До теплоелектроцентралів(ТЕЦ) відносяться електростанції, які виробляють та відпускають споживачам не тільки електричну, а й теплову енергію. При цьому в якості теплоносіїв служать пара з проміжних відборів турбіни, частково вже використаний в перших щаблях розширення турбіни для вироблення електроенергії, а також гаряча вода з температурою 100-150 ° С, нагрівається парою, що відбирається з турбіни. Пара з парового котла надходить паропроводом в турбіну де він розширюється до тиску в конденсаторі і потенційна енергія його перетворюється на механічну роботу обертання ротора турбіни і з'єднаного з ним ротора генератора. Частина пари після кількох ступенів розширення відбирається з турбіни і прямує паропроводом споживачеві пари. Місце відбору пари, отже, та її параметри встановлюються з урахуванням вимог споживача. Так як теплота на ТЕЦ витрачається на виробництво електричної та теплової енергії, то розрізняються ККД ТЕЦ з виробництва та відпуску електроенергії та виробництва та відпуску теплоенергії.
Газотурбінні установки(ГТУ) складаються з трьох основних елементів: повітряного компресора, камери згоряння та газової турбіни. Повітря з атмосфери надходить у компресор, що приводиться в дію пусковим двигуном, і стискається. Далі під тиском його подають у камеру згоряння, куди одночасно підводиться паливним насосом рідке або газоподібне паливо. Для того щоб знизити температуру газу до прийнятного рівня (750-770° С), камеру згоряння подають у 3,5-4,5 рази більше повітря, ніж потрібно для згоряння палива. У камері згоряння він поділяється на два потоки: один потік надходить усередину жарової труби і забезпечує повне згоряння палива, а другий обтікає жарову трубу зовні і, підмішуючись до продуктів згоряння, знижує їх температуру. Після камери згоряння гази надходять у газову турбіну, що знаходиться на одному валу з компресором та генератором. Там вони, розширюючись (приблизно до атмосферного тиску), виконують роботу, обертаючи вал турбіни, а потім викидаються через димову трубу. Потужність газової турбіни значно менша за потужність парової турбіни і в даний час ККД близько 30%.
Парогазові установки(ПГУ) є поєднанням паротурбінної (ПТУ) і газотурбінної (ГТУ) установок. Таке об'єднання дозволяє знизити втрати відпрацьованої теплоти газових турбін або теплоти газів парових котлів, що йдуть, що забезпечує підвищення ККД порівняно з окремо взятими ПТУ і ГТУ. Крім того, при такому об'єднанні досягається низка конструктивних переваг, що призводять до здешевлення установки. Поширення отримали два типи ПГУ: з високонапірними котлами і зі скиданням відпрацьованих газів турбіни в камеру топки звичайного котла. Високонапірний котел працює на газовому або очищеному рідкому паливі. Димові гази, що виходять з котла з високою температурою та надлишковим тиском, направляються в газову турбіну, на одному валу з якої знаходяться компресор та генератор. Компресор нагнітає повітря в камеру топки котла. Пар із високонапірного котла прямує до конденсаційної турбіни, на одному валу з якої знаходиться генератор. Пара, що відпрацювала в турбіні, переходить в конденсатор і після конденсації насосом подається знову в котел. Вихлопні гази турбіни підводяться до економайзер для підігріву поживної води котла. У такій схемі не потрібний димосос для видалення газів, що відходять високонапірного котла, функцію дутьового насоса виконує компресор. ККД установки загалом сягає 42-43%. В іншій схемі парогазової установки здійснюється використання теплоти газів турбіни, що відпрацювали, в котлі. Можливість скидання відпрацьованих газів турбіни в топкову камеру котла ґрунтується на тому, що в камері згоряння ГТУ паливо (газ) спалюють з великим надлишком повітря і вміст кисню у вихлопних газах (16-18%) є достатнім для спалювання основної маси палива.
29. АЕС: будову, типи реакторів, параметри, режимні характеристики.
АЕС належать до теплових ЕС, т.к. в їх пристрої є тепловидільники, теплоносій та генератор ел. струму – турбіна.
АЕС можуть бути конденсаційними, теплофікаційними (АТЕЦ), атомні станціїтеплопостачання (АСТ).
Ядерні реактори класифікуються за різними ознаками:
1. за рівнем енергії нейтронів:
На теплових нейтронах
На швидких нейтронах
2. на вигляд уповільнювача нейтронів: водними, важководними, графітовими.
3. на вигляд теплоносія: водними, важководними, газовими, рідко металевими
4. за кількістю контурів: одно-, дво-, три-контурні
У сучасних реакторах для поділу ядер вихідного палива використовуються переважно теплові нейтрони. Усі вони мають насамперед так звану активну зону, в яку завантажується ядерне паливо, що містить уран 235 сповільнювач(зазвичай графіт чи вода). Для скорочення витоку нейтронів з активної зони останню оточують відбивачем , виконаним зазвичай з того самого матеріалу, що і сповільнювач.
За відбивачем зовні реактора розміщується бетонний захиствід радіоактивних випромінювань. Завантаження реактора ядерним паливомзазвичай значно перевищує критичну. Щоб у міру вигоряння палива безперервно підтримувати реактор у критичному стані, активну зону вводять сильний поглинач нейтронів у вигляді стрижнів з карбаміду бору. Такі стрижніназивають регулюючимиабо компенсуючими. У процесі розподілу ядра виділяється велика кількістьтеплоти, яка відводиться теплоносієму теплообмінник парогенератора, де вона перетворюється на робоче тіло – пара. Пара надходить у турбінута обертає її ротор, вал якого з'єднаний з валом генератора. Пар, що відпрацював у турбіні, потрапляє в конденсатор, після якого сконденсована вода знову йде теплообмінник, і цикл повторюється.
Парогазова установка ПГУ є комбінованою установкою, що складається з ГТУ, котла – утилізатора (КУ) та парової турбіни (ПТ). Реалізація парового та газового циклів здійснюється в роздільних контурах, тобто, за відсутності контакту між продуктами згоряння та парорідкісним робочим тілом. Взаємодія робочих тіл здійснюється лише у формі теплообміну в теплообмінних апаратах поверхневого типу.
Використання парогазових установок є одним із можливих та перспективних напрямів зниження паливно – енергетичних витрат.
ПГУ термодинамічно вдало поєднують у собі параметри ГТУ та паросилових установок:
ГТУ працюють у зоні підвищених температур робочого тіла;
Паросилові – наводяться на дію вже відпрацьованими, які з турбіни продуктами згоряння, тобто. виконують роль утилізаторів і використовують непридатну енергію.
ККД установки підвищується в результаті термодинамічної надбудови високотемпературного газового циклу паровим циклом, що скорочує втрати теплоти з газами в газовій турбіні.
Отже, ПГУ можна як третій етап удосконалення турбінних агрегатів. ПГУ є перспективними двигунами, як високоекономічні, з малими капіталовкладеннями. Відмінні якості парогазових установок визначили сфери їх застосування. ПГУ широко застосовуються в енергетиці та інших областях ПЕК.
Стримує широке застосування таких установок відсутність єдиної точки зору найбільш раціональних напрямів утилізації тепла ГТУ.
В даний час перспективною схемою ПГУ для використання на МГ також є суто утилізаційна схема ПГУ з повною надбудовою циклу, в якій парогенератор обігрівається тільки газами газової турбіни, що відходять (рис. 6.1).
За цією схемою продукти згоряння ГТУ після турбіни низького тиску(ТНД) надходять у котел-утилізатор (КУ) для вироблення пари високого тиску. Отримуваний пар з КУ надходить у парову турбіну (ПТ), де розширюючись, здійснює корисну роботу, що йде на привід електрогенератора або нагнітача. Відпрацьована пара після ПТ надходить у конденсатор К, де конденсується і потім живильним насосом (ПН) знову подається в котел утилізатор. Термодинамічний цикл парогазової установки наведено на рис. 6.2. Високотемпературний газовий цикл ГТУ починається з процесу стиснення повітря осьовому компресорі: 1 → 2. У камері згоряння (а також у регенераторі, якщо він є) здійснюється підведення теплоти 2 → 3; генеровані продукти згоряння надходять у газову турбіну, де розширюючись, здійснюють роботу, процес 3 → 4; і нарешті, відпрацьовані гази віддають своє тепло у котлі утилізаторі, нагріваючи воду і пару, 4 → 5. Залишок низькотемпературного тепла залишається невикористаним і передається в навколишнє середовище, 5 → 1.
Малюнок 6.1 - Принципова схема ПГУ з котлом – утилізатором
Малюнок 6.2 - Схема циклу парогазової установки координатах Т-S
Парогазовий цикл утворений послідовністю процесів: 1" - 2" - 3" - 4" - 5" - 1" (рис. 6.2). Умовно цикл починається процесу 1" - 2" -підведення теплоти в економайзері. Вода, що надійшла з конденсатора, має низьку температуру 39 °С (при тиску в конденсаторі Р нп = 0,007 МПа). Нагрівається вона до температури кипіння, близько 170 ... 210 ° С, при постійному тиску, що відповідає робочому тиску котла 0,8 ... 2,0 МПа. 2" – 3" – процес випаровування води у випарнику та перетворення її на насичену пару. 3" - 4" - перегрів пари в перегрівачі; 4" – 5" – процес розширення пари в паровій турбіні зі скоєнням роботи та втратою температури; 5" – 1" – пара конденсується в конденсаторі К, і вода, що утворилася, знову подається в котел - утилізатор КУ. Цикл замикається.
Потужність власне парової турбіни (ПТ) залежить від дійсного теплоперепаду, або ентальпії, парової турбіни і витрати пари. Витрата пари та параметри пари визначаються роботою котла-утилізатора. Принципова схема котла – утилізатора показано на рис. 6.3.
Котел - утилізатор - це паровий котел з примусовою циркуляцією, що не має власної топки і обігрівається газами якої-небудь енергетичної установки.
Тому непридатної теплоти вихлопних газів ГТУ, з температурою близько 400 °С, цілком достатньо ефективної роботиутилізаційних установок.
По ходу котла встановлюються послідовно теплообмінні апарати: водяний економайзер "Е", випарник "І" та пароперегрівач "П".
Водяний економайзер - це теплообмінник, у якому вода підігрівається низькотемпературними гарячими газами (продуктами згоряння) перед подачею в барабан котла (сепаратор).
Генерація пари проводиться в ходовій частині котла в такий спосіб. Поживна вода, попередньо нагріта в економайзері до температури кипіння газами, що йде, поступає в барабан котла. Температура гарячих газів у хвостовій частині котла не повинна опускатися нижче 120 °С*.
У режимі генерації пари вода циркулює через випарник. У випарнику йде інтенсивне поглинання тепла, за рахунок якого відбувається пароутворення. Процес пароутворення у випарнику відбувається при температурі кипіння поживної води, що відповідає певному тиску насичення.
НИЗКОНАПОРНІ І ВИСОКОНАПОРНІ ПАРОВИРОБНИЧІ УСТАНОВКИp align="justify"> Для виробництва електроенергії знаходять застосування комбіновані парогазові установки (ПГУ), об'єднані в єдиній тепловій схемі. При цьому досягається зниження питомої витрати пального та капітальних витрат. Найбільше застосування знаходять ПГУ з високонапірною паропровідною установкою (ВНППУ) та з низьконапірною паровиробникною установкою (ННППУ). Іноді ВНППУ називають високонапірними казанами.
На відміну від котлів, що працюють під розрядженням з газового боку, в камері топки і газоходах котлів високонапірних і з наддувом створюється тиск відносно невеликий у ННППУ (0,005-0,01 МПа) і підвищений у ВНППУ (0,5-0,7 МПа) .
Робота котла під тиском характеризується рядом позитивних особливостей. Так, повністю виключаються присоси повітря в топку і газоходи, що призводить до зменшення втрати теплоти з газами, що йдуть, а також до зниження
женню витрати електроенергії з їхньої перекачування. Підвищення тиску в камері топки відкриває можливість подолання всіх повітряних і газових опорів за рахунок дутьового вентилятора (димососна тяга може бути відсутнім), що також призводить до зменшення витрати електроенергії у зв'язку з роботою дутьового пристрою на холодному повітрі.
Створення надлишкового тиску в камері топки призводить до відповідної інтенсифікації процесу горіння палива і дозволяє істотно підвищити швидкості газів в конвективних елементах котла до 200-300 м / с. При цьому збільшується коефіцієнт тепловіддачі від газів до поверхні нагріву, що призводить до зменшення габаритів котла. Водночас його робота під тиском вимагає щільного обмуровування та різних пристроїв проти вибивання продуктів згоряння до приміщення.
Мал. 15.1. Принципова схема парогазової установки з ВНППУ:
/ - забір повітря; 2 – компресор; 3 – паливо; 4 – камера згоряння; 5-газова турбіна; 6 - вихлоп відпрацьованих газів; 7 – електрогенератор; 8 – котел; 9 – парова турбіна; 10 – конденсатор; // - Насос; 12 - підігрівач високого тиску; 13 - регенеративний підігрівач на газах, що відходять (економайзер)
На рис. 15.1 показано схему парогазової установки (ПГУ) з високонапірним котлом. Спалювання палива в топці такого котла відбувається під тиском до 0,6-0,7 МПа, що призводить до значного скорочення витрат металу на теплосприймаючі поверхні. Після котла продукти згоряння надходять у газову турбіну, на валу якої знаходяться повітряний компресор та електрогенера-
тор. Пара з котла надходить у турбіну з іншим електрогенератором.
Термодинамічна ефективність комбінованого парогазового циклу з високонапірним котлом, газовою та пароводяною турбінами показана на рис. 15.2. На Т, я-діаграмі: площі 1-2-3-4-1 - робота газової ступі¬ні Ьт, площа сйе\аЬс - робота парового ступеня Ь„; 1-5-6-7-1 - втрата теплоти з газами, що йдуть; сЬдпс-втрата теплоти в конденсаторі. Газовий ступінь частково надбудовується над паровим ступенем, що призводить до значного збільшення термічного ККД установки.
Високонапірний котел, що знаходиться в експлуатації, розроблений НВО ЦКТІ, має продуктивність 62,5 кг/с. Котел водотрубний, з примусовою циркуляцією. Тиск.пара 14 МПа, температура перегрітої пари 545 °С. Паливо - газ (мазут), спалюється з об'ємною щільністю тепловиділення близько 4 МВт/м3. Вихідні яз котла продукти згоряння при температурі до 775 ° С і тиску до 0,7 МПа розширюються в газовій турбі до тиску, близького до атмосферного. Відпрацьовані гази при температурі 460 °С надходять в економайзер, за яким гази, що йдуть, мають температуру біля 120 °С.
Принципова теплова схема ПГУ з ВНППУ потужністю 200 МВт показано на рис. 15.3. Установка включає парову турбіну К-160-130 і газову турбіну ГТ-35/44-770. З компресора повітря надходить у топку ВНППУ, куди подається паливо. Високонапірні гази після пароперегрівача при температурі 770 °С надходять у газову турбіну, а потім в економайзер. У схемі передбачена додаткова камера згоряння, що забезпечує номінальну температуру газів перед ГТУ при зміні навантаження. У комбінованих ПГУ питома витрата палива на 4-6 % менше, ніж у звичайних паротурбінних, знижуються також капіталовкладення. 
Мал. 15.2. Т, ї-діаграма для комбінованого парогазового циклу
Добігають кінця роботи з модернізації на території Кіровської ТЕЦ-3 із застосуванням ПГУ (парогазової установки). Станція забезпечує тепловою енергією (опалення та гаряча вода) місто Кірово-Чепецьк та електроенергією споживачів Кіровської області. Електростанція розпочала свою роботу у 1942 році і до введення в експлуатацію нового енергетичного обладнання встановлена електрична потужність станції становила 160 МВт, а теплова – 813 Гкал/год. На енергетичних котлах станції спалюються – природний газ, мазут, кузнецьке вугілля. Застосування ПДУ дозволить збільшити електричну та теплову потужність станції більш ніж удвічі – до 390 МВт.
Будівництво ПДУ 230 МВт на Кіровській ТЕЦ-3 розпочалося 29 лютого 2012 року. Енергетиками КЕС-Холдингу за короткий час було виконано величезну роботу і вже на літо 2014 року намічено проведення урочистого пуску.
Електрична потужність парогазової установки – 230 МВт, теплова – 136 Гкал/год. Парогазова установка, що вводиться - найекономічніше та екологічне генерувальне обладнання в Кіровській області. Відмінна особливістьстанції – використання першої в регіоні градирні вентиляторного типу. Вартість проекту становила 10,3 млрд. руб.
На сьогоднішній день застосування парогазової технології – оптимальне рішення для традиційної теплової енергетики. Блоки цього типу мають оптимальні параметри за вартістю одиниці встановленої потужності та економічної ефективності. За рахунок повторного використання енергії згоряння газу, їх ККД істотно вищий за традиційні паросилові блоки. Так, сумарна потужність побудованого блоку дорівнює 230 мегават. Вся стара частина Кіровської ТЕЦ-3 має максимальну потужність 149 мегават. При цьому ККД ПДУ – 52% проти 30% на старому блоці. Ще одна особливість ПГУ – це низький рівень викидів шкідливих речовин в атмосферу. Нарешті, парогазовий блок має значно менший будівельний циклу порівнянні з традиційними паросиловими блоками.
Дорога на ПГУ проходить повз відкритий розподільчий пристрій. Ось де весь Чепецький асфальт!
Картина олією "2,5 труби на ТЕЦ-3".
Труба виведена з експлуатації та знаходиться у процесі демонтажу.
Новий розподільний пристрій.
Нові трансформатори відокремлені один від одного вогнезахисними перегородками.
Обладнання ОРУ (вимикачі, трансформатори струму та напруги, роз'єднувачі).
Фото з даху будівлі РЩУ (Релейний Щит Управління).
Естакада струмопроводів у районі відкритої установкитрансформаторів.
Нове та старе.
Корпус ТЕЦ-3 – з цегли, всі наступні ТЕЦ побудовані із застосуванням бетону та ЗБВ.
Тепер пройдемося етапами отримання енергії.
Паливо для ПГУ (газ) подається спочатку на пункт підготовки газу, а потім естакадою потрапляє в турбіну.
Зверху до газової турбіни підводиться очищене повітря комплексного очисного пристрою. При цьому вимоги до чистоти повітря такі, що всередину повітроводу персонал може увійти лише в халатах та без взуття. Це повітря після спеціальної обробки набагато чистіше тогояким ми дихаємо.
Конструкція всередині будівлі за розмірами можна порівняти з двома вантажними Ж/Д-вагонами.
Ідуть роботи з монтажу комунікацій.
Принцип роботи цієї турбіни аналогічний роботі двигуна авіалайнера. Повітря очищається, стискається в компресорі, потім до нього підводиться газ. Гази, що утворюються при його спалюванні, обертають турбіну, а вона своєю чергою генератор.
Щоб зменшити вібрацію, турбіну встановили на спеціальні пружини.
Отримана електрика струмопроводами надходить на трансорматори.
Далі продукти згоряння потрапляють у котел утилізатор. Він також виготовлений вітчизняною фірмою ВАТ "ЕМАльянс". Цей унікальний котлоагрегат спроектований спеціально для цього об'єкта та не має аналогів. Його висота становить 30 метрів, він має два контури, в яких виробляється пара низького та високого тиску.
Комунікації нагорі.
Труба димовидалення.
Пара з котла утилізатора обертає парову турбіну Т-63 з генератором потужністю 80 мегават. Вона виготовлена на Уралі спеціально для цього проекту та призначена для роботи лише у складі парогазового блоку. У цю турбіну вкладено останні передові розробки вітчизняного турбобудування.
Установкою на фундамент статора турбогенератора (найважчого елемента парової турбіни вагою 105 тонн) займалися голландські фахівці фірми "ALE Heavylift LLC". Вони змонтували спеціальну такелажну систему і за допомогою спеціальних домкратів та надміцних тросів статор протягом кількох годин піднімали на висоту 20 метрів та встановлювали на фундаменті.
Для обслуговування всього обладнання зібрано мостовий кран.
Баки запасу конденсату.
Головний щит керування.
У приміщенні складання засувок також розпочали встановлення обладнання та розкладку кабелів АСУ ТП котельного відділення. Виконано роботи з монтажу конструкцій під кабелі, йде монтаж кабельних коробів, продовжується прокладання силових кабелів, підключення обладнання.
Парогазовими називаються енергетичні установки, в яких теплота газів ГТУ прямо або опосередковано використовується для вироблення електроенергії в паротурбінному циклі. Відрізняється від паросилових та газотурбінних установок підвищеним ККД.
Принципова схема парогазової установки (з лекції Фоміна).
ГТ ЕГ пар
компресор Котел утилізатор К
повітря ЕГ
поживна вода
КС – камера згоряння
ГТ – газова турбіна
К – конденсаційна парова турбіна
ЕГ – електрогенератор
Парогазова установка складається з двох окремих установок: паросилової та газотурбінної.
У газотурбінній установці турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива. Паливом може бути як природний газ, і продукти нафтової промисловості (мазут, солярка). На одному валу з турбіною знаходиться перший генератор, який завдяки обертанню ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають їй лише частину своєї енергії і на виході із газотурбіни все ще мають високу температуру. З виходу з газотурбіни продукти згоряння потрапляють у паросилову установку, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і водяну пару, що утворюється. Температура продуктів згоряння достатня для того, щоб довести пару до стану, необхідного для використання в паровій турбіні (температура димових газів близько 500 градусів за Цельсієм дозволяє отримувати перегріту пару при тиску близько 100 атмосфер). Парова турбіна приводить у дію другий електрогенератор.
Перспективи розвитку ПДУ (з підручника Аметістова).
1. Парогазова установка - найекономічніший двигун, який використовується для отримання електроенергії. Одноконтурна ПГУ з ГТУ, що має початкову температуру приблизно 1000 ° С, може мати абсолютний ККД близько 42%, що становитиме 63% від теоретичного ККД ПГУ. Коефіцієнт корисної дії триконтурної ПГУ з проміжним перегріванням пари, в якій температура газів перед газовою турбіноюзнаходиться на рівні 1450 ° С, вже сьогодні досягає 60%, що становить 82% від теоретично можливого рівня. Немає сумнівів, що ККД можна збільшити ще більше.
2. Парогазова установка – найбільш екологічно чистий двигун. Насамперед це пояснюється високим ККД - адже вся та теплота, що міститься в паливі, яку не вдалося перетворити на електроенергію, викидається у навколишнє середовище та відбувається її теплове забруднення. Тому зменшення теплових викидів від ПГУ порівняно з паросиловою буде рівно тією мірою, наскільки менша витратапалива виробництва електроенергії.
3. Парогазова установка - дуже маневрений двигун, з яким у маневреності може зрівнятися лише автономна ГТУ.
4. При однаковій потужності паросилової та парогазової ТЕС споживання охолоджувальної води ПГУ приблизно втричі менше.
5. ПГУ має помірну вартість встановленої одиниці потужності, що пов'язано з меншим обсягом будівельної частини, з відсутністю складного енергетичного котла, дорогої димової труби, системи регенеративного підігріву поживної води, використанням більш простих парової турбіни та системи технічного водопостачання.
6. ПГУ мають значно менший будівельний цикл. ПГУ, особливо одновальні, можна вводити поетапно. Це полегшує проблему інвестицій.
Парогазові установки практично не мають недоліків, швидше слід говорити про певні обмеження та вимоги до обладнання та палива. Установки, про які йде мова, вимагають використання природного газу. Для Росії, де частка використовуваного для енергетики щодо недорого газу перевищує 60% і половина його використовується з екологічних міркувань на ТЕЦ, є можливості для спорудження ПГУ.
Все це свідчить про те, що будівництво ПДУ є переважною тенденцією у сучасній теплоенергетиці.
ККД ПГУ утилізаційного типу:
ηПГУ = ηГТУ + (1- ηГТУ)*ηКУ*ηПТУ
ПТУ - паротурбінне встановлення
КУ – котел-утилізатор
У випадку ККД ПГУ:
Тут - Qгту кількість теплоти, підведеної до робочого тіла ГТУ;
Qпсу - кількість теплоти, підведеної до парового середовища в казані.
1. Принципові теплові схеми відпустки пари та тепла з ТЕЦ. Коефіцієнт теплофікації α ТЕЦ. Способи покриття пікового теплового навантаження на ТЕЦ
ТЕЦ (теплоелектроцентралі)- призначені для централізованого постачання споживачів теплом та електроенергією. Їхня відмінність від КЕС у тому, що вони використовують тепло відпрацьованої в турбінах пари для потреб виробництва, опалення, вентиляції та гарячого водопостачання. Через таке поєднання вироблення електроенергії та тепла досягається значна економія палива в порівнянні з роздільним енергопостачанням (виробленням електроенергії на КЕС та теплової енергії на місцевих котельнях). Завдяки такому способу комбінованого виробництва, на ТЕЦ досягається досить високий ККД, що сягає 70%. Тому ТЕЦ набули широкого поширення в районах та містах з високим споживанням тепла. максимальна потужністьТЕЦ менше, ніж КЕС.
ТЕЦ прив'язані споживачам, т.к. радіус передачі теплоти (пара, гарячої води) становить приблизно 15 км. Заміські ТЕЦ передають гарячу воду за вищої початкової температури на відстань до 30 км. Пара для виробничих потреб тиском 0.8-1.6 МПа може бути передана на відстань не більше 2-3 км. При середній щільності теплового навантаження потужність ТЕЦ не перевищує 300-500 МВт. Тільки в великих містах, Таких як Москва або Санкт-Петербург з великою щільністю теплового навантаження має сенс будувати станції потужністю до 1000-1500 МВт.
Потужність ТЕЦ і тип турбогенератора вибирають відповідно до потреб у теплі та параметрів пари, що використовується в виробничих процесівта для опалення. Найбільше застосування отримали турбіни з одним та двома регульованими відборами пари та конденсаторами (див. рис). Регульовані відбори дозволяють регулювати вироблення тепла та електроенергії.
Режим ТЕЦ – добовий та сезонний – визначається в основному споживанням тепла. Станція працює найбільше економічно, якщо її електрична потужність відповідає відпустці тепла. При цьому в конденсатор надходить мінімальна кількість пари. Взимку, коли попит на тепло максимальний, при розрахунковій температурі повітря в години роботи промпідприємств навантаження генераторів ТЕЦ близьке до номінальної. У періоди, коли споживання тепла мало, наприклад влітку, а також взимку при температурі повітря вище за розрахункову і в нічні години електрична потужність ТЕЦ, що відповідає споживанню тепла, зменшується. Якщо енергосистема потребує електричної потужності, ТЕЦ повинна перейти в змішаний режим, при якому збільшується надходження пари в частині низького тиску турбін та конденсатори. Економічність електростанції у своїй знижується.
Максимальне вироблення електроенергії теплофікаційними станціями "на тепловому споживанні" можливе лише при спільній роботі з потужними КЕС та ГЕС, що приймають на себе значну частину навантаження у години зниження споживання тепла.
порівняльний аналізспособів регулювання теплового навантаження
Якісне регулювання.
Переваги: стабільний гідравлічний режим теплових мереж.
Недоліки:
■ низька надійність джерел пікової теплової потужності;
■ необхідність застосування дорогих методів обробки підживлювальної води тепломережі при високих температурахтеплоносія;
■ підвищений температурний графік для компенсації відбору води на ГВП та пов'язане з цим зниження вироблення електроенергії на тепловому споживанні;
■ велике транспортне запізнення (теплова інерційність) регулювання теплового навантаження системи теплопостачання;
■ висока інтенсивність корозії трубопроводів через роботу системи теплопостачання більшу частину опалювального періоду з температурами теплоносія 60-85 ОС;
■ коливання температури внутрішнього повітря, зумовлені впливом навантаження ГВП на роботу систем опалення та різним співвідношенням навантажень ГВП та опалення у абонентів;
■ зниження якості теплопостачання при регулюванні температури теплоносія за середньою за кілька годин температурою зовнішнього повітря, що призводить до коливань температури внутрішнього повітря;
■ при змінній температурі мережної води суттєво ускладнюється експлуатація компенсаторів.
