Теплоэнергетические машины и установки

1. Районные и производственные котельные, КЭС, ТЭЦ, АЭС. Их назначение, виды топлива Технико-экономические характеристики КЭС как элементов энергосистем К числу преимуществ КЭС следует отнести:

— КЭС относительно свободны в размещении на территории. Они не привязаны (жёстко) ни к тепловой нагрузке, как ТЭЦ, ни к створу реки, как ГЭС. Однако факторами, ограничивающими свободу их размещения, являются:

ь отсутствие в районе размещения достаточных водных ресурсов, необходимых для охлаждения конденсаторов турбин;

ь качественные характеристики топлива. КЭС способны сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные водой и негорючей породой. Чем ниже качество топлива, тем ближе должна размещаться КЭС к топливной базе, так как при низком качестве топлива перевозится большой объём пустой породы и увеличиваются затраты на топливо. По этой причине пылеугольные ТЭС желательно размещать в районах угледобычи. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика развита в регионах, с богатыми угольными месторождениями (ОЭС Сибири и Дальнего Востока). Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом регионе, так как транспорт газа и мазута по сравнению с углем относительно дешев.

• — Площади земельных участков, отводимые под строительство ТЭС (в том числе КЭС), существенно меньше, чем для АЭС и тем более для ГЭС с учетом создаваемых водохранилищ.
• — Мощность КЭС может быть постоянной. В отличие от ТЭЦ и ГЭС электрическая мощность конденсационных блоков не лимитируется ни тепловой нагрузкой, ни гидроресурсом, поэтому конденсационные агрегаты целесообразно загружать активной мощностью.
• — Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС и ТЭЦ, не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.
• — Выработка электроэнергии КЭС относительно свободна в размещении в суточном графике нагрузки энергосистемы, однако при этом следует учитывать маневренные характеристики КЭС и их экономичность:

ь Маневренность агрегатов характеризуется диапазоном снижения их мощности до технического минимума, временем пуска в эксплуатацию из холодного состояния (5—8 часов) и скоростью набора/сброса нагрузки (не более 2 МВт в минуту). Чем ниже маневренность, тем более равномерный режим должен задаваться агрегату, а его выработка размещаться глубже в суточном графике нагрузки.

ь Маневренность паротурбинных агрегатов снижается при увеличении их мощности и параметров свежего пара. Мощные конденсационные энергоблоки 300,500, 800 МВт с давлением свежего пара Р₀ = 240 атм не могут работать с частыми и быстрыми остановками и пусками без появления трещин в основных узлах оборудования, поэтому выработка электроэнергии таких блоков размещается в базовой зоне суточного графика нагрузки энергосистемы, выработка блоков меньшей мощности (особенно при работе на газе) 100,150, 200 МВт в переменной части графика.

ь Маневренность агрегатов зависит от вида топлива: для угольных блоков она ниже по сравнению с газомазутными.

— Размещение электроэнергии КЭС в графике нагрузки с точки зрения экономичности предполагает размещение выработки экономичных станций в базе, а менее экономичных в переменной части графика. В принципе, это соответствует законам рынка, т.к. чем ниже себестоимость, тем может быть ниже цена на поставку энергии, и тем более востребована энергия данной станции на рынке.

• — КЭС имеют удельные капитальные затраты примерно в два раза меньше по сравнению с АЭС и ГЭС (и меньший срок строительства (3−5 лет)).
• — Расход электроэнергии на собственные нужды КЭС зависит от вида сжигаемого топлив (К_сн^уг, К_сн^газ), параметров свежего пара, числа и единичной мощности блоков. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС составляет 3−5% от выработки электроэнергии электростанцией.

Наряду с вышеуказанными достоинствами, КЭС имеют и ряд недостатков:

• — В общем случае удельный расход топлива на производство электроэнергии на КЭС (b_КЭС?320 превышает удельный расход топлива на паротурбинных ТЭЦ (b^m_ТЭЦ< b_КЭС< b^k_ТЭЦ) и тем более на ПГЭС.
• — Себестоимость электроэнергии на КЭС сравнительно высокая. При работе КЭС на газе она примерно равна себестоимости электроэнергии, производимой на АЭС; при работе на дорогом топливе (мазут, уголь шахтной добычи) себестоимость на КЭС выше по сравнению с АЭС.
• — КЭС имеют сравнительно низкую эффективность использования исходного ресурса-топлива. КПД российских КЭС невысок и составляет 38% максимум 42%, на зарубежных КЭС с суперсверхкритическими (ССКР) параметрами свежего пара 45%.
• — КЭС, как и другие топливные электростанции, экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно, работающие на высокозольных и сернистых топливах. Масса загрязняющих атмосферу выбросов (сернистых газов, оксидов азота и углерода, золовой пыли) для КЭС мощностью 1000 МВт, работающей на каменном угле, составляет около 185 тысяч тонн в год, из которых 80% сернистые газы. При КПД современных электрофильтров более 90% доля выбросов золы составляет 25−27%.
• — Работа топливных электростанций, в том числе КЭС в значительной степени зависит от поставок топлива. При нарушении поставок топлива в срок или при сокращении поставок ТЭС вынуждены сокращать свою производственную программу.

Технико-экономические характеристики ТЭЦ как элементов энергосистем ТЭЦ не свободны в размещении по территории. Они привязаны к тепловой нагрузке, т.к. радиус передачи тепла в виде пара составляет 3−5 км, горячей воды — до 30 км при двухтрубной системе транспорта тепла.

Электрическая мощность теплофикационных агрегатов переменная и зависит от загрузки отборов или противодавления турбины. Графически данная зависимость выражается N-D диаграммой.

ь Для турбоагрегатов типа «Р» (Рис. 2.3.1) электрическая мощность агрегата прямо пропорциональна отпуску пара из противодавления (D_часр) и удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении (Э).

N = Э•D_{час р} = N_т

Рис. 2.3.1 N-D диаграмма для турбины типа «Р»

ь Для турбоагрегатов типа Т и ПТ зависимость электрической мощности от загрузки отборов усложняется, поскольку они способны работать по теплофикационному и конденсационному режиму. Электрическая мощность агрегата (Nэ) в этом случае определяется в виде суммы конденсационной (Nк) и теплофикационной мощности (Nт):

N_ТЭЦ = N_т + N_к

Отечественные энергомашиностроительные заводы производят теплофикационные турбины двух типов:

— Первый, для которого объём цилиндра высокого давления равен объёму цилиндра низкого давления, т. е. D_ЦВД = D_ЦНД. При полностью закрытом отборе (D_отб=0) турбина работает по конденсационному режиму, развивая максимальную (установленную) электрическую мощность (Рис. 2.3.2). В последующем, с увеличением загрузки отбора теплофикационная мощность турбины растет (Табл. 2.3.1), а конденсационная снижается ввиду сокращения пропуска пара в конденсатор.

Таблица 2.3.1. Изменение электрической мощности турбоагрегата при изменении загрузки отбора. (D_ЦВД = D_ЦНД)

При номинальной загрузке отбора (D_ном= 200 тчас), развиваемая турбиной мощность (Рис. 2.3.2) меньше установленной мощности.

N_т= D_чвдd_т N_к=D_чндd_к

где D_чвд, D_чнд — соответственно пропуск пара через цилиндр высокого и низкого давления, т. парачас;

d_т, d_к-соответственно удельный расход пара на один мегаватт теплофикационной и конденсационной мощности, т. параМВт.

Поскольку в конденсационном режиме полезно используемый теплоперепад (i₀ — i_К) больше, чем в теплофикационном (i₀ — i_отб), удельный расход пара на конденсационный мегаватт меньше чем на теплофикационный (d_к< d_т), в результате чего при увеличении загрузки отбора уменьшение конденсационной мощности идёт быстрее по сравнению с увеличением теплофикационной мощности, что вызывает уменьшение суммарной электрической мощности агрегата (Рис. 2.3.2). При номинальном отпуске тепла из отбора (D_ном) мощность развиваемая агрегатом (N1) меньше установленной, поэтому в балансе мощности энергосистемы данные агрегаты учитываются по мощности (N₁), развиваемой при номинальной загрузке отбора.

Рис. 2.3.2. N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в котором D_ЦВД=D_ЦНД

— Для второго типа турбин объём цилиндра высокого давления больше объёма цилиндра низкого давления, (D_ЦВД> D_ЦНД). Например, у турбины типа Т D_ЦВД = 500 т /час, D_ЦНД = 300 т /час, D_ном = 300 т /час. В конденсационном режиме (D_отб=0) мощность турбины определяется пропуском пара в ЦНД и составляет Nк¹ (Табл.2.3.2).

Таблица 2.3.2. Изменение электрической мощности турбоагрегата при изменении загрузки отбора (D_ЦВД> D_ЦНД).

Рис. 2.3.3 N-D диаграмма для теплофикационного агрегата, в котором D_ЦВД>D_ЦНД.

При номинальной загрузке отбора (D_ном) развиваемая теплофикационная мощность соответствует установленной (конденсационной) мощности турбины (N_у). Однако этот тип турбин при загрузке отбора равной D_отб =D_чвд —D_чнд может развивать предельную электрическую мощность больше установленной. При изменении загрузки отбора от нуля до D_отб поток пара через конденсатор, лимитируемый объемом цилиндра низкого давления, остается неизменным, не меняется и развиваемая конденсационная мощность (N_к¹=N_к²=N_к³), в то же время растет теплофикационная мощность (N_т⁴N_т³N_т ²), в результате электрическая мощность турбины (N= N_т + N_к) превышает установленную (отрезок аb). Дальнейшее увеличение загрузки отбора уменьшает поток пара через конденсатор и при номинальном отборе он достигает своего минимума — вентиляционного пропуска. Электрическая мощность турбины снижается до установленной (отрезок bc). При увеличении отбора от 0 до 200 тонн пара в час через ЦНД пропускается 300 тонн пара и конденсационная мощность равна N_у (Рис. 2.3.3). Параллельно на пропуске пара в отбор развивается теплофикационная мощность и в целом мощность агрегата увеличивается сверх N_у (отрезок ab). В случае когда D_отб становится больше разности (D_ЦВД — D_ЦНД), пропуск пара через ЦНД уменьшается, что вызывает сокращение конденсационной мощности (при росте теплофикационной) и снижение мощности агрегата в целом (N_к⁴+N_т⁴) (N_к¹ + N_т ³) (Табл. 2.3.2).

Конструктивно данные турбины выполнены таким образом, что при номинальном пропуске пара из отбора (D_ном) электрическая мощность агрегата равна N_у, при которой агрегат участвует в балансе мощности системы.

Поскольку мощность ТЭЦ лимитируется тепловой нагрузкой, теплофикационные агрегаты целесообразно загружать наряду с активной и реактивной мощностью.

На ТЭЦ имеет место переменный режим производства электроэнергии, определяемый отпуском тепла из отборов турбин. Экономичность производства электроэнергии на ТЭЦ зависит от удельного веса выработки электроэнергии по теплофикационному режиму, измеряемого теплоэлектрическим коэффициентом ТЭЦ (Х_тэц):

Х_тэц=,.

где Э_тэц^т, Э_тэц^к — соответственно выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному режиму.

Для турбин типа Р Х_ТЭЦ =1, для Т и ПТ Х_ТЭЦ < 1.

Чем выше Х_ТЭЦ, тем больше доля выработки по теплофикационному режиму, тем меньше удельный расход тепла и топлива на производство электроэнергии и, следовательно, ниже себестоимость киловатт-часа.

ТЭЦ способны участвовать в регулировании электрической нагрузки лишь в узком диапазоне, так как электрическая нагрузка определяется требованиями потребителей тепловой энергии. Учитывая высокую эффективность теплофикационного цикла, теплофикационная мощность ТЭЦ размещается в базисной зоне суточного графика нагрузки таким образом, чтобы быть полностью использованной при снижении электрической нагрузки энергосистемы. Конденсационная мощность ТЭЦ, поскольку она не связана с тепловой нагрузкой, размещается в переменной зоне суточного графика нагрузки.

— Энергетическую эффективность комбинированного производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ характеризуют следующие основные показатели:

ь суммарный энергетический КПД ТЭЦ, характеризующий эффективность использования топлива для производства электроэнергии и отпуска тепла, достаточно высок — 50−70% и более, для агрегатов типа Р, КПД равен 70−80%,.

ь удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на ТЭЦ (200−300 гу. ткВтч) меньше удельного расхода топлива на производство электроэнергии на КЭС (320−350гу.ткВтч). Удельный расход условного топлива на полезно отпущенную с коллекторов ТЭЦ гигакалорию тепла (155−170 кг. утГкал) меньше удельного расхода топлива на отпущенную гигакалорию тепла с коллекторов котельных. (170−180 кгу. тГкал).

— Удельные капитальные затраты в ТЭЦ больше удельных капитальных затрат в КЭС по следующим причинам:

ь на ТЭЦ присутствует оборудование не характерное для КЭС (ПВК, бойлеры, сетевые насосы).

ь уровень концентрации единичной мощности теплофикационных блоков и ТЭЦ в целом ниже по сравнению с КЭС (мощность блоков КЭС — 500, 800, для ТЭЦ — 100,180, 250 МВт).

• — Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (при всех прочих равных условиях) выше по сравнению с КЭС, что обусловлено производством двух видов продукции электроэнергии и тепла, наличием на ТЭЦ не только парогенераторов, турбин, но и пиковых водогрейных котлов, бойлерных установок, сетевых насосов.
• — Себестоимость электроэнергии на ТЭЦ при всех прочих равных условиях ниже по сравнению с КЭС ввиду меньшего удельного расхода топлива на выработанный киловатт*час.
• — На величину себестоимости электроэнергии и тепла влияет метод разнесения затрат на ТЭЦ между электроэнергией и теплом.
• — ТЭЦ участвует на двух рынках: рынке тепловой энергии, который имеет локальный характер, и рынке электроэнергии. Причём при вытеснении ТЭЦ с рынка тепловой энергии неизбежна потеря конкурентоспособности ТЭЦ на рынке электроэнергии.

Технико-экономические характеристики АЭС как элементов энергосистем.

— Свобода размещения АЭС по территории объясняется следующими причинами:

ь размещение АЭС не связано с тепловой нагрузкой, как у ТЭЦ, и створом реки как у ГЭС, главным преимуществом АЭС перед другими электростанциями является их практическая независимость от источников топлива, т. е. от месторождений урана и радиохимических заводов. АЭС более свободны в размещении по сравнению с КЭС, так как энергетический эквивалент ядерного топлива в миллионы раз больше по сравнению с органическим топливом. Высокая энергоемкость ядерного горючего обуславливает небольшой годовой расход топлива на АЭС, что делает ничтожно малыми расходы на его транспорт. Для блока 1000 МВт годовая потребность в ядерном горючем около 100 тонн обогащенного урана, в то время как для КЭС годовой расход составляет более миллиона тонн условного топлива. Учитывая небольшой расход ядерного топлива на АЭС, его можно транспортировать в любой регион страны. В первую очередь АЭС целесообразно размещать в регионах с дефицитным топливно-энергетическим балансом (в Европейской части России);

ь кроме того, замена выработки электроэнергии на ТЭС, работающих на природном газе, производством электроэнергии на АЭС увеличивает экспортные поставки газа;

ь размещение АЭС, также как и КЭС, требует наличия водных ресурсов, необходимых для охлаждения конденсаторов турбин. Расход воды на эти нужды для АЭС больше, чем на КЭС, так как АЭС работает на насыщенном, а не на перегретом паре и при одинаковой мощности турбин на КЭС и АЭС, АЭС расходует циркуляционной воды примерно в 2 раза больше.

• — Электрическая мощность АЭС может быть постоянной, так как она не зависит ни от тепловой нагрузки, ни от гидроресурсов, а поэтому ее целесообразно загружать активной мощностью.
• — АЭС в силу ряда причин не могут работать в маневренных режимах, т. е. участвовать в покрытии переменной части графика электрической нагрузки. Выработка электрической энергии атомных станций размещается в базовой зоне суточного графика нагрузки, что объясняется техническими и экономическими причинами.

Технические причины:

ь Частые разгрузки, остановы реактора невозможны из-за ксенонового и йодного отравления активной зоны, которые не позволяют в течение нескольких часов осуществить пуск реактора. Уменьшить отравление и ускорить ввод в эксплуатацию реакторов возможно увеличив реактивность реакторов, используя для этого горючее с большей степенью обогащения, что увеличивает стоимость горючего и себестоимость электрической энергии.

ь Скорость набора и сброса нагрузки на АЭС не должна превышать 0,4 — 0,7% от установленной мощности в минуту. При большей скорости набора нагрузки могут трескаться урановые таблетки, возникать термические расширения в ТВЭЛах, что приводит к разгерметизации тепловыделяющих элементов и возникновению аварии.

ь АЭС имеют серьезные ограничения по диапазону изменения нагрузки: энергоблоки АЭС не могут разгружаться (без резкого снижения экономичности и надежности) ниже 60−80% от установленной мощности блока.

ь Турбины АЭС работают на насыщенном паре и имеют меньшую толщину корпуса по сравнению с турбинами, устанавливаемыми на КЭС, в результате разогрев турбин протекает быстрее. Однако, исходя из условий безопасности, турбины следует разогревать со скоростью 0,3−0,5% от установленной мощности в минуту.

Экономические причины:

ь В случае изменения режима работы АЭС топливная составляющая себестоимости электроэнергии при неизменной глубине выгорания ядерного топлива практически не меняется:

S_топл =10 024•G•Ц_топл Э_отп=10 024•N_т•Т_к

• ?^нетто _АЭС⁼10 024•G•Ц_топлВ•J•Т_к
• ?^нетто _АЭС = 10 024•Ц_топлВ•?^нетто _АЭС

где G — топливная загрузка реактора, т U;

Ц_топл — цена ядерного топлива, руб. т U;

N_т — тепловая мощность реактора, МВт;

?^нетто _АЭС — КПД АЭС нетто;

Т_к — кампания реактора, годы;

В — глубина выгорания ядерного горючего, МВт•сутт. урана;

J — энергонапряженность ядерного горючего, тыс. МВт (т)т. урана.

На АЭС высока доля постоянной составляющей себестоимости электроэнергии, которая с уменьшением числа часов использования установленной мощности АЭС увеличивается. В результате переменный режим работы АЭС ведет к росту себестоимости электроэнергии и утрате конкурентоспособности АЭС на оптовом рынке энергии и мощности.

ь Структура затрат на производство электрической энергии на АЭС обратна структуре затрат на КЭС:

Поскольку на атомных станциях постоянные затраты значительно выше чем на КЭС, при уменьшении выработки на АЭС и КЭС на одинаковую величину, себестоимость на АЭС увеличивается значительнее, и АЭС утрачивает конкурентоспособность по сравнению с КЭС. Исходя из вышесказанного, атомным станциям в целях сохранения их экономичности следует задавать в графике нагрузки энергосистемы более равномерный режим по сравнению с режимом работы мощных блоков КЭС.

• — Длительность пребывания ядерного горючего в активной зоне реактора и принципиальная невозможность полного использования, что объясняется особенностями протекающего в реакторе ядерного процесса. Ядерное горючее производят из природного урана, состоящего из смеси неделящегося изотопа урана ²³⁸U (более 99%) и делящегося изотопа ²³⁵U (0,71%), который соответственно и представляет собой ядерное горючее. Для работы реакторов АЭС требуется обогащенный уран: для реакторов на тепловых нейтронах до 2−4% по изотопу ²³⁸U; для реакторов на быстрых нейтронах до 90%. Длительность пребывания ядерного горючего в активной зоне реактора называется кампанией реактора. При обогащении ядерного горючего до 2−4% она составляет 2−4 года.
• — На АЭС ядерное горючее не только «сжигается», но и воспроизводится. Чтобы тепловая мощность реактора оставалась неизменной, необходимо поглощать излишнее количество нейтронов, образующихся в процессе деления ядерного горючего. Эта функция выполняется специальными поглотителями, замедлителями и частично изотопом ²³⁸U, в результате получается искусственное ядерное горючее ²³⁹Pu, способное делиться под воздействием быстрых нейтронов. Коэффициент воспроизводства ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах — 60−70%, для реакторов на быстрых нейтронах более 100%. Кроме того, отработавшее в реакторе ядерное горючее содержит частично невыгоревший ²³⁵U, который после извлечения на регенерационных заводах снова возвращается в топливный цикл АЭС, что позволяет предположить, что цена ядерного горючего должна возрастать в меньшей степени по сравнению с ростом цен на органическое топливо.
• — По мере выгорания ядерного горючего мощность реактора снижается. Для поддержания постоянной мощности АЭС необходимо производить перегрузку ядерного горючего. На водографитовых реакторах перегрузка ядерного горючего производится «на ходу «без остановки реактора, на ВВЭР на остановленном реакторе. Свежие тепловыделяющие элементы перегружаются из зоны низких нейтронных потоков в зоны высоких потоков, где они «дожигаются». За период компании реактора первоначальная топливная загрузка ядерного горючего полностью заменяется свежими ТВЭЛами.
• — В активной зоне реактора и на площадке АЭС в бассейнах выдержки сосредотачивается большая масса ядерного горючего, стоимость которого составляет до 25% от капитальных затрат в электростанцию.
• — АЭС обладают большей экологической чистотой по сравнению с КЭС, т.к. у них отсутствуют выбросы вредных веществ в атмосферу. С другой стороны, АЭС создают постоянную угрозу радиоактивного загрязнения, имеют проблемы связанные с хранением, транспортом, переработкой отработавшего ядерного топлива, захоронением радиоактивных отходов, а также с ликвидацией тяжелых последствий аварий, вызванных разгерметизацией циркуляционного контура и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу. Для исключения таких угроз и аварий АЭС оснащаются сложными системами безопасности, удорожающими строительство и эксплуатацию станций. Следует заметить, что в атомной энергетике существует приоритет принципов безопасности перед экономичностью.

• — Параметры пара на энергоблоках АЭС существенно ниже по сравнению с ТЭС. Температура пара перед турбиной почти в 2 раза, а давление более чем в 3 раза ниже (турбины АЭС работают на насыщенном, а не на перегретом паре как на КЭС), в результате, КПД реакторных блоков составляет порядка 30−35% (на КЭС 38−42%).
• — Расход электроэнергии на собственные нужды АЭС превышает аналогичный показатель для КЭС ввиду более высокого уровня автоматизации производственных процессов, большего числа единиц основного и вспомогательного оборудования при многоконтурности тепловых схем АЭС. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды АЭС составляет 7−10% от выработки электроэнергии электростанцией.
• — Удельные капитальные затраты в АЭС больше удельных капитальных затрат КЭС в 1,8ч2 раза в результате использования более качественных материалов для изготовления оборудования, работающего в радиоактивной зоне, двух или трехконтурного исполнения системы циркуляции теплоносителя, применения дорогостоящих противоаварийных систем безопасности и защиты .
• — Себестоимость электрической энергии на АЭС ниже себестоимости на угольных КЭС, и примерно такая же, как на КЭС, работающих на природном газе, что позволяет электроэнергии, выработанной на АЭС, конкурировать на оптовом рынке с электроэнергией конденсационных электростанций.