Газоснабжение тепловых электростанций

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3
1 ТЕПЛОВЫЕ СТАНЦИИ КЭС И ТЭЦ 5
2 ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КЭС И ТЭЦ 8
3 ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС 10
4 ГАЗОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 13
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 17
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 18

ВВЕДЕНИЕ
Электрической станцией называется энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Наиболее распространены тепловые электрические станции (ТЭС), использующие тепловую энергию, выделяемую при сжигании органического топлива (твердого, жидкого и газообразного).
На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено:
- наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты;
- возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии;
- техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью;
- возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т. п.
Высокий технический уровень энергетики может быть обеспечен только при гармоничной структуре генерирующих мощностей: в энергосистеме должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электроэнергию, но имеющие серьезные ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количество которой зависит от потребностей в тепле, и мощные паротурбинные энергоблоки, работающие на тяжелых топливах, и мобильные автономные ГТУ, покрывающие кратковременные пики нагрузки.
Целью данного реферата является рассмотрение газового хозяйства ТЭЦ и КЭС, выделение основных отличий.
Задачами реферата являются:
- описать строение теплоэлектростанций;
- определить газовое хозяйство КЭЦ и ТЭС;
- выявить отличительные особенности электростанций;
- рассмотреть и сравнить газотурбинные и газопоршневые установки электростанций

1 ТЕПЛОВЫЕ СТАНЦИИ КЭС И ТЭЦ
Тепловая электростанция (ТЭС), вырабатывает электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Основные типы ТЭС: паротурбинные (преобладают), газотурбинные и дизельные. Иногда к ТЭС условно относят атомные, геотермальные и с магнитогидродинамическими генераторами. Первые ТЭС появились еще в конце XIX века в Нью-Йорке (1882 год), а в 1883 году первая тепловая электростанция была построена в России (С. Петербург). С момента своего появление, именно ТЭС получили наибольшее распространение, учитывая все увеличивающуюся энергетическую потребность наступившего техногенного века. Вплоть до середины 70-х годов прошлого века, эксплуатация ТЭС являлась доминирующим способом получения электроэнергии. К примеру, в США и СССР доля ТЭС среди всей получаемой электроэнергии составляла 80%, а во всем мире - порядка 73-75%. В мощных теплоэлектростанциях используются турбины - турбогенераторы, работающие на тяжелом топливе или газе. Теплоэлектростанции малой и средней мощности создаются на основе газо-поршневых или газотурбинных силовых установок. Во всем мире растет популярность теплолоэлектростанций, использующих биотопливо.
Основными узлами теплоэлектростанции являются:
двигатели - силовые агрегаты теплоэлектростанции; электрогенераторы; теплообменники теплоэлектростанции; градирни.
Кроме того, в состав теплоэлектростанции входят: катализаторы, система подачи смазочного масла, система вентиляции, системы пожаротушения, распределительные щиты, трансформаторы теплоэлектростанции, устройства контроля сети, блоки управления.
В теплоэлектростанции имеется газо-регулирующая аппаратура, а в теплоэлектростанции, функционирующей на базе дизельных двигателей - система подачи жидкого топлива. Теплоэлектростанции оснащаются необходимыми предохранительными клапанами и аварийными системами.
Силовые агрегаты теплоэлектростанции выделяют большое количество тепла, и для их охлаждения используются различные жидкости. В теплоэлектростанциях на пути охлаждающей жидкости устанавливается теплообменник, в котором охлаждающая двигатель жидкость отдает большую часть своего тепла другой жидкости - теплоносителю. В качестве теплоносителя обычно используется вода, принудительное перемещение которой по отопительной системе обеспечивают циркуляционные насосы.
Дополнительное тепло при работе теплоэлектростанции можно получить, утилизируя тепло выхлопных газов, ведь их температура на выходе из двигателя достигает 500-600 °С. Чтобы использовать это тепло, на выхлопном трубопроводе устанавливают дополнительный теплообменник, в который подается вода из первого теплообменника. При этом удается не только использовать большее количество тепла - температура отходящих газов понижается до ~120 °С, но и значительно поднять температуру теплоносителя.
Установка теплообменников более чем в два раза повышает общий КПД теплоэлектростанции по сравнению с обычной электростанцией такой же мощности - коэффициент использования энергии достигает 90%. В простой электростанции, без использования тепла, на производство электричества идет лишь 22-43% энергии, остальное составляют потери. Выработка электричества в ТЭС происходит при участии множества последовательных этапов, но общий принцип её работы прост. Вначале топливо сжигается в специальной камере сгорания (паровом котле), при этом выделяется большое количество тепла, которое превращает воду, циркулирующую по специальным системам труб, расположенным внутри котла, в пар. Постоянно нарастающее давление пара вращает ротор турбины, которая передает энергию вращения на вал генератора, и в результате вырабатывается электрический ток. Система пар/вода замкнута. Пар, после прохождения через турбину, конденсируется и превращается в воду, которая дополнительно проходит через систему подогревателей и вновь попадает в паровой котел. В качестве топлива на таких теплоэлектростанциях используется мазут или дизтопливо, а также природный газ, уголь, торф, сланцы, иными словами все виды топлива. КПД ТПЭС составляет около 40 %, а их мощность может достигать 3-6 ГВт.
На крупных КЭС удельный расход топлива составляет 0,3-0,4 кг/кВт·ч, для ТЭЦ он снижается до 0,2-0,25 кг/кВт · ч. Себестоимость вырабатываемой энергии зависит от суммарных годовых затрат, связанных с её получением. Их можно поделить на постоянные, не зависящие от количества выработанной энергии, и на переменные. К первому виду затрат относятся : оплата обслуживающего персонала (10-15% всех затрат), отчисления на амортизацию оборудования и строительных сооружений (10-15% общих расходов) и прочие расходы, связанные с охраной труда, хоз. расходами и т.п. Годовые расходы на топливо и вспомогательные материалы (например, реактивы для очистки воды) относятся к переменным; эти расходы меняются пропорционально количеству вырабатываемой энергии. Себестоимость энергии, вырабатываемой на КЭС, определяется соотношением:
Свыр = Sкэс / Эвыр.г. (руб./кВт · ч)
Sкэс - годовые экплуатационные расходы, в руб. Эвыр.г. - выработанная за год энергия (кВт·ч). Себестоимость энергии (и тепла) на различных тепловых станциях России различна и возрастает ежегодно, более всего в связи с подорожанием топлива (газа, мазута, угля).

2 ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КЭС И ТЭЦ
Конденсационная электростанция (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой – производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно – водяному пару.
Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе – в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем – паропроводы от котла к турбине – турбина – конденсатор – конденсатный и питательные насосы – трубопроводы питательной воды – паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС.
Общий кпд современной КЭС – 35-42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5–0,55), внутренний относительный кпд турбины (0,8-0,9), механический кпд турбины (0,98-0,99), кпд электрического генератора (0,98-0,99), кпд трубопроводов пара и воды (0,97-0,99), кпд котлоагрегата (0,9-0,94).
Увеличение кпд КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно – применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13-14, 16-17 или сверхкритическое 24-25 Мн/м2, начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540-570°С.
Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) — в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование — в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть — моноблок электростанции. Для турбин мощностью 150-1200 Мвт требуются котлы производительностью соответственно 500—3600 м/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т. е. дубль-блоки (см. Блочная тепловая электростанция). На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 Мвт и меньше в СССР применяли неблочную централизованную схему, при которой пар 113 котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами.
КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают пруд-водохранилище. На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно ж. д. составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают ж. д. пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации.
3 ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС
Наиболее простым является топливное хозяйство электростанций, работающих на газовом топливе. Однако при сооружении таких электростанций, как правило, предусматривается возможность их работы не только на газе, но и на мазуте. Газ поступает на электростанцию от газопровода или газораспределительной станции (ГРС) с давлением 0,7-1,3 МПа (высокого давления) или 0,3— 0,5 МПа (среднего давления) по одной линии подземного трубопровода. Для снижения давления газа у форсунок котла до 0,13-0,2 МПа предусматривается его дросселирование в газорегулирующем пункте (ГРП). Дросселирование возможно в одну или две ступени в зависимости от общего перепада давления газа. Ввиду резкого шума при дросселировании газа ГРП размещается в отдельном (заглубленном в землю) здании на территории электростанции и оборудуется предохранительными противопожарными и противовзрывными устройствами. Производительность ГРП на электростанциях, работающих на газовом топливе в качестве основного, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами. Для конденсационных станций мощностью до 1200 МВт и ТЭЦ паропроизводительностьо до 4000 т/ч сооружается один ГРП, а для электростанций большей мощности — два или более. В каждом ГРП предусматривается одна резервная установка, регулирующая давление газа. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов выполняется наземной. Подвод газа от ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется и осуществляется по одной линии. Арматуру на основных газопроводах устанавливают только стальную. Принципиальная схема газоснабжения электростанции показана на рис. 1. Для очистки газа от механических примесей перед регулирующими клапанами имеются фильтры. Давление газа при входе в ГРП и после регулирующих клапанов контролируется манометрами. Количество газа, подаваемого в ГРП, регистрируется расходомером.
Рисунок 1 – Принципиальная схема газоснабжения электростанции:
А – ГРП; В – Котельное отделение; 1 – запорные задвижки; 2 – манометры; 3 – расходомеры; 4 – продувочные свечи; 5 – фильтр; 6 – регулятор давления газа на ТЭС; 7 – задвижка на байпасе; 8 – предохранительный клапан; 9 – регулятор расхода газа в топку котла; 10 – импульсный отсечной быстродействующий клапан; 11 – дренах газопровода.
На газопроводах перед и после ГРП применяют задвижки с электроприводом. Для предотвращения повышения давления за регулирующими клапанами выше допустимого устанавливают предохранительный клапан. На газопроводе к каждому котлу имеются: запорная задвижка, шайба расходомера, регулятор расхода газа, импульсный отсечной быстродействующий клапан, работающий автоматически в зависимости от падения давления воздуха у горелок до заданного значения, а также при остановке электродвигателя дутьевого вентилятора или дымососа. Регулятор расхода газа управляется исполнительным механизмом системы автоматики горения по двум импульсам: давлению пара в парогенераторе и перепаду давления на диафрагме паромера. Для продувки газопроводов имеются продувочные свечи с плотными запорными устройствами. Наружный газопровод от ГРП до котельного отделения прокладывается на эстакаде. Температурные удлинения воспринимаются компенсаторами. Газопровод покрывается тепловой изоляцией. Расход газа, поступающий на электростанцию, измеряется в м3/ч при нормальных условиях дроссельными самопишущими газомерами, устанавливаемыми на общей магистрали котельного отделения, а также на газопроводе к каждому парогенератору.

4 ГАЗОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Газотурбинная электростанция (сокращённо ГТЭС) – установка, генерирующая электричество и тепловую энергию. Основу ГТЭС составляют одна или несколько газотурбинных установок - силовых агрегатов, механически связанных с электрогенератором и объединенных системой управления в единый энергетический комплекс.
Газотурбинная электростанция может использоваться в качестве основного или резервного источника питания параллельно с энергосистемой. Размещаться ГТЭС может как внутри помещения, так и на открытой площадке на заранее подготовленном фундаменте.
В мировой практике газотурбинные электростанции получили широкое распространение в 50-60-х гг. прошлого века, в настоящее время используются реже, т. к. имеют низкий КПД (33-39%) и относительно высокую стоимость за кВт мощности по сравнению, например, с  HYPERLINK "https://mks-group.ru/a/gazoporshnevye-elektrostancii" газопоршневыми электростанциями.
Принцип работы ГТЭС
Газотурбинная электростанция работает следующим образом: топливо (газ или дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Газ, смешанный с воздухом, образует топливную смесь, которая под давлением нагнетается в компрессор и воспламеняется.
Из сопла вырывается под высоким давлением струя раскалённого газа, попадает на установленные в несколько рядов лопатки турбины и начинает её вращать. Вал турбины передает крутящий момент на ротор генератора, ответственного за выработку электроэнергии, которая, проходя через трансформатор, передается потребителю энергии.
Отработанные газы уходят через выхлопную трубу в атмосферу или, если предусмотрена их утилизация, поступают в теплообменник или котел утилизатор и используются для обогрева помещений.
Упрощенная принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами: КС - камера сгорания; КП — компрессор; ГТ - газовая турбина; С - генератор; Т - трансформатор; М - пусковой двигатель.
Газотурбинные электростанции могут использоваться в различных сферах, начиная от обеспечения электричеством зданий гражданского и сельскохозяйственного целевого назначения, заканчивая промышленными объектами и нефтегазовыми месторождениями.
Использование газотурбинных электростанций целесообразно для удалённых потребителей, особенно – при необходимости отопления объекта.
Виды газотурбинных электростанций.
Стационарные – монтируются на капитальном фундаменте. На них устанавливаются самые мощные турбины и электрические генераторы.
Передвижные (мобильные) – представляют собой передвижную технику. Как правило используются для обеспечения теплом и электричеством удаленных объектов, например, шахтёрских и нефтедобывающих поселков. Работают не только на газе, но и на жидком топливе.
Мини-установки – отличаются компактными размерами, что позволяет располагать такую станцию в непосредственной близости от потребителя.
Сравнение газотурбинных и газопоршневых электростанций
Параметр Газопоршневая установка Газотурбинная установка
Стоимость за кВт мощности $400-600 $1000-1400
Экономичность общая по теплу и электричеству, КПД с когенерацией Высокая (до 85%) Высокая (до 85%)
Экономичность на КВт, КПД по электричеству Высокая 40-47% Низкая 17-36%
Стоимость обслуживания Нормальная Нормальная
Быстрота запуска Нормальная Нормальная
Наработка до кап. ремонта 60-80 тыс. часов 30-60 тыс. часов
Требования к газу возможно бытовое давление, меньше 10 мБарсреднее давление порядка 16-20 Бар
Экологичность Высокая Высокая
Шумность Низкая - при установке дополнительного глушителя Низкая
Газотурбинное оборудование стоит выбирать, когда ограничена площадь, которую можно выделить для его размещения. ГТЭС подойдёт небольшим предприятиями и коммерческим объектам, где не требуются большие мощности потребления электроэнергии и каждый квадратный метр на счету. Если есть возможность выделить площадь под установку оборудования, то целесообразнее выбирать газопоршневую электростанцию, поскольку у неё ниже стоимость, да и ресурс ГПУ считается немного большим, чем у ГТУ.
Газотурбинная установка дороже, чем газопоршневая. Высокая стоимость оборудования и ограниченность выбора объясняется меньшим числом производителей ГТУ, отдельные детали и запчасти стоят недёшево сами по себе, за счёт чего увеличивается и стоимость установки в целом.
Газопоршневые установки чаще требуют выполнения технического обслуживания. В них нужно менять масла и фильтры. Но такой нюанс можно компенсировать, если установить на оборудование дополнительно системы, которые будут выполнять долив и очистку масла. В таком случае возрастает период времени между выполнением сервисных работ. В среднем, он может составлять около 3000 часов, то есть обслуживание проводят один раз в квартал. В целом же ресурс ГПУ считается немного большим, чем у ГТУ.
В целом  HYPERLINK "https://mks-group.ru/a/gazoporshnevye-elektrostancii" газопоршневые установки привлекательны тем, что окупаются быстрее, не зависимо от того, какая мощность электростанции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном реферате рассмотрены основные принципы работы ТЭС, виды современных тепловых электрических станций, представлена их классификация. Рассмотрена тепловая схема электростанции на примере работы конденсационной электрической станции, газовое хозяйство электростанций, рассмотрены виды, преимущества и недостатки газотурбинных электростанций. Показаны технологические принципы производства электрической энергии и теплоты. Определены основные критерии разделения теплоэлектростанций. Отмечены особенности всех станций.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. - М.: Энергоатомиздат, 1995. - 416 с.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / под ред. В.Я. Гиршфельда. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.
3. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов / Д.П. Елизаров. - М.: Энергоиздат, 1982. - 264 с.
4. Трухний А.Д. Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2т./ под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 472 с.
5. Баскаков А.П., Берг Б.В., Витт О.К. и др. Теплотехника: Учебник для вузов / под ред. А.П. Баскакова. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 224 с.
6. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. и др. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 466 с.