Типы тепловых электрических станций

Тип тепловой электрической станции (ТЭС) на органическом топливе определяют следующие факторы.

1. Вид используемого топлива. Различают ТЭС на твердом, жидком и газовом топливе (см. разд. I), на двух или на всех трех видах топлива. В настоящее время на ТЭС РФ, странах СНГ и за рубежом наряду с твердым топливом (каменные и бурые угли и др.) применяют жидкое (мазут, реже сырую нефть, обычно высокосернистые) и газовое (природный газ). Переход на жидкое и газовое топливо значительно упрощает и удешевляет топливное хозяйство электростанции. Использование природного газа способствует также чистоте воздушного бассейна.

2. Вид отпускаемой энергии (энергетическое назначение). Различают конденсационные электростанции (КЭС) – с паровыми конденсационными турбоагрегатами, отпускающие энергию одного вида – электрическую, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешним потребителям электрическую энергию и тепловую энергию с паром или горячей водой. По характеру теплового потребления различают ТЭЦ: промышленного типа, с отпуском предприятиям пара для технологических процессов; отопительного типа,с отпуском тепла обычно с горячей водой для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд населения; промышленно-отопительного типа, с отпуском пара и горячей воды для технологических и отопительных нужд.

Конденсационным электростанциям районного значения в РФ и странах СНГ присваивают обычно название ГРЭС (государственная районная электрическая станция), например Каширская ГРЭС, Конаковская ГРЭС и др.

Электрическая мощность КЭС в РФ составляет около 2/3 всей электрической мощности тепловых электростанций страны (около 1/3 мощности – на ТЭЦ). Однако по общему расходу топлива, численности персонала, капитальным вложениям КЭС и ТЭЦ в РФ соизмеримы между собой. ТЭЦ обеспечивают значительную долю экономии топлива в энергохозяйстве страны и существенно улучшают условия жизни населения.

В отдельных случаях на ТЭС смешанного типа устанавливают конденсационные и теплофикационные турбоагрегаты одновременно.

3. Тип основных тепловых двигателей (турбин) для привода электрогенераторов. Различают ТЭС с паровыми (ПТ) и газовыми турбинами (ГТ). Почти исключительное распространение имеют паровые турбины; газовые турбины в РФ имеются лишь на небольшом числе электростанций. Это объясняется тем, что паровые турбины изготовляют больших мощностей в соответствии с возрастающими мощностями электростанций. В РФ работают паровые турбины 150(160), 200 (210) и 300 МВт, а также турбины 500, 800 и 1200 МВт. За рубежом (в США) осваиваются одновальные турбины мощностью 880 МВт и двухвальные 1100 – 1300 МВт. Мощность одновального турбоагрегата предполагается повысить до 1500 МВт.

Газовые турбины достигли мощности 200 МВт.

Коэффициент полезного действия современных паротурбинных ТЭС достигает 40%, газотурбинных – пока не выше 28–34%.

На паротурбинных ТЭС возможно применение любого вида органического топлива (уголь, лигнит, сланцы, торф, мазут, газ). На газотурбинных ТЭС применяют преимущественно газовое или жидкое топливо.

Перспективно применение комбинации паровых и газовых турбин в виде парогазовой установки (ПГУ). На сегодняшний день мощность ПГУ достигает 450 МВт, а кпд таких установок -53%, например, Северо-Западная ТЭЦ г. Санкт-Петербург.

4. Технологическая структура .(см. разд. III).

5. Степень загрузки и использования электрической мощности.В этом отношении ТЭС разделяют на базовые, которые несут равномерную высокую нагрузку и большое число часов использования максимальной нагрузки в течение года с годовым использованием максимальной (установленной) мощности 6000 ÷ 7500 ч; полубазовые с 4000 ÷ 6000 ч; пиковые – загружаются в течение суток неравномерно и имеют низкое использование оборудования в течение года с до 2000 ч;полупиковые – имеют в течение года пониженное использование оборудования с 2000 ÷ 4000 ч.

Электростанции с более совершенным энергооборудованием и лучшими энергетическими показателями загружают в большей мере. На данной электростанции могут быть различные агрегаты (энергоблоки) с разной степенью совершенства. Соответственно, они загружаются различно, указанное разделение относится и к отдельным агрегатам (энергоблокам).

До последнего времени новые более крупные агрегаты создавались для несения базовых нагрузок. Быстрое изменение их нагрузки, быстрый их пуск затруднительны. Для быстрого набора и изменения нагрузки использовали обычно ранее установленные агрегаты меньшей мощности. Они вытеснялись последовательно более новыми и совершенными агрегатами в полубазовую, полупиковую и даже пиковую область графика нагрузки.

В настоящее время в связи с усилением неравномерности графиков электрической нагрузки (снижением отношения суточной минимальной нагрузки к максимальной) и все уменьшающейся долей агрегатов небольшой мощности создаются специальные полубазовые, полупиковые агрегаты и энергоблоки (РФ – паротурбинные агрегаты и энергоблоки мощностью 500 МВт, 13 МПа, 510/510 ^оС с упрощенной конструкцией и технологической схемой с повышенной маневренностью). В качестве пиковых агрегатов предполагается использовать газотурбинные установки. Полупиковые и пиковые энергоблоки целесообразно устанавливать на основных электростанциях энергосистемы с базовыми и полубазовыми энергоблоками.

Приведенная классификация тепловых электростанций не является исчерпывающей. Более полно тип электростанции характеризуется еще рядом дополнительных данных, как-то: система технического водоснабжения; способ подготовки топлива и система пылеприготовления; схема отпуска тепла внешним потребителям (для ТЭЦ); способ подготовки добавочной воды парогенераторов; системы очистки дымовых газов и удаления шлаков и золы; способы размещения оборудования в главном корпусе электростанции, зданий и сооружений на ее территории. К этому нужно добавить характеристики электрической части ТЭС и системы ее автоматического управления и контроля.

Перечисленные характеристики ТЭС указывают на их многообразие, обусловливающее индивидуальный, как правило, тип каждой конкретной электростанции.