. В случае необходимости несложно произвести замену отдельных элементов.
Во время работы выделяется пар и вода. Можно задействовать их для решения других проблем технологического характера.
Одновременно может вырабатываться электрическая энергия, а также подаваться тепло на разнообразные объекты.
Недостатки ТЭС
Использование для обеспечения работы ресурсов, которые не возобновляются. По этой причине постепенно количество природных ресурсов сокращается.
В атмосферу выбрасываются некоторые газы, а также другие вредные вещества.
Для эксплуатации станций обычно используется уголь. Из-за этого активизируется работа в шахтах, что приводит к нарушениям природного рельефа.
Работа может в некоторых ситуациях повлечь за собой довольно значительные расходы на обслуживание, если проводить аналогии с другими разновидностями подобных станций.
Относительно невысокая экономичность.
Загрязнение атмосферы, потому что из станций во время работы выбрасывается копоть и дым, разнообразные химические соединения в значительном количестве. Активная деятельность таких станций в перспективе может спровоцировать возникновение парникового эффекта и прочих подобных проблем. Параллельно также происходит и загрязнение окружающей среды электромагнитного характера.
Обладают такие станции и плюсами, и недостатками. Но количество преимуществ все же несколько выше. Поэтому они активно используются на разнообразных объектах. При правильной и грамотной эксплуатации они способны приносить немалую пользу.
on-power.com.ua
3.Преимущества и недостатки конденсационной электростанции (кэс) по сравнению с тэс.
Теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Они отличаются от КЭС тем, что отработанное тепло применяется в промышленных и бытовых целях. Тепло применяется для отопления, горячего водоснабжения, кондиционирования. Соответственно эффективность ТЭЦ гораздо выше КЭС.
ТЭЦ сооружаются в непосредственной близости от потребителей, обычно в промышленных центрах. Основное отличие ТЭЦ от КЭС заключается в специфике пароводяного контура и структуре выдачи мощности. Поскольку ТЭЦ располагают близко к потребителю, есть возможность применения генераторного напряжения (ГРУ) для подключаемой нагрузки, а также избыток мощности на высоких напряжениях можно выдавать в энергосистему, но количество оборудования и специфика станции требует большой мощности на собственные нужды, чем на КЭС.
4.Технологический процесс производства электроэнергии на атомных электростанциях (аэс). Отрицательное воздействие аэс на экологию.
Это станции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Один из основных узлов АЭС это ядерный реактор, в котором используются ядерные реакции расщепления урана по действие тепловых нейтронов. Кроме топлива урана U-235, применяются замедлитель нейтронов и теплоноситель, отводящий тепло из реактора. Реактор типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя использует обычную воду под давлением, рисунок 1.6. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя применяется вода, а замедлителя - графит. АЭС, как и ТЭС выполняется по блочному принципу, при этом в блоке устанавливаются один реактор и два турбоагрегата или один реактор и один турбоагрегат. Технологическая схема АЭС на быстрых нейронах приведена на рисунке 1.7.
Рисунок 1.5 - Размещение основного оборудования ТЭЦ
1 - дымовые трубы, 2 - главный корпус, 3 - многоамперные токопроводы, 4 - здание ГРУ, 5 - трансформатор связи, 6 - ОРУ, 7 – градирни
5.Технологический процесс производства электроэнергии на газотурбинных электростанциях.
Основное оборудование газотурбинных станций составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВТ. Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, куда нагнетается сжатый воздух. Полученное тепло приводит в движение газовую турбину, синхронный генератор и компрессор, для сжатого воздуха. Запуск установки выполняется разгоном от приводного двигателя. Газотурбинные установки отличаются маневренностью и применяются для покрытия пиков нагрузки. Основной технический недостаток станций этого типа низкий кпд и выбросы в атмосферу. Технологическая схема газотурбинной станции на рисунке 1.8.
Рисунок 1.8 - Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами
КС - камера сгорания, КП - компрессор, ГТ - газовая турбина, G-генератор, Т - трансформатор, М - пусковой двигатель
Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них применяются парогенераторы, в которых сжигают топливо и направляют в паровую турбину. Продукты сгорания парогенератора охлаждаются и направляются в газовую турбину. У парогенератора есть два электрических генератора. Один приводится в движение газовой турбиной, другой - газовой. Мощности разработанных ПГУ 200-250 МВт.
studfiles.net
Преимущества и недостатки гэс,аэс,тэс,вэс,сэс,геотэс,пэс... - Напятерку.com
(ГЭС) Гидроэнергия в качестве энергоресурса имеет принципиальные преимущества по сравнению с углем или ядерным топливом. Ее не нужно добывать, как-либо обрабатывать, транспортировать, ее использование не дает вредных отходов и выбросов в атмосферу. В некоторых случаях плотины гидростанции позволяют регулировать речной сток, они надежны, просты в эксплуатации (по сравнению с ТЭС и АЭС) , дешевы. Вода водохранилищ может использоваться в сельском хозяйстве для полива, в них можно разводить рыбу. Одним словом, достоинства ГЭС являются достаточно серьезными для принятия решения о их строительстве.
Однако при размещении ГЭС на равнинных реках отчуждаются плодородные пойменные земли, что, безусловно, является отрицательным моментом. Необходимо учитывать также, что с ростом площади водохранилищ ГЭС происходит снижение скорости воды, что неблагоприятно сказывается на их водно-хцмическом и гидробиологическом режимах. Наличие плотин, в большинстве своем без рыбоподъемников, оказьШает серьезйое отрицательное влияние на ценные породы промысловых рыб. Наконец, серьезную опасность представляют высотные плотины при их случайном или намеренном разрушении. Указанные недостатки гидроэнергии свидетельствуют о необходимости всестороннего экологического сопоставления вариантов сооружения ГЭС и других альтернативных источников.
Хотелось бы обратить внимание на возможности бесплотинных ГЭС, которые могут быть сооружены на малых реках и даже ручьях. Например, по сообщениям печати, Каджисайский электротехнический завод в Киргизии изготовил опытную микро-ГЭС мощностью 1,5 кВт для установки на небольших ручьях с достаточным напором и подготовил их серийный выпуск. Вес микроГЭС 90 кг, ее можно быстро установить на месте, она надежна и проста в обслуживании. Поэтому увеличение числа бесплбтинных ГЭС на малых реках может оказаться полезным для удовлетворения энергопотребностей поселков и деревень. Это тем более необходимо в связи с исчерпанием гидроресурсов в европейской части России и необходимостью передачи энергии из Сибири.
Достоинства атомных станций: Отсутствие вредных выбросов; Выбросы радиоактивных веществ в несколько раз меньше угольной эл. станции аналогичной мощности (зола угольных ТЭС содержит процент урана и тория, достаточный для их выгодного извлечения) ; Небольшой объём используемого топлива и возможность его повторного использования после переработки; Высокая мощность: 1000—1600 МВт на энергоблок; Низкая себестоимость энергии, особенно тепловой. (АЭС) Недостатки атомных станций: Облучённое топливо опасно, требует сложных и дорогих мер по переработке и хранению; Нежелателен режим работы с переменной мощностью для реакторов, работающих на тепловых нейтронах; Последствия возможного инцидента крайне тяжелые, хотя его вероятность достаточно низкая; Большие капитальные вложения, как удельные, на 1 МВт установленной мощности для блоков мощностью менее 700—800 МВт, так и общие, необходимые для постройки станции, её инфраструктуры, а также в случае возможной ликвидации.
(ТЭС) Тепловая (паротурбинная) электростанция: Электростанции, преобразующие тепловую энергию сгорания топлива в электрическую энергию, называются тепловыми (паротурбинными) . Некоторые их преимущества и недостатки приведены ниже.
Преимущества 1. Используемое топливо достаточно дешево. 2. Требуют меньших капиталовложений по сравнению с другими электростанциями. 3. Могут быть построены в любом месте независимо от наличия топлива. Топливо может транспортироваться к месту расположения электростанции железнодорожным или автомобильным транспортом. 4. Занимают меньшую площадь по сравнению с гидроэлектростанциями. 5. Стоимость выработки электроэнергии меньше, чем у дизельных электростанций.
Недостатки 1. Загрязняют атмосферу, выбрасывая в воздух большое количество дыма и копоти. 2. Более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с гидроэлектростанциям
Оцени ответ
napyaterku.com
Недостатки тэс
Недостатком всех тепловых электростанций является то, что они работают на невосполнимых видах топлива. Запасов этого топлива по оценкам экспертов хватит лишь на несколько десятков лет.
При этом сгорание этих видов топлива ведет к образованию вредных веществ, которые оказывают неблагоприятное воздействие на окружающую среду. Это требует принятия жестких мер по защите окружающей среды.
В России последние десять лет постоянно увеличивается расход топлива. Поэтому для устойчивого развития необходимо сокращение расходов энергии, полученной из невозобновляемых источников недр, увеличение потребления возобновляемой энергии, преобразованной естественным или искусственным путем.
В связи с этим в наше время разрабатывают механизмы получения энергии из восполняемых источников или других альтернативных источников энергии.
Преимущества ТЭС
К основным преимуществам тепловых электростанций можно отнести невысокую аварийность (за исключением газовых электростанций), выносливость оборудования, экономическую доступность. Именно поэтому на данный момент теплоэнергетика является ведущей отраслью энергетики России.
Парогазовые установки
Парогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.
Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). К паровой турбине присоединён второй генератор.3
Преимущества парогазовых установок:
Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %, в то время как у работающих отдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35—38 %. Благодаря этому не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов.
Поскольку парогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания, можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровень выбросов оксида азота в атмосферу ниже чем у установок других типов.
Относительно низкая стоимость производства.
Приоритетные направления технологического развития теплоэнергетики в России
В числе главных проблемных зон, наиболее остро обозначившихся на сегодняшний день в тепловой энергетике, можно выделить следующие:
Износ фондов.
Дисбаланс позиций электро- и теплоэнергетик.
Кадровый вопрос.
Отсутствие стратегии развития отрасли.
Тепло- и ресурсосбережение.
Перспективными направлениями в развитии теплоэнергетики являются пути решения вышеозначенных проблем. Технологическое развитие предусматривает повышение процента парогазовых установок, компьютерную автоматизацию процесса производства энергии, внедрение в производство наукоемких технологий.
В состав блоков входят:
модель Omega 100
Установка серии ATGL
Преимущества и недостатки ТЭС 
