MLÁDEŽ A SPORT UKRAJINY

YUA. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNY

Chastb já

Dněpropetrovsk NMetAU 2011

MINISTERSTVO ŠKOLSTVÍ A VĚDY,

MLÁDEŽ A SPORT UKRAJINY

NÁRODNÍ HUTNÍ AKADEMIE UKRAJINY

YUA. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNY

Chastb já

Ill 23. Bibliografie: 4 jména.

Odpovědný za uvolnění, Dr. tech. věd, prof.

Recenzenti: , Dr. tech. věd, prof. (DNURT)

Cand. tech. vědy, doc. (NMetAU)

Akademie Ukrajiny, 2011

ÚVOD………………………………………………………………………………………..4

1 VŠEOBECNÉ INFORMACE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRNÁCH………………...5

1.1 Definice a klasifikace elektráren……………………………….5

1.2 Technologické schéma tepelné elektrárny………………………8

1.3 Technické a ekonomické ukazatele TPP……………………………….11

1.3.1 Energetické ukazatele………………………………………….11

1.3.2 Ekonomické ukazatele………………………………………….13

1.3.3 Výkonnostní ukazatele………………………………...15

1.4 Požadavky na TPP………………………………………………16

1.5 Vlastnosti průmyslových tepelných elektráren………………………16

2 KONSTRUKCE TEPELNÝCH SCHÉMŮ TPP………………………………………...17

2.1 Obecné pojmy tepelných schémat……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….

2.2 Počáteční parametry páry……………………………………………………….18

2.2.1 Počáteční tlak páry……………………………………….18

2.2.2 Počáteční teplota páry………………………………………...20

2.3 Ohřev páry………………………………………………..22

2.3.1 Energetická účinnost dohřevu...24

2.3.2 Tlak opětovného ohřevu………………………………26

2.3.3 Technické provedení dohřevu……27

2.4 Konečné parametry páry………………………….……………………………….29

2.5 Regenerační ohřev napájecí vody………………………………...30

2.5.1 Energetická účinnost regenerativního vytápění..30

2.5.2 Technická realizace regenerativního vytápění.......34

2.5.3 Teplota ohřevu regenerační napájecí vody..37

2.6 Konstrukce tepelných schémat tepelných elektráren na základě hlavních typů turbín……..39

2.6.1 Konstrukce tepelného schématu založeného na turbíně "K"…………...39

2.6.2 Konstrukce tepelného okruhu na bázi turbíny "T"….………..41

LITERATURA………………………………………………………………………………...44

ÚVOD

Disciplína "Tepelné elektrárny" má z mnoha důvodů zvláštní význam mezi disciplínami čtenými pro specializaci 8 (7). - tepelná energetika.

Za prvé, z teoretického hlediska obor shromažďuje poznatky získané studenty téměř ve všech hlavních předchozích oborech: „Palivo a jeho spalování“, „Kotelny“, „Dmychadla a tepelné motory“, „Zdroje zásobování teplem pro průmyslové podniky“, „Čištění plynu“ a další.

Za druhé, z praktického hlediska jsou tepelné elektrárny (TPP) integrovaným energetickým podnikem, který zahrnuje všechny hlavní prvky energetického hospodářství: systém přípravy paliva, kotelna, turbína, systém přeměny a dodávky tepelné energie externím spotřebitelům, systémy pro využití a neutralizaci škodlivých emisí.

Za třetí, z průmyslového hlediska jsou tepelné elektrárny dominantními podniky vyrábějícími elektřinu v domácím i zahraničním energetickém sektoru. Tepelné elektrárny tvoří asi 70 % elektřiny vyrábějící instalovaný výkon na Ukrajině a při zohlednění jaderných elektráren, kde jsou implementovány i technologie parních turbín, je instalovaný výkon asi 90 %.

Tyto poznámky k přednáškám byly vytvořeny v souladu s pracovním programem a osnovami pro specializaci 8(7). - tepelná energetika a jako hlavní témata obsahuje: obecné informace o tepelných elektrárnách, zásady pro stavbu tepelných okruhů elektráren, výběr zařízení a výpočty tepelných okruhů, rozmístění zařízení a provoz tepelných elektráren.

Obor "Tepelné elektrárny" přispívá k systematizaci získaných znalostí studentů, rozšíření jejich odborných obzorů a lze jej využít při výuce v řadě dalších oborů, ale i při zpracování diplomových prací specialistů a diplomových prací.

1 VŠEOBECNÉ INFORMACE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRNÁCH

1.1 Definice a klasifikace elektráren

Elektrárna- energetický podnik určený k přeměně různých druhů paliv a energetických zdrojů na elektřinu.

Hlavní možnosti klasifikace elektráren:

I. V závislosti na typu přeměněného paliva a energetických zdrojů:

1) tepelné elektrárny (TPP), ve kterých se elektřina získává přeměnou uhlovodíkových paliv (uhlí, zemní plyn, topný olej, spalitelný VER a další);

2) jaderné elektrárny (JE), ve kterých se elektřina získává přeměnou atomové energie na jaderné palivo;

3) vodní elektrárny (VVE), ve kterých se elektřina získává přeměnou mechanické energie toku přírodního vodního zdroje, především řek.

Tato možnost klasifikace může zahrnovat i elektrárny využívající netradiční a obnovitelné zdroje energie:

solární elektrárny;

geotermální elektrárny;

větrné elektrárny;

· přílivové elektrárny a další.

II. Pro tuto disciplínu je zajímavá podrobnější klasifikace tepelných elektráren, které se podle typu tepelných strojů dělí na:

1) elektrárny s parní turbínou (STP);

2) elektrárny s plynovou turbínou (GTP);

3) elektrárny s kombinovaným cyklem (CGE);

4) elektrárny na spalovací motory (ICE).

Mezi těmito elektrárnami dominují elektrárny s parními turbínami, které představují více než 95 % celkového instalovaného výkonu TPP.

III. V závislosti na typu nosičů energie dodávaných externímu spotřebiteli se elektrárny s parními turbínami dělí na:

1) kondenzační elektrárny (CPP), které dodávají pouze elektřinu externímu spotřebiteli;

2) teplárny a elektrárny (KVET), které zásobují externí spotřebitele teplem i elektřinou.

IV. Podle účelu a resortní podřízenosti se elektrárny dělí na:

1) regionální elektrárny, které jsou navrženy tak, aby dodávaly elektřinu všem spotřebitelům v regionu;

2) průmyslové elektrárny, které jsou součástí průmyslových podniků a jsou určeny k poskytování elektřiny především spotřebitelům podniků.

V. Podle délky využívání instalovaného výkonu v průběhu roku se elektrárny dělí na:

1) základní (B): 6000 ÷ 7500 h / rok, tj. přes 70 % doby trvání roku;

2) polozákladní (P/B): 4000÷6000 h/rok, 50÷70 %;

3) pološpičkový (P/P): 2000÷4000 h/rok, 20÷50 %;

4) vrchol (P): do 2000 h/rok, do 20 % délky roku.

Tuto možnost klasifikace lze ilustrovat na příkladu grafu trvání elektrických zátěží:

Obrázek 1.1 - Graf trvání elektrických zátěží

VI. V závislosti na tlaku páry vstupující do turbín se tepelné elektrárny s parní turbínou dělí na:

1) nízký tlak: až 4 MPa;

2) střední tlak: do 9 - 13 MPa;

3) vysoký tlak: až 25 - 30 MPa, včetně:

● podkritický tlak: do 18 - 20 MPa

● kritický a nadkritický tlak: nad 22 MPa

VII. V závislosti na výkonu se elektrárny s parní turbínou dělí na:

1) nízkokapacitní elektrárny: celkový instalovaný výkon do 100 MW s jednotkovým výkonem instalovaných turbogenerátorů do 25 MW;

2) střední výkon: celkový instalovaný výkon do 1000 MW s jednotkovým výkonem instalovaných turbogenerátorů do 200 MW;

3) vysoký výkon: celkový instalovaný výkon je přes 1000 MW při jednotkovém výkonu instalovaných turbogenerátorů přes 200 MW.

VIII. Podle způsobu připojení parogenerátorů k turbogenerátorům se tepelné elektrárny dělí na:

1) centralizované (neblokové) tepelné elektrárny, ve kterých pára ze všech kotlů vstupuje do jednoho centrálního parovodu a poté je distribuována mezi turbogenerátory (viz obr. 1.2);

1 – vyvíječ páry; 2 - parní turbína; 3 - centrální (hlavní) parovod; 4 – kondenzátor parní turbíny; 5 - elektrický generátor; 6 - transformátor.

Obrázek 1.2 - Schéma centralizovaného (neblokového) TPP

2) blokové tepelné elektrárny, ve kterých je každý z instalovaných parogenerátorů napojen na přesně definovaný turbogenerátor (viz obr. 1.3).

1 – vyvíječ páry; 2 - parní turbína; 3 – mezipřehřívák; 4 – kondenzátor parní turbíny; 5 - elektrický generátor; 6 - transformátor.

Obrázek 1.3 - Schéma blokového TPP

Na rozdíl od neblokového blokového schématu TPP vyžaduje menší investiční náklady, je jednodušší na obsluhu a vytváří podmínky pro úplnou automatizaci parní turbíny elektrárny. V blokovém schématu je snížen počet potrubí a objemy výroby stanice pro umístění zařízení. Při použití mezipřehřevu páry je použití blokových schémat povinné, protože jinak není možné řídit průtok páry vypouštěné z turbíny k přehřátí.

1.2 Technologické schéma tepelné elektrárny

Technologické schéma zobrazuje hlavní části elektrárny, jejich vzájemný vztah a podle toho znázorňuje sled technologických operací od okamžiku dodání paliva do stanice až po dodávku elektřiny spotřebiteli.

Jako příklad ukazuje obrázek 1.4 vývojový diagram procesu pro elektrárnu s parní turbínou na práškové uhlí. Tento typ TPP převažuje mezi provozovanými základními tepelnými elektrárnami na Ukrajině i v zahraničí.

Slunce - spotřeba paliva na stanici; Dp. d. je výkon parního generátoru; Ds. n. – podmíněná spotřeba páry pro vlastní potřebu stanice; Dt - průtok páry k turbíně; Evyr - množství vyrobené elektřiny; Esn - spotřeba elektrické energie pro vlastní potřebu stanice; Eop - množství elektřiny dodané externímu spotřebiteli.

Obrázek 1.4 - Příklad technologického schématu elektrárny na práškové uhlí s parní turbínou

Je zvykem rozdělit technologické schéma TPP do tří částí, které jsou na obrázku 1.4 vyznačeny tečkovanými čarami:

já … Cesta palivo-plyn-vzduch, která zahrnuje:

1 – úspora paliva (vykládací zařízení, sklad surového uhlí, drtírny, zásobníky drceného uhlí, jeřáby, dopravníky);

2 – systém rozmělňování (uhelné mlýny, jemné ventilátory, zásobníky uhelného prachu, přivaděče);

3 – ventilátor pro přívod vzduchu pro spalování paliva;

4 - parní generátor;

5 – čištění plynu;

6 - odsávač kouře;

7 - komín;

8 – baguerové čerpadlo pro dopravu hydropopelu a směsi strusky;

9 – dodávka směsi hydropopelu a strusky k likvidaci.

Obecně cesta palivo-plyn-vzduch zahrnuje : úspora paliva, systém přípravy prachu, dmychadlo, kouřovody kotle a systém odstraňování popela a strusky.

II … Steam cesta, která zahrnuje:

10 - parní turbína;

11 – kondenzátor parní turbíny;

12 - oběhové čerpadlo systému zásobování cirkulační vodou pro chlazení kondenzátoru;

13 – chladicí zařízení zpětného systému;

14 - dodávka další vody, kompenzující ztráty vody v cirkulačním systému;

15 – dodávka surové vody pro přípravu chemicky čištěné vody, která kompenzuje ztrátu kondenzátu na stanici;

16 - chemická úprava vody;

17 – čerpadlo chemické úpravy vody dodávající další chemicky upravenou vodu do proudu kondenzátu odpadní páry;

18 – čerpadlo kondenzátu;

19 – regenerační nízkotlaký ohřívač napájecí vody;

20 - odvzdušňovač;

21 - Napájecí čerpadlo;

22 – regenerační vysokotlaký ohřívač napájecí vody;

23 – drenážní čerpadla pro odvod kondenzátu topné páry z výměníku;

24 – regenerační extrakce páry;

25 - Mezipřehřívák.

Obecně cesta pára-voda zahrnuje: parovodní část kotle, turbína, kondenzační jednotka, systémy pro přípravu chladicí cirkulační vody a doplňkové chemicky upravené vody, systém regeneračního ohřevu napájecí vody a odvzdušnění napájecí vody.

III … Elektrická část, která obsahuje:

26 – elektrický generátor;

27 - zvyšovací transformátor pro elektřinu dodávanou externímu spotřebiteli;

28 - přípojnice otevřeného rozvaděče elektrárny;

29 – transformátor pro elektrickou energii vlastní potřeby elektrárny;

30 - přípojnice rozvodného zařízení elektrické energie vlastní potřeby.

Elektrická část tedy zahrnuje: generátor elektrické energie, transformátory a distribuční přípojnice.

1.3 Technické a ekonomické ukazatele TPP

Technické a ekonomické ukazatele TPP jsou rozděleny do 3 skupin: energetické, ekonomické a provozní, které jsou resp. jsou určeny k posouzení technické úrovně, účinnosti a kvality provozu stanice.

1.3.1 Energetická náročnost

Mezi hlavní energetické ukazatele TPP patří: k.p.d. elektrárny (), měrná spotřeba tepla (), měrná spotřeba paliva na výrobu elektřiny ().

Tyto indikátory se nazývají indikátory tepelné účinnosti stanice.

Podle výsledků skutečného provozu elektrárny účinnost je určeno vztahy:

; (1.1)

; (1.2)

Při projektování elektrárny a při analýze jejího provozu, účinnosti jsou určeny produkty, které zohledňují účinnost. jednotlivé prvky stanice:

kde ηkot, ηturbo – účinnost prodejny kotlů a turbín;

ηt. p. - k.p.d. tepelný tok, který zohledňuje tepelné ztráty tepelnými nosiči uvnitř zařízení přenosem tepla do okolí stěnami potrubí a netěsnostmi nosiče tepla, ηt. n. = 0,98 ... 0,99 (srov. 0,985);

esn je podíl elektřiny spotřebované pro vlastní potřebu elektrárny (elektrický pohon v systému přípravy paliva, pohon tahového zařízení kotelny, pohon čerpadla atd.), esn = Esn/Evyr = 0,05…0,10 (srov. 0,075);

qsn je podíl spotřeby tepla pro vlastní potřebu (chemická úprava vody, odvzdušňování napájecí vody, provoz parních ejektorů zajišťujících podtlak v kondenzátoru atd.), qsn = 0,01…0,02 (srov. 0,015).

K. p.d. kotelna může být zastoupena jako k.p.d. parní generátor: ηcat = ηp. d. = 0,88…0,96 (srov. 0,92)

K. p.d. turbína může být reprezentována jako absolutní elektrická účinnost. turbogenerátor:

ηturb = ηt. g. = ηt ηoi ηm, (1,5)

kde ηt je tepelná účinnost. cyklus zařízení s parní turbínou (poměr použitého tepla k dodanému teplu), ηt = 0,42…0,46 (srov. 0,44);

ηoi je vnitřní relativní účinnost. turbíny (s přihlédnutím ke ztrátám uvnitř turbíny v důsledku tření páry, přepadů, ventilace), ηoi = 0,76…0,92 (srov. 0,84);

ηm - elektromechanická účinnost, která zohledňuje ztráty při přenosu mechanické energie z turbíny do generátoru a ztráty v samotném elektrickém generátoru, ηeng = 0,98 ... 0,99 (srov. 0,985).

Vezmeme-li v úvahu součin (1.5), výraz (1.4) pro účinnost čistá elektrárna má podobu:

ηsnet = ηpg ηt ηoi ηm ηtp (1 – esn) (1 – qsn); (1.6)

a po dosazení průměrné hodnoty budou:

ηsnet = 0,92 0,44 0,84 0,985 0,985 (1 - 0,075) (1 - 0,015) = 0,3;

Obecně pro elektrárnu účinnost čisté změny v rámci: ηsnet = 0,28…0,38.

Měrná spotřeba tepla na výrobu elektřiny je určena poměrem:

, (1.7)

kde Qpalivo je teplo přijaté ze spalování paliva .

; (1.8)

kde rn je normativní koeficient efektivnosti kapitálových investic, rok-1.

Reciproční hodnota pH udává dobu návratnosti, například při pH = 0,12 rok-1 bude doba návratnosti:

Tyto náklady slouží k výběru nejekonomičtější varianty výstavby nové nebo rekonstrukce stávající elektrárny.

1.3.3 Výkon

Výkonnostní ukazatele hodnotí kvalitu provozu elektrárny a zahrnují zejména:

1) personální faktor (počet obslužného personálu na 1 MW instalovaného výkonu elektrárny), W (osoby/MW);

2) faktor využití instalovaného výkonu elektrárny (poměr skutečné výroby elektřiny k maximální možné výrobě)

; (1.16)

3) počet hodin využití instalovaného výkonu

4) faktor dostupnosti zařízení a faktor technického využití zařízení

; (1.18)

Faktory připravenosti zařízení pro kotelny a turbíny jsou: Kgotkot = 0,96…0,97, Kgotturb = 0,97…0,98.

Koeficient využití zařízení pro tepelné elektrárny je: KispTES = 0,85 ... 0,90.

1.4 Požadavky na TPP

Požadavky na TPP jsou rozděleny do 2 skupin: technické a ekonomické.

Technické požadavky zahrnují:

Spolehlivost (nepřerušené napájení v souladu s požadavky spotřebitelů a harmonogramem expedice elektrických zátěží);

Manévrovatelnost (schopnost rychle zvýšit nebo odstranit zátěž, stejně jako spustit nebo zastavit jednotky);

· tepelná účinnost (maximální účinnost a minimální měrná spotřeba paliva pro různé provozní režimy stanice);

· šetrnost k životnímu prostředí (minimální škodlivé emise do životního prostředí a nepřekračování přípustných emisí při různých provozních režimech stanice).

Ekonomické požadavky jsou sníženy na minimální náklady na elektřinu při dodržení všech technických požadavků.

1.5 Vlastnosti průmyslových tepelných elektráren

Mezi hlavní vlastnosti průmyslových tepelných elektráren patří:

1) obousměrná komunikace elektrárny s hlavními technologickými dílnami (elektrárna zajišťuje elektrickou zátěž technologických dílen a dle potřeby mění dodávku elektřiny a obchody jsou v některých případech zdroji tepelných a spalitelných OZE, které jsou využívány na elektrárnách);

2) shodnost řady systémů elektráren a technologických obchodů podniku (zásobování palivem, zásobování vodou, dopravní zařízení, opravárenská základna, což snižuje náklady na výstavbu stanice);

3) přítomnost turbokompresorů a turbodmychadel v průmyslových elektrárnách, kromě turbogenerátorů, pro zásobování dílen podniku procesními plyny;

4) převaha tepelných elektráren (CHP) mezi průmyslovými elektrárnami;

5) relativně malá kapacita průmyslových tepelných elektráren:

70…80 %, ≤ 100 MW.

Průmyslové tepelné elektrárny zajišťují 15 ... 20 % celkové výroby elektřiny.

2 KONSTRUKCE TEPELNÝCH SCHÉMŮ TPP

2.1 Obecné pojmy tepelných schémat

Tepelná schémata odkazují na parovodní cesty elektráren a ukazují :

1) vzájemná poloha hlavního a pomocného zařízení stanice;

2) technologické připojení zařízení potrubím teplonosných látek.

Tepelná schémata lze rozdělit do 2 typů:

1) základní;

2) nasazeno.

Ve schematických diagramech je zařízení znázorněno v rozsahu potřebném pro výpočet tepelného okruhu a analýzu výsledků výpočtu.

Na základě schematického diagramu jsou řešeny následující úlohy:

1) určit průtoky a parametry nosičů tepla v různých prvcích okruhu;

2) vybrat vybavení;

3) vypracovat podrobná tepelná schémata.

Rozšířená tepelná schémata zahrnují veškeré vybavení stanice včetně zálohy, všechna potrubí stanice s uzavíracími a regulačními armaturami.

Na základě podrobných schémat jsou řešeny následující úkoly:

1) vzájemné umístění zařízení v návrhu elektráren;

2) provádění pracovních výkresů během projektování;

3) provoz stanic.

Sestavení tepelných schémat předchází řešení následujících otázek:

1) výběr typu zařízení, který se provádí na základě typu a počtu očekávaných energetických zátěží, tj. IES nebo CHP;

2) určit elektrický a tepelný výkon stanice jako celku a výkon jejích jednotlivých bloků (agregátů);

3) zvolte počáteční a konečné parametry páry;

4) určit potřebu přechodného přehřátí páry;

5) zvolit typy parogenerátorů a turbín;

6) vyvinout schéma pro regenerativní ohřev napájecí vody;

7) kombinovat hlavní technická řešení podle tepelného schématu (kapacita bloků, parametry páry, typ turbíny) s řadou pomocných záležitostí: příprava doplňkové chemicky upravené vody, odvzdušnění vody, využití odkalovací vody z parogenerátoru, pohon napájecích čerpadel a další.

Vývoj tepelných schémat ovlivňují především 3 faktory:

1) hodnotu počátečních a konečných parametrů páry v zařízení s parní turbínou;

2) střední přehřátí páry;

3) regenerační ohřev napájecí vody.

2.2 Počáteční parametry páry

Počáteční parametry páry jsou tlak (P1) a teplota (t1) páry před uzavíracím ventilem turbíny.

2.2.1 Počáteční tlak páry

Počáteční tlak páry ovlivňuje účinnost. elektráren a především prostřednictvím tepelné účinnosti. cyklu zařízení s parní turbínou, který při stanovení účinnosti. elektrárna má minimální hodnotu (ηt = 0,42…0,46):

K určení tepelné účinnosti. může být použito je- diagram vodní páry (viz obr. 2.1):

(2.2)

kde Nad je adiabatická tepelná ztráta páry (pro ideální cyklus);

qsubv - množství tepla dodaného do cyklu;

i1, i2 – entalpie páry před a za turbínou;

i2" je entalpie kondenzátu páry odváděné v turbíně (i2" = cpt2).

Obrázek 2.1 - K definici tepelné účinnosti.

Výsledky výpočtu podle vzorce (2.2) dávají následující hodnoty účinnosti:

ηt, zlomky jednotek

Zde jsou 3,4 ... 23,5 MPa standardní tlaky páry přijaté pro elektrárny s parními turbínami v energetickém sektoru Ukrajiny.

Z výsledků výpočtu vyplývá, že s nárůstem počátečního tlaku páry hodnota účinnosti zvyšuje. spolu s tím, Zvýšení tlaku má řadu negativních důsledků:

1) se zvýšením tlaku se objem páry zmenšuje, průtoková plocha průtokové dráhy turbíny a délka lopatek se zmenšují a následně se zvyšují průtoky páry, což vede ke snížení vnitřní relativní účinnosti. turbíny (ηоі);

2) zvýšení tlaku vede ke zvýšení ztrát páry přes koncové těsnění turbíny;

3) zvyšuje se spotřeba kovu na zařízení a náklady na parní turbínu.

Aby se eliminoval negativní dopad spolu se zvýšením tlaku by se měl zvýšit výkon turbíny, což zajišťuje :

1) zvýšení spotřeby páry (nezahrnuje zmenšení průtočné plochy v turbíně a délku lopatek);

2) snižuje relativní vyrážení páry přes mechanické ucpávky;

3) zvýšení tlaku spolu se zvýšením výkonu umožňuje vytvořit potrubí kompaktnější a snížit spotřebu kovu.

Optimální poměr mezi počátečním tlakem páry a výkonem turbíny, získaný na základě analýzy provozu provozovaných elektráren v zahraničí, je znázorněn na obrázku 2.2 (optimální poměr je označen šrafováním).

Obrázek 2.2 - Vztah mezi výkonem turbogenerátoru (N) a počátečním tlakem páry (P1).

2.2.2 Počáteční teplota páry

S nárůstem počátečního tlaku páry se zvyšuje obsah vlhkosti páry na výstupu z turbíny, což je znázorněno grafy na iS - diagramu (viz obr. 2.3).

P1 > P1" > P1"" (t1 = konst, P2 = konst)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Obrázek 2.3 - Charakter změny konečného obsahu vlhkosti v páře se zvýšením počátečního tlaku páry.

Přítomnost parní vlhkosti zvyšuje ztráty třením, snižuje vnitřní relativní účinnost. a způsobuje odkapovou erozi lopatek a dalších prvků průtokové dráhy turbíny, což vede k jejich destrukci.

Maximální přípustná vlhkost páry (y2dop) závisí na délce lopatek (ll); Například:

ll ≤ 750…1000 mm y2perm ≤ 8…10 %

ll ≤ 600 mm y2adm ≤ 13 %

Aby se snížila vlhkost páry spolu se zvýšením tlaku páry, měla by se zvýšit její teplota, což je znázorněno na obrázku 2.4.

t1 > t1" > t1"" (P2 = const)

x2 > x2" > x2"" (y = 1 – x)

y2< y2" < y2""

Obrázek 2.4 - Charakter změny konečného obsahu vlhkosti páry se zvýšením počáteční teploty páry.

Teplota páry je omezena tepelnou odolností oceli, ze které je vyroben přehřívák, potrubí a prvky turbíny.

Je možné použít oceli 4 tříd:

1) uhlíkové a manganové oceli (s mezní teplotou tpr ≤ 450…500°С);

2) chrom-molybdenové a chrom-molybden-vanadové oceli třídy perlit (tpr ≤ 570…585°С);

3) vysokochromové oceli martenzit-feritické třídy (tpr ≤ 600…630°С);

4) nerezové chromniklové oceli austenitické třídy (tpr ≤ 650…700°С).

Při přechodu z jedné třídy oceli do druhé se náklady na zařízení dramaticky zvyšují.

Třída oceli

Relativní náklady

V této fázi je z ekonomického hlediska účelné použít perlitickou ocel s pracovní teplotou tr ≤ 540°C (565°C). Martenziticko-feritické a austenitické oceli vedou k prudkému nárůstu nákladů na zařízení.

Je třeba si také povšimnout vlivu počáteční teploty páry na tepelnou účinnost. cyklus parní turbíny. Zvýšení teploty páry vede ke zvýšení tepelné účinnosti:

Technologický postup přeměny vstupní suroviny (paliva) na konečný produkt (elektřinu) se promítá do technologických schémat elektráren.

Technologické schéma tepelné elektrárny na uhlí , znázorněné na obrázku 3.4. Jedná se o komplexní soubor vzájemně propojených cest a systémů: systém přípravy prachu; systém přívodu paliva a zapalování (cesta paliva); systém odstraňování strusky a popela; cesta plyn-vzduch; systém cesty pára-voda, včetně parovodního kotle a turbínového zařízení; systém pro přípravu a dodávku další vody pro doplnění ztrát napájecí vody; systém zásobování technickou vodou zajišťující chlazení párou; systém síťových instalací pro ohřev vody; systém elektrické energie včetně synchronního generátoru, zvyšovacího transformátoru, vysokonapěťového rozvaděče atd.

Níže je uveden stručný popis hlavních systémů a úseků technologického schématu TPP na příkladu uhelné KVET.

Rýže. 3.3. Technologické schéma elektrárny na práškové uhlí

1. Systém přípravy prachu. dráha paliva. Rozvoz tuhého paliva se provádí po železnici ve speciálních gondolových vozech 1 (Viz obrázek 3.4). Na železničních vahách se váží gondolové vozy s uhlím. V zimě projíždějí gondolové vozy s uhlím rozmrazovacím skleníkem, ve kterém jsou stěny gondolového vozu vyhřívány ohřátým vzduchem. Dále se gondolový vůz zasune do vykládacího zařízení - autosklápěče 2 , ve kterém se otáčí kolem podélné osy pod úhlem asi 180°; uhlí se vysypává na rošty, které zakrývají přijímací násypky. Uhlí z bunkrů je přiváděno podavači na dopravník 4 , přes kterou se vstupuje buď do uhelného skladu 3 , nebo prostřednictvím oddělení drcení 5 v kotelně zásobníku surového uhlí 6 , které lze dodat i ze skladu uhlí.

Z drtírny se palivo dostává do bunkru surového uhlí 6 a odtud přes přivaděče do mlýnů na práškové uhlí 7 . Uhelný prach je dopravován pneumaticky přes separátor 8 a cyklonu 9 do bunkru uhelného prachu 10 a odtud podavače 11 dodávané do hořáků. Vzduch z cyklonu je nasáván ventilátorem mlýna 12 a přivádí se do spalovací komory kotle 13 .

Celá tato palivová cesta patří spolu se skladem uhlí do systému zásobování palivem, který je udržován pracovníky úseku paliva a dopravy TPP.

Kotle na práškové uhlí mají také nutně výchozí palivo, obvykle topný olej. Topný olej je dodáván v železničních cisternách, ve kterých je před vypuštěním ohříván párou. Pomocí čerpadel prvního a druhého stoupání je přiváděn do olejových trysek. Výchozím palivem může být také zemní plyn přicházející z plynovodu přes regulační stanici plynu k plynovým hořákům.

U tepelných elektráren spalujících olejoplynové palivo je úspora paliva výrazně zjednodušena ve srovnání s tepelnými elektrárnami na práškové uhlí. Sklad uhlí, drtící oddělení, dopravníkový systém, zásobníky na surové uhlí a prach, stejně jako systémy pro sběr popela a odstraňování popela se stávají zbytečnými.

2. Cesta plynu. Systém odstraňování popela. Vzduch potřebný pro spalování je přiváděn do přívodu vzduchu

ohřívače parního kotle s tahovým ventilátorem 14 . Vzduch je obvykle odebírán z horní části kotelny a (u parních kotlů velkého výkonu) z vnější strany kotelny.

Plyny vznikající při spalování ve spalovací komoře poté, co ji opustí, procházejí postupně plynovými kanály kotelny, kde v přehříváku (primárním a sekundárním, pokud se provádí cyklus s mezipřehřevem páry) a ekonomizéru vody odevzdávají teplo pracovní kapalině a ohřívač vzduchu - vzduchu přiváděnému do parního kotle. Poté ve sběračích popela (elektrostatické odlučovače) 15 plyny se čistí od popílku a komínem 17 odsavače kouře 16 se uvolňují do atmosféry.

Struska a popel spadající pod spalovací komoru, ohřívač vzduchu a sběrače popela jsou smyty vodou a přiváděny kanály do bagerových čerpadel 33 kteří je pumpují na skládky popela.

3. Parní cesta. Přehřátá pára z parního kotle v přehříváku 13 parní potrubí a systém trysek vstupuje do turbíny 22 .

Kondenzát z kondenzátoru 23 turbíny jsou napájeny čerpadly kondenzátu 24 přes nízkotlaké regenerační ohřívače 18 do odvzdušňovače 20 ve kterém se voda přivede k varu; zároveň se uvolňuje z v něm rozpuštěných agresivních plynů O 2 a CO 2, což zabraňuje korozi v cestě pára-voda. Voda je přiváděna z odvzdušňovače napájecími čerpadly. 21 přes vysokotlaké ohřívače 19 do ekonomizéru kotle, zajišťující předehřev vody a výrazně zvyšující účinnost TPP.

Cesta pára-voda v TPP je nejsložitější a nejzodpovědnější, protože tato cesta má nejvyšší teploty kovu a nejvyšší tlaky páry a vody.

Pro zajištění funkčnosti cesty pára-voda je zapotřebí systém přípravy a dodávky další vody pro doplnění ztrát pracovní tekutiny a také systém zásobování procesní vodou TPP pro přívod chladicí vody do kondenzátoru turbíny.

4. Další systém přípravy a dodávky vody. Další voda se získává jako výsledek chemické úpravy surové vody, prováděné ve speciálních iontoměničových filtrech pro chemickou úpravu vody.

Ztráty páry a kondenzátu netěsnostmi v cestě pára-voda jsou v tomto schématu doplňovány chemicky demineralizovanou vodou, která je přiváděna z nádrže demineralizované vody přečerpávacím čerpadlem do potrubí kondenzátu za kondenzátorem turbíny.

V chemičce jsou umístěna zařízení pro chemickou úpravu přídavné vody 28 (dílna chemické úpravy vody).

5. Parní chladicí systém. Chladicí voda je přiváděna do kondenzátoru z vodovodní studny 26 oběhová čerpadla 25 . Chladicí voda ohřátá v kondenzátoru je odváděna do sběrné jímky 27 stejný zdroj vody v určité vzdálenosti od místa odběru, dostatečný k tomu, aby se ohřátá voda nemíchala s odběrem.

V mnoha technologických schématech tepelných elektráren je chladicí voda čerpána trubkami kondenzátoru oběhovými čerpadly. 25 a následně vstupuje do chladicí věže (chladicí věže), kde se vlivem odpařování voda ochladí o stejný teplotní spád, na který byla ohřátá v kondenzátoru. Systém zásobování vodou s chladicími věžemi se používá především v tepelných elektrárnách. IES využívá vodovodní systém s chladicími jezírky. Při odpařovacím chlazení vody se pára přibližně rovná množství páry kondenzující v kondenzátorech turbín. Proto je nutné doplňování vodovodních systémů, obvykle vodou z řeky.

6. Systém rozvodů síťového ohřevu vody. Schémata mohou zahrnovat malou síťovou výtopnu pro vytápění elektrárny a přilehlé obce. K síťovým topidlům 29 z této jednotky pochází pára z turbínových odběrů, kondenzát je odváděn potrubím 31 . Síťová voda je přiváděna do ohřívače a odváděna z něj potrubím 30 .

7. Systém elektrické energie. Elektrický generátor otáčený parní turbínou generuje střídavý elektrický proud, který jde přes zvyšovací transformátor na přípojnice otevřeného rozvaděče (OSG) TPP. Sběrnice pomocného systému jsou také připojeny k výstupům generátoru přes pomocný transformátor. Spotřebiče pomocných potřeb pohonné jednotky (elektromotory pomocných jednotek - čerpadla, ventilátory, mlýny atd.) jsou tedy napájeny z generátoru pohonné jednotky. Pro napájení elektromotorů, osvětlovacích zařízení a zařízení elektrárny je k dispozici elektrický rozvaděč vlastní potřeby 32 .

Ve zvláštních případech (nouzové případy, odpojení zátěže, spouštění a odstavování) je pomocné napájení zajišťováno prostřednictvím redundantního sběrnicového transformátoru venkovního rozvaděče. Spolehlivé napájení elektromotorů pomocných jednotek zajišťuje spolehlivost provozu energetických jednotek a tepelných elektráren jako celku. Narušení napájení vlastních potřeb vede k poruchám a haváriím.

Zásadní rozdíl mezi technologickým schématem elektrárny s plynovou turbínou (GTP) a parní turbíny je v tom, že v GTP se chemická energie paliva přeměňuje na mechanickou energii v jednom celku - plynové turbíně, v důsledku čehož není potřeba parní kotel.

Zařízení s plynovou turbínou (obr. 3.5) se skládá ze spalovací komory CS, plynové turbíny GT, vzduchového kompresoru K a elektrického generátoru G. Kompresor K nasává atmosférický vzduch, stlačuje jej v průměru na 6–10 kg / cm 2 a přivádí jej do spalovací komory CS. Do spalovací komory se dostává i palivo (například solární olej, zemní nebo průmyslový plyn), které hoří ve stlačeném vzduchu.

Rýže. 3.4. Zjednodušený vývojový diagram plynové turbíny

elektrárny na kapalná nebo plynná paliva: Т – palivo; V -

vzduch; CS - spalovací komora; GT - plynová turbína; K - vzduchový kompresor; G - elektrický generátor
Do plynové turbíny GT vstupují horké plyny o teplotě 600–800 °C ze spalovací komory. Při průchodu turbínou expandují na atmosférický tlak a pohybují se vysokou rychlostí mezi lopatkami a otáčejí hřídelem turbíny. Výfukové plyny jsou vypouštěny do atmosféry výfukovým potrubím. Značná část výkonu plynové turbíny je vynaložena na otáčení kompresoru a dalších pomocných zařízení.

Hlavní výhody plynových turbín ve srovnání s parními turbínami jsou:

1) chybějící kotelna a chemická úprava vody;

2) výrazně nižší potřeba chladicí vody, která umožňuje použití plynových turbín v oblastech s omezenými vodními zdroji;

3) výrazně menší počet provozního personálu;

4) rychlé spuštění;

5) nižší náklady na vyrobenou elektřinu.
3.1.3. Schémata rozložení TPP
TPP se podle typu (struktury) tepelného schématu dělí na blokové a neblokové.

S blokovým schématem všechna hlavní a pomocná zařízení instalace nemají technologické vazby se zařízením jiné instalace elektrárny. V elektrárnách na fosilní paliva je pára dodávána do každé turbíny pouze z jednoho nebo dvou kotlů, které jsou k ní připojeny. Zařízení parní turbíny, jejíž turbína je poháněna párou z jednoho parního kotle, se nazývá monoblok, za přítomnosti dvou kotlů na jednu turbínu - dvojitý blok.

S neblokovým schématem Pára TPP ze všech parních kotlů vstupuje do společného potrubí a teprve odtud je distribuována do jednotlivých turbín. V některých případech je možné nasměrovat páru přímo z parních kotlů do turbín, nicméně společné spojovací vedení je zachováno, takže pára ze všech kotlů může být vždy použita pro pohon libovolné turbíny. Vedení, kterými je voda přiváděna do parních kotlů (přívodní potrubí), jsou rovněž zesíťována.

Blokové TPP jsou levnější než neblokové, protože schéma potrubí je zjednodušeno, počet armatur je snížen. Na takové stanici je jednodušší správa jednotlivých jednotek, instalace blokového typu se snáze automatizují. V provozu se provoz jednoho bloku neprojevuje v sousedních blocích. Při rozšíření elektrárny může mít následující blok jiný výkon a pracovat na nových parametrech. To umožňuje instalovat na rozšiřovací stanici výkonnější zařízení s vyššími parametry, tzn. umožňuje zlepšit zařízení a zlepšit technický a ekonomický výkon elektrárny. Procesy nastavování nového zařízení nemají vliv na provoz dříve instalovaných jednotek. Pro běžný provoz blokových TPP by však spolehlivost jejich zařízení měla být mnohem vyšší než u neblokových. V blocích nejsou žádné záložní parní kotle; pokud je možná produktivita kotle vyšší než průtok potřebný pro danou turbínu, nelze zde část páry (tzv. skrytá rezerva, která je hojně využívaná u neblokových TPP) převést do jiné instalace. Pro zařízení s parními turbínami s přihříváním páry je blokové schéma prakticky jediné možné, protože neblokové schéma zařízení bude v tomto případě příliš složité.

U nás parní turbíny tepelných elektráren bez řízených odběrů páry s počátečním tlakem P 0 ≤8,8 MPa a zařízení s řízeným odsáváním při P 0 ≤12,7 MPa, pracující v cyklech bez mezipřehřevu páry, jsou stavěny neblokově. Při vyšších tlacích (na IES at P 0 ≥12,7 MPa a při CHP s P 0 \u003d 23,5 MPa), všechny jednotky parní turbíny pracují v cyklech s přihříváním a stanice s takovými instalacemi jsou postaveny v blocích.

Hlavní a pomocná zařízení přímo používaná v technologickém procesu elektrárny se nachází v hlavní budově (hlavní budově). Vzájemné uspořádání zařízení a stavebních konstrukcí se nazývá dispozice hlavní budovy elektrárny.

Hlavní budova elektrárny se obvykle skládá ze strojovny, kotelny (s bunkrem na tuhá paliva) nebo reaktorovny v jaderné elektrárně a odvzdušňovací místnosti. Ve strojovně jsou spolu s hlavním zařízením (především turbínové jednotky): čerpadla kondenzátu, nízkotlaké a vysokotlaké regenerační ohřívače, napájecí čerpací jednotky, výparníky, měniče páry, síťové ohřívače (na KVET), pomocné ohřívače a další výměníky tepla.

V teplém klimatu (například na Kavkaze, ve střední Asii atd.), při absenci výrazných srážek, prachových bouří atd. u CPP, zejména plynových, se používá otevřené uspořádání zařízení. Nad kotli jsou zároveň uspořádány přístřešky, turbínové agregáty jsou chráněny lehkými přístřešky; Pomocné zařízení turbínového zařízení je umístěno v uzavřené kondenzační místnosti. Měrná kubatura hlavní budovy IES s otevřenou dispozicí je snížena na 0,2–0,3 m 3 /kW, což snižuje náklady na výstavbu IES. V areálu elektrárny jsou instalovány mostové jeřáby a další zdvihací mechanismy pro instalaci a opravy energetických zařízení.

Na Obr. 3.6. je uvedeno schéma uspořádání energetického bloku elektrárny na práškové uhlí: I - místnost pro parogenerátory; II - strojovna, III - čerpací stanice chladicí vody; 1 - vykládací zařízení; 2 – drtírna; 3 – ekonomizér vody a ohřívač vzduchu; 4 – přehříváky; 5 , 6 – spalovací komora; 7 – hořáky na práškové uhlí; 8 - parní generátor; 9 - ventilátor mlýna; 10 – zásobník na uhelný prach; 11 – podavače prachu; 12 – ohřívat parní potrubí; 13 - odvzdušňovač; 14 - parní turbína; 15 – elektrický generátor; 16 – stupňovitý elektrický transformátor; 17 - kondenzátor; 18 – přívodní a odvodní potrubí chladicí vody; 19 – čerpadla kondenzátu; 20 – regenerační HDPE; 21 - Napájecí čerpadlo; 22 – regenerační HPH; 23 – ventilátor; 24 - lapač popela; 25 – kanály pro proplachování strusky a popela; EE- elektřina vysokého napětí.

Na Obr. 3.7 ukazuje zjednodušené schéma uspořádání plynové elektrárny o výkonu 2400 MW s uvedením umístění pouze hlavního a části pomocného zařízení a také rozměry konstrukcí (m): 1 - kotelna; 2 – oddělení turbín; 3 - přihrádka kondenzátoru; 4 - generátorová místnost; 5 - odvzdušňovací prostor; 6 – ventilátor; 7 – regenerační ohřívače vzduchu; 8 – rozváděče vlastní potřeby (RUSN); 9 - komín.

Rýže. 3.7. Dispozice hlavní budovy ropy a zemního plynu

elektrárny o výkonu 2400 MW
Hlavní zařízení IES (kotlové a turbínové jednotky) je umístěno v hlavní budově, kotlích a práškovíně (na IES spaluje např. uhlí ve formě prachu) - v kotelně, turbínových soustrojích a jejich pomocných zařízeních - v turbínové hale elektrárny. V IES je instalován převážně jeden kotel na turbínu. Samostatnou část - monoblok elektrárny tvoří kotel s turbínovým agregátem a jejich pomocným zařízením.

Turbíny o výkonu 150–1200 MW vyžadují kotle o výkonu 500–3600 m 3 /h páry, resp. Dříve se na státní okresní elektrárně používaly dva kotle na turbínu, tzn. dvojbloky . Na CPP bez mezipřehřevu páry s turbínovými jednotkami o výkonu 100 MW a méně bylo použito neblokové centralizované schéma, ve kterém je pára z kotlů odváděna do společného parovodu a z něj je distribuována mezi turbíny.

Rozměry hlavní budovy závisí na výkonu zařízení v ní umístěného: délka jednoho bloku je 30–100 m, šířka je 70–100 m. Výška strojovny je cca 30 m, kotelna 50 m a více. Cenová výhodnost dispozičního řešení hlavní budovy je odhadována přibližně podle měrné kubatury, která se u elektrárny na práškové uhlí rovná cca 0,7–0,8 m 3 /kW. , a na plynový olej - asi 0,6–0,7 m 3 / kW. Část pomocných zařízení kotelny (odsavače kouře, dmychadla, sběrače popela, prachové cyklony a odlučovače prachu systému přípravy prachu) je často instalována mimo budovu, na volném prostranství.

IES jsou budovány přímo u zdrojů zásobování vodou (řeka, jezero, moře); často se v blízkosti IES vytváří nádrž (rybník). Na území IES se kromě hlavní budovy nachází objekty a zařízení pro zásobování technickou vodou a chemickou úpravu vody, palivové objekty, elektrické transformátory, rozvaděče, laboratoře a dílny, sklady materiálu, kancelářské prostory pro personál obsluhující IES. Palivo je na území IES obvykle dodáváno vlaky. Popel a struska ze spalovací komory a sběračů popela jsou odstraňovány hydraulicky. Na území IES se pokládají železnice a silnice, konstruují se závěry elektrické vedení, inženýrské pozemní a podzemní komunikace. Plocha území, které zabírají zařízení IES, je v závislosti na kapacitě elektrárny, druhu paliva a dalších podmínkách 25–70 ha .

Velké IES na práškové uhlí v Rusku jsou obsazeny 1 osobou na každé 3 MW kapacity (přibližně 1 000 lidí na 3 000 MW CPP); navíc je zapotřebí personál údržby.

Kapacita IES závisí na vodních a palivových zdrojích a také na požadavcích ochrany přírody: zajištění běžné čistoty ovzduší a vodních nádrží. Emise se zplodinami spalování paliva ve formě pevných částic do ovzduší v oblasti provozu IES jsou omezovány instalací pokročilých sběračů popela (elektrické filtry s účinností cca 99 %). Zbývající nečistoty, oxidy síry a dusíku, jsou rozptýleny pomocí vysokých komínů, které jsou vybudovány tak, aby odváděly škodlivé nečistoty do vyšších vrstev atmosféry. Komíny s výškou do 300 m a více jsou konstruovány ze železobetonu nebo se 3–4 kovovými šachtami uvnitř železobetonového pláště nebo běžného kovového rámu.

Řízení četných různorodých zařízení IES je možné pouze na základě komplexní automatizace výrobních procesů. Moderní kondenzační turbíny jsou plně automatizované. V kotelní jednotce je automatizováno řízení procesů spalování paliva, zásobování kotlové jednotky vodou, udržování teploty přehřátí páry atd. Automatizovány jsou i další procesy IES: údržba nastavených provozních režimů, spouštění a odstavování bloků, ochrana zařízení při abnormálních a havarijních režimech.
3.1.4. Hlavní vybavení TPP
K hlavnímu vybavení TPP patří parní kotle (parogenerátory), turbíny, synchronní generátory, transformátory.

Všechny uvedené jednotky jsou standardizovány podle příslušných ukazatelů. Výběr zařízení je dán především typem elektrárny a její kapacitou. Téměř všechny nově projektované elektrárny jsou blokového typu, jejich hlavní charakteristikou je kapacita turbínových jednotek.

V současné době se vyrábí sériové domácí kondenzační jednotky TPP o výkonu 200, 300, 500, 800 a 1200 MW. Pro KVET jsou spolu s bloky o výkonu 250 MW použity turbínové bloky o výkonu 50, 100 a 175 MW, u kterých je blokový princip kombinován s příčnými vazbami jednotlivých zařízení.

Vzhledem k výkonu elektrárny je škála zařízení obsažených v energetických jednotkách volena podle jejího výkonu, parametrů páry a druhu použitého paliva.
3.1.4.1. parní kotle
parní kotel(PC) – výměník tepla pro výrobu páry s tlakem převyšujícím atmosférický tlak, tvořící spolu s pomocným zařízením kotelní jednotka.

Vlastnosti PC jsou:

kapacita páry;
provozní parametry páry (teplota a tlak) za primárními a mezipřehříváky;
topná plocha, tzn. povrch, na jedné straně omývaný spalinami a na druhé straně - napájecí vodou;
účinnost, tzn. poměr množství tepla obsaženého v páře k výhřevnosti paliva použitého k výrobě této páry.

Průtok páry pro turbínu je obvykle nastaven pro zimní provoz elektrárny. Výkon parního kotle by měl být zvolen s ohledem na zvýšení průtoku páry do turbíny v důsledku zvýšení tlaku v kondenzátoru v létě, úniky páry a kondenzátu, zahrnutí síťových instalací pro dodávku tepla a další náklady. V souladu s tím se volí výkon parního kotle podle maximálního průtoku čerstvé páry turbínou s přihlédnutím ke spotřebě páry pro vlastní potřebu elektrárny a poskytnutí určité rezervy pro využití otočné rezervy a další účely.

Charakteristické pro PC jsou také hmotnost, rozměry, spotřeba kovu a dostupné vybavení pro mechanizaci a automatizaci údržby.

První PC byly kulového tvaru. Tuto podobu měl PC sestrojený v roce 1765 I. Polzunovem, který vytvořil první univerzální parní stroj a položil tak základ energetickému využití páry. Nejprve byly PC vyrobeny z mědi, poté z litiny. Úroveň rozvoje hutnictví železa umožnila koncem 18. století vyrábět ocelové válcové PC z plechového materiálu nýtováním. Postupné změny v designu PC vedly k četným variacím. Válcový kotel, který měl průměr do 0,9 a délku 12 m, byl osazen cihelnou vyzdívkou, ve které byly uloženy všechny plynové kanály. Topná plocha takového PC byla vytvořena pouze ve spodní části kotle.

Touha po zvýšení parametrů PC vedla ke zvětšení rozměrů a zvýšení počtu průtoků vody a páry. Nárůst počtu vláken šel dvěma směry: vývojem plynové trubkové kotle, zejména lokomotivní plynové trubkové parní kotle a voj vodní trubkové kotle, které jsou základem moderních kotlových jednotek. Zvětšení otopné plochy vodotrubných kotlů bylo doprovázeno zvětšením rozměrů a především výšky PC. Účinnost PC dosáhla 93-95%.

Zpočátku byly počítače s vodními trubicemi pouze počítače bar typ divočáka , ve kterém byly svazky přímých nebo zakřivených trubek (svitky) kombinovány s válcovými ocelovými bubny (obr. 3.8).

Rýže. 3.8. Schematické schéma bubnového PC:

1 - spalovací komora; 2 - hořák; 3 – sítové trubky; 4 -buben;

5 - svody; 6 – přehřívák; 7 - sekundární (mezilehlý) přehřívák; 8 – ekonomizér; 9 - ohřívač vzduchu.
Ve spalovací komoře 1 jsou umístěny hořáky 2, kterým se do pece dostává směs paliva s ohřátým vzduchem. Počet a typ hořáků závisí na jejich výkonu, výkonu bloku a druhu paliva. Tři nejběžnější paliva jsou uhlí, zemní plyn a topný olej. Uhlí se nejprve přemění na uhelný prach, který je za pomoci vzduchu vháněn přes hořáky do topeniště.

Stěny spalovací komory jsou zevnitř pokryty trubkami (síty). 3, které absorbují teplo z horkých plynů. Voda vstupuje do sítového potrubí přes nevyhřívané potrubí svodiče 5 z bubnu 4, ve kterém je neustále udržována daná úroveň . V sítových trubkách se voda vaří a pohybuje se nahoru ve formě směsi páry a vody, poté vstupuje do parního prostoru bubnu. Při provozu kotle tedy dochází k přirozené cirkulaci vody s párou v okruhu: buben - svodové trubky - sítové trubky - buben. Proto kotel zobrazený na Obr. 3.8 se nazývá bubnový kotel s přirozenou cirkulací. Odvod páry do turbíny je doplňován přiváděním napájecí vody do bubnu kotle pomocí čerpadel.

Pára, která vstoupila ze sítových trubek do parního prostoru bubnu, je nasycená a v této formě, přestože má plný pracovní tlak, není ještě vhodná pro použití v turbíně, protože má relativně nízkou účinnost. Kromě toho se obsah vlhkosti syté páry během expanze v turbíně zvyšuje na limity nebezpečné pro spolehlivost lopatek rotoru. Proto je pára z bubnu směrována do přehříváku 6, kde se mu dodává dodatečné množství tepla, díky kterému se přehřívá z nasycení. Současně se jeho teplota zvýší na přibližně 560 ° C a v souladu s tím se zvýší jeho výkon. Podle umístění přehřívače v kotli a tedy podle druhu v něm prováděné výměny tepla se rozlišují přehříváky sálavé, stínící (polosálací) a konvekční.

Radiační přehříváky umístěné na stropě spalovací komory nebo na jejích stěnách, často mezi trubkami sít. Stejně jako odpařovací clony vnímají teplo vyzařované hořákem spáleného paliva. Přehříváky obrazovky, vyrobené ve formě samostatných plochých sít z paralelně spojených trubek, jsou upevněny na výstupu z topeniště před konvekční částí kotle. Výměna tepla v nich probíhá jak sáláním, tak konvekcí. Konvekční přehříváky jsou umístěny v kouřovodu kotlové jednotky, obvykle za clonami nebo za topeništěm; jsou to víceřadá balení cívek. Přehříváky, skládající se pouze z konvekčních stupňů, se obvykle instalují do středotlakých a nízkotlakých kotlů při teplotě přehřáté páry ne vyšší než 440–510 ºС. U vysokotlakých kotlů s výrazným přehříváním páry se používají kombinované přehříváky včetně konvekčních, stínících a někdy i sálavých částí.

Při tlaku páry 14 MPa (140 kgf / cm 2) a vyšším se za primárním přehřívákem obvykle instaluje sekundární (mezilehlý) přehřívák. 7 . Stejně jako primární je tvořen z ocelových trubek ohýbaných do svitků. Posílá se sem pára, která se vypracovala ve vysokotlakém válci (HPC) turbíny a má teplotu blízkou teplotě nasycení při tlaku 2,5–4 MPa . V sekundárním (mezi) přehříváku teplota této páry opět stoupne na 560 °C, respektive se zvýší její výkon, načež prochází středotlakým válcem (MPC) a nízkotlakým válcem (LPC), kde expanduje na tlak výfukové páry (0,003–0,007 MPa). ). Použití mezipřehřevu páry má i přes komplikaci konstrukce kotle a turbíny a výrazné zvýšení počtu parovodů velké ekonomické výhody oproti kotlům bez mezipřehřevu páry. Průtok páry pro turbínu je přibližně poloviční, zatímco spotřeba paliva je snížena o 4–5 %. Přítomnost mezipřehřátí páry také snižuje vlhkost páry v posledních stupních turbíny, v důsledku čehož se snižuje opotřebení lopatek kapkami vody a mírně se zvyšuje účinnost LPC turbíny.

Dále jsou v zadní části kotle pomocné plochy určené k využití tepla spalin. V této konvekční části kotle je umístěn ekonomizér vody. 8, kde se napájecí voda ohřívá před vstupem do bubnu a ohřívač vzduchu 9, slouží k ohřevu vzduchu před jeho přivedením do hořáků a do okruhu pulverizace, což zvyšuje účinnost PC. Ochlazené spaliny o teplotě 120–150 °C jsou odsávány odsávačem kouře do komína.

Další zdokonalení vodotrubných PC umožnilo vytvořit PC sestávající výhradně z ocelových trubek malého průměru, do kterých z jednoho konce vstupuje pod tlakem voda a z druhého vychází pára stanovených parametrů - tzv. průtočný kotel (obr. 3.9). Jedná se tedy o PC, u kterého dochází k úplnému odpaření vody při jediném (přímoproudém) průchodu vody odpařovací topnou plochou. Pomocí napájecího čerpadla je voda přiváděna do průtočného PC přes ekonomizér. V takovém kotli není buben a svody.

Rýže. 3.9. Schematické schéma průtočného PC:

1 - clony spodní radiační části; 2 – hořáky; 3 – clony horní radiační části; 4 – přehřívač obrazovky; 5 – konvekční přehřívák; 6 – sekundární přehřívák; 7 – ekonomizér vody; 8 – zásobování napájecí vodou; 9 - odvod páry do turbíny; 10 – přívod páry z HPC pro sekundární přehřátí; 11 – odvod páry do centrálního tlakového kotle po sekundárním přehřátí; 12 – odvod spalin do ohřívače vzduchu
Topnou plochu kotle lze znázornit jako řadu paralelních spirál, ve kterých se voda při pohybu ohřívá, mění v páru a následně se pára přehřívá na požadovanou teplotu. Tyto spirály jsou umístěny jak na stěnách spalovací komory, tak v plynovém potrubí kotle. Pecní zařízení, sekundární přehřívák a ohřívač vzduchu průtočných kotlů se neliší od bubnových kotlů.

U bubnových kotlů se při odpařování vody zvyšuje koncentrace soli ve zbývající kotlové vodě a neustále je potřeba vyhazovat malý podíl této kotlové vody v množství cca 0,5% z kotle, aby se zabránilo zvýšení koncentrace soli nad určitou mez. Tento proces se nazývá očistit kotel. U průtočných kotlů není tento způsob odstraňování nahromaděných solí použitelný z důvodu nedostatku objemu vody, a proto jsou pro ně normy kvality napájecí vody mnohem přísnější.

Další nevýhodou průtočných PC je zvýšená spotřeba energie na pohon podávacího čerpadla.

PC s přímým prouděním se zpravidla instalují na kondenzaci elektrárny kde jsou kotle napájeny demineralizovanou vodou. Jejich použití v kombinovaných teplárnách a elektrárnách je spojeno se zvýšenými náklady na chemickou úpravu doplňkové (přídavné) vody. Nejúčinnější přímoproudé PC pro nadkritické tlaky (nad 22 MPa), kde jiné typy kotlů nejsou použitelné.

V energetických jednotkách je na turbíně instalován buď jeden kotel ( monobloky), nebo dva kotle s polovičním výkonem. K výhodám dvojbloky lze přičíst možnosti provozu jednotky s polovičním zatížením turbíny v případě poškození jednoho z kotlů. Přítomnost dvou kotlů v jednotce však výrazně komplikuje celé schéma a ovládání jednotky, což samo o sobě snižuje spolehlivost jednotky jako celku. Provoz jednotky při polovičním zatížení je navíc vysoce neekonomický. Zkušenosti řady stanic ukázaly možnost provozu monobloků neméně spolehlivě než dvoubloků.

V blokových instalacích pro tlak do 130 kgf/cm 2 (13 MPa) jsou použity bubnové i přímoproudé kotle. V instalacích pro tlak 240 kgf / cm 2 (24 MPa) a vyšší používají se pouze přímoproudé kotle.

Topný kotel - jedná se o kotelní jednotku kombinované výroby tepla a elektřiny (KVET), která zajišťuje současnou dodávku páry do topných turbín a výrobu páry nebo horké vody pro technologické, topné a jiné potřeby. Na rozdíl od kotlů IES využívají kotle na kombinovanou výrobu elektřiny a tepla obvykle jako přivaděč vody vrácený znečištěný kondenzát. Pro takové provozní podmínky jsou nejvhodnější bubnové kotle s postupným odpařováním. Na většině kogeneračních jednotek jsou topné kotle zesíťovány na páru a vodu. V Ruské federaci jsou na kogeneračních jednotkách nejrozšířenější bubnové kotle o výkonu páry 420 t/h (tlak páry 14 MPa, teplota 560 ºС). Od roku 1970 se na výkonných kogeneračních jednotkách s převažujícím topným zatížením, kdy se téměř veškerý kondenzát vrací v čisté formě, objevují monobloky s průtočnými kotli s parním výkonem 545 t/h (25 MPa). , 545 ºС).

Topení PC může také zahrnovat špičkové teplovodní kotle, které se používají pro přídavný ohřev vody se zvýšením tepelné zátěže nad nejvyšší, kterou poskytují turbínové odběry. Voda se přitom ohřívá nejprve párou v kotlích na 110-120 ºС a poté v kotlích na 150-170 ºС. U nás jsou tyto kotle většinou instalovány vedle hlavní budovy KVET. Použití relativně levných špičkových teplovodních kotlů k odstranění krátkodobých špiček tepelné zátěže může dramaticky zvýšit počet hodin používání hlavního topného zařízení a zvýšit efektivitu jeho provozu.

Pro zásobování teplem obytných prostor se často používají plynové teplovodní kotle typu KVGM na plyn. Jako rezervní palivo těchto kotlů se používá topný olej, k jehož ohřevu se používají olejo-plynové bubnové parní kotle.

3.1.4.2. Parní turbíny
Parní turbína(PT) je tepelný stroj, ve kterém se potenciální energie páry přeměňuje na kinetickou energii proudu páry a ta se přeměňuje na mechanickou energii otáčení rotoru.

Dlouho se snažili vytvořit PT. Je znám popis primitivního PT zhotoveného Herónem Alexandrijským (1. století př. n. l.). Avšak teprve na konci 19. století, kdy termodynamika, strojírenství a metalurgie dosáhly dostatečné úrovně, K.G. Laval (Švédsko) a C.A. Parsons (Velká Británie), nezávisle na sobě v letech 1884-1889, vytvořil průmyslově vhodné PT.

Laval aplikoval expanzi páry v pevných kónických tryskách v jednom kroku od počátečního do konečného tlaku a nasměroval výsledný proud (s nadzvukovou rychlostí výfuku) do jedné řady pracovních lopatek upevněných na disku. PT fungující na tomto principu se nazývají aktivní pá. Nemožnost získat velký agregovaný výkon a velmi vysoká rychlost otáčení jednostupňových Lavalových PT (až 30 000 ot./min u prvních vzorků) vedly k tomu, že si zachovaly svůj význam pouze pro pohon pomocných mechanismů.

Parsons vytvořil vícestupňový reaktivní PT, ve kterém byla expanze páry prováděna ve velkém počtu postupně umístěných stupňů, a to nejen v kanálech pevných (vodicích) lopatek, ale také mezi pohyblivými (pracovními) lopatkami. Parsonsovo proudové protiletadlové dělo se nějakou dobu používalo hlavně na válečných lodích, ale postupně ustoupilo kompaktnějším kombinovaným aktivně-reaktivní PT, ve kterém je reaktivní část vysokého tlaku nahrazena aktivním diskem. V důsledku toho se snížily ztráty způsobené únikem páry mezerami v lopatkovém zařízení, turbína se stala jednodušší a ekonomičtější.

Aktivní FH elektrárny se vyvinuly směrem k vytvoření vícestupňových struktur, ve kterých se expanze páry provádí v řadě za sebou uspořádaných stupňů. To umožnilo výrazně zvýšit jednotkový výkon PT při zachování mírných otáček nutných pro přímé spojení PT hřídele s jím otáčeným mechanismem, zejména elektrickým generátorem.

Existuje několik konstrukčních možností pro parní turbíny, které umožňují jejich klasifikaci podle řady kritérií.

Po směru jízdy rozlišuje se proudění páry axiální PT, ve kterém se proud páry pohybuje podél osy turbíny, a radiální PT, přičemž směr proudění páry je kolmý a lopatky rotoru jsou rovnoběžné s osou otáčení. V Ruské federaci se staví pouze axiální PT.

Podle počtu pouzder (válců) PT se dělí na jednotrupový, dvojitý trup A třítrupý(s vysokotlakými, středními a nízkotlakými lahvemi) . Vícenádobová konstrukce umožňuje využít velké dostupné rozdíly entalpie tím, že pojme velký počet tlakových stupňů, použití vysoce kvalitních kovů ve vysokotlaké části a rozdvojení proudu páry v nízkotlaké části. Zároveň se takový PT ukazuje jako dražší, těžší a složitější.

Podle počtu hřídelí rozlišovat jednohřídelový PT, ve kterém jsou hřídele všech pouzder na stejné ose, stejně jako dvouhřídelový nebo tříhřídelový, skládající se ze dvou nebo tří paralelních jednohřídelových PT spojených společným tepelným procesem a u lodních PT také společným ozubeným kolem (reduktorem).

Pevná část PT (tělo) je v horizontální rovině odnímatelná, aby bylo možné namontovat rotor. Tělo má drážky pro instalaci membrán, jejichž konektor se shoduje s rovinou konektoru těla. Po obvodu membrán jsou kanálky trysek tvořené křivočarými lopatkami zalitými do těla membrán nebo k němu přivařenými. V místech průchodu hřídele stěnami pouzdra jsou instalována koncová těsnění labyrintového typu, aby nedocházelo k úniku páry ven (z vysokotlaké strany) a nasávání vzduchu do pouzdra (z nízkotlaké strany). Labyrintová těsnění jsou také instalována v místech, kde rotor prochází membránami, aby se zabránilo úniku páry ze stupně na stupeň a obcházel trysky. Na předním konci hřídele je instalován limitní regulátor (bezpečnostní regulátor), který automaticky zastaví PT při zvýšení otáček o 10–12 % nad jmenovitou hodnotu. Zadní konec rotoru je vybaven elektricky poháněným zařízením na natáčení hřídele pro pomalé (4–6 ot./min) otáčení rotoru po zastavení PT, které je nutné pro jeho rovnoměrné chlazení.

Na Obr. 3.10 je schematicky znázorněno uspořádání jednoho z mezistupňů moderní parní turbíny TPP. Jeviště se skládá z kotouče s lopatkami a membrány. Membrána je svislá přepážka mezi dvěma disky, ve které jsou po celém obvodu proti listům rotoru umístěny pevné vodicí lopatky tvořící trysky pro expanzi páry. Membrány jsou vyrobeny ze dvou polovin s horizontálním dělením, z nichž každá je upevněna v odpovídající polovině skříně turbíny.

Rýže. 3.10. Zařízení jednoho z kroků vícestupňového

turbíny: 1 - hřídel; 2 - disk; 3 - pracovní čepel; 4 – stěna válce turbíny; 5 - mřížka trysek; 6 - membrána;

7 – membránové těsnění
Velký počet stupňů nutí turbínu, aby byla vyrobena z několika válců, v každém je umístěno 10–12 stupňů. Turbíny s přihřívanou párou v prvním vysokotlakém válci (HPC) mají obvykle skupinu stupňů, které převádějí energii páry z počátečních parametrů na tlak, při kterém pára vstupuje do přihřevu. Po mezipřehřátí páry v turbínách o výkonu 200 a 300 MW vstupuje pára do dalších dvou válců - do centrálního tlakového válce a do nízkotlakého válce.

Test

Elektrárny

1 Obecná charakteristika elektráren

2.1 Kondenzační tepelné elektrárny (CPP)

2.3 Vodní elektrárny

2.5 Elektrárny s plynovou turbínou (GTPP)

2.6 Hydroskladovací elektrárny (PSPP)

3.1 Přeprava paliva

3.3 Napájení pomocného systému elektráren

1 Obecná charakteristika elektráren

Elektrárna je průmyslový podnik, který na základě přeměny vyrábí elektrickou a v některých případech i tepelnou energiiprimární energetické zdroje.

Podle druhů přírodních zdrojů energie (tuhá paliva, kapalná, plynná, jaderná, vodní energie) se stanice dělí na tepelné (TPP), hydraulické (HPP), jaderné (NPP) Stanice, ve kterých se vyrábí tepelná energie současně s elektrickou energií, se nazývají kogenerační elektrárny (KVET).

Pro každý typ stanice je vyvinuto vlastní technologické schéma pro přeměnu primární energie na elektrickou energii a pro kogenerační jednotky - na tepelnou energii. Technologické schéma charakterizuje posloupnost procesu výroby elektrické a tepelné energie a vybavení procesu přeměny hlavním zařízením (parní kotle, jaderné reaktory, parní nebo hydraulické turbíny, elektrické generátory), jakož i různá pomocná zařízení a zajišťuje vysoký stupeň mechanizace a automatizace procesu. Zařízení se nachází ve speciálních budovách, na otevřených plochách nebo v podzemí. Jednotky jsou vzájemně propojeny v tepelné i elektrické části. Tyto vztahy se promítají do vhodných technologických, tepelných a elektrických obvodů. Kromě toho stanice zajišťují četné komunikace sekundárních zařízení řídicích, monitorovacích, ochranných a automatizačních systémů, blokování, signalizace atd.

Účast různých elektráren na výrobě elektrické energie:

TPP (společně IES a CHP) přibližně 65-67 %;
HPSpřibližně 13-15 %;
NPP cca 10-12 %
ostatní typy elektráren 6-8 %.

Pod energetickým systémem se rozumísoubor elektráren, elektrických a tepelných sítí propojených a propojených společným režimem v kontinuálním procesu výroby, přeměny a distribuce elektrické energie a tepla s celkovým řízením tohoto režimu (GOST 21027-75).

Energetický systém může být podmíněně reprezentován následujícím blokovým diagramem (obrázek 1.1):

Obrázek 1Strukturální schéma energetického systému.

V elektrizační soustavě pracují všechny elektrárny v elektrické části paralelně, tzn. sloučeny do společného elektrického systému. Samostatné elektrárny pro tepelnou část pracují samostatně a vytvářejí autonomní topné sítě.

Spojení jednotlivých elektráren do společného energetického systému libovolného regionu přináší významné technické a ekonomické výhody:

Zvyšuje spolehlivost a účinnost napájení;

Umožňuje takové rozložení zátěže mezi stanicemi, kterým se dosáhne nejhospodárnější výroby elektřiny v celé soustavě s nejlepším využitím energetických zdrojů území (palivo, vodní energie);

Zlepšuje kvalitu napájení, tzn. zajišťuje stálost frekvence a napětí, protože kolísání zátěže vnímá velký počet jednotek;

Při paralelním provozu několika stanic není potřeba instalovat záložní jednotky na každou stanici, ale stačí mít rezervní výkon společný pro celý energetický systém, jehož hodnota je obvykle asi 10-12% výkonu systémových jednotek, ale ne méně než výkon největší jednotky instalované na stanicích systému (v případě nouzového odstavení nebo plánované opravy této jednotky);

Energetické zdroje jsou využívány plněji, protože špičkovou část plánu zatížení energetického systému lze pokrýt vodními elektrárnami a základní část tepelnými elektrárnami, pro zvýšení výkonu ve špičce je třeba vynaložit další palivo;

Zvyšuje se účinnost výroby elektřiny, neboť je možné především zvýšit kapacitu ekonomičtějších stanic s nižší spotřebou standardního paliva na výrobu 1 kWh elektřiny;

Umožňuje zvýšit jednotkovou kapacitu jednotek s nejlepšími technickými a ekonomickými ukazateli;

Umožňuje snížit počet opravárenského personálu díky koncentraci kapacity zařízení, centralizaci oprav, automatizaci výrobních procesů.

K nevýhodám energie systémy obsahují složitější reléovou ochranu , automatizace a řízení režimu.

2 Technologický režim hlavních typů elektráren

2.1 Kondenzační tepelné elektrárny (CPP).

Obrázek 2 Technologické schéma IES

IES vyrábí pouze elektrickou energii. Základní technologické schéma IES je na obrázku 2.

Do parního generátoru 4 (kotel) palivo je dodáváno zdílen na jeho přepravu a přípravu 1 . V parogenerátoru s dmychadly 2 ohřátý vzduch a napájecí voda jsou dodávány napájecími čerpadly 16. Plyny vznikající při spalování paliva jsou z kotle odsávány odsávačem kouře 3 a jsou vypouštěny komínem (100-250 m vysokým) do atmosféry. Živá pára z kotle je přiváděna do parní turbíny 5, kde při průchodu sérií kroků vykonává mechanickou práci a otáčí turbínou a rotorem generátoru pevně spojeným s ní 6 . Odpadní pára vstupuje do kondenzátoru 9 (výměník tepla); zde kondenzuje v důsledku průchodu značného množství chladu přes kondenzátor (5-20Ó C) cirkulační voda dodávaná oběhovými čerpadly 10 ze zdroje studené vody 11 . Zdrojem studené vody může být řeka, jezero, umělá nádrž, ale i speciální zařízení s chladicími věžemi (chladicí věže) nebo stříkacími bazény. Vzduch vstupující do kondenzátoru bez hustoty je odstraněn pomocí ejektoru 12. Kondenzát generovaný v kondenzátoru čerpadly kondenzátu 13 přiváděn do odvzdušňovače 14 , který je určen k odstraňování plynů z napájecí vody a především kyslíku, který způsobuje zvýšenou korozi potrubí kotle. Voda je do odvzdušňovače rovněž přiváděna z chemického zařízení na úpravu vody. 15 (HOV). Za odvzdušňovačem je napájecí voda dodávána napájecím čerpadlem 16 do kotle. 17 odstraňování popela.

Průchod hlavní masy páry přes kondenzátor vede k tomu, že

60-70% tepelné energie generované kotlem je zbytečně odváděno cirkulující vodou.

Elektrická energie generovaná generátorem 6, přes komunikační transformátor je dán do sítě (35-220 kV). Stanice odebírá elektrickou energii pro zajištění technologického procesu z pomocných transformátorů 8 . Který může být napájen ze sítě napětí generátoru a z externí sítě. Vytvořená elektrická energie je dodávána do vnější sítě prostřednictvím komunikačního transformátoru 7 .

Vlastnosti IES jsou následující:

Staví se co nejblíže k ložiskům paliva;

Naprostá většina vyrobené elektřiny je předána do elektrické sítě zvýšených napětí (110-750 kV);

Pracují podle volného (tj. neomezeného odběrateli tepla) harmonogramu výroby elektřiny; výkon se může lišit od vypočteného maxima až po tzv. technologické minimum;

Nízká manévrovatelnost: otáčení turbín a zatížení ze studeného stavu vyžaduje přibližně 410 hodin;

Mají relativně nízkou účinnost (η=30÷40%).

2.2 Kogenerace KVET

Na rozdíl od CPP mají CHPP významné odběry páry, částečně vyčerpané v turbíně, pro průmyslové a domácí potřeby. (Obrázek 3). Komunální spotřebitelé získávají tepelnou energii ze síťových ohřívačů 18 (kotle) a síťová čerpadla 19 zajištění cirkulace chladicí kapaliny v tepelných sítích. Odsávání páry pro potřeby výroby se provádí ve vysokotlakém stupni 20 . Kondenzát ze síťových ohřívačů vstupuje do odvzdušňovače. Když je elektrické zatížení kogenerační jednotky nižší než kapacita spotřeby tepla, lze tepelnou energii potřebnou pro spotřebitele získat pomocí redukčně-chladící jednotky (RDU). 21 .

Obrázek 3Schéma technologického procesu na KVET: 1 - jednotky přívodu paliva; 2 - ventilátor; 3 - odsavače kouře; 4 - vyvíječ páry (kotel); 5 - turbína; 6 - generátor; 7 - komunikační transformátor; 8 -vlastní potřeby; 9 - spotřebiče napájené ze sítě generátorového napětí, 10 - kondenzátor; jedenáct - oběhová čerpadla; 12 - zdroj studené vody; 13 - vyhazovač; 14 - čerpadla kondenzátu; 15 - odvzdušňovač; 16 - jednotky chemického čištění vody; 17 - napájecí čerpadla; 18 - síťová topidla (kotle); 19 - síťová čerpadla; 20 -vysokotlaké stupně; 21 - redukčně-chladící jednotka (ROU); 22 - zařízení na odstraňování popela; 23- zařízení na odstraňování popela

Čím více páry je z turbíny odebíráno pro potřeby vytápění, tím méně tepelné energie se ztrácí s oběhovou vodou a tím vyšší je účinnost elektrárny. Je třeba poznamenat, že aby nedošlo k přehřátí ocasní části turbíny, musí jí ve všech režimech procházet určité množství páry. Kvůli nesouladu mezi kapacitami odběratelů tepla a elektřiny pracují kogenerační jednotky často v kondenzačním (smíšeném) režimu, což snižuje jejich účinnost.

Vlastnosti CHP jsou následující:

Jsou postaveny v blízkosti spotřebitelů tepelné energie;

Obvykle pracují na dováženém palivu;

Většina vyrobené elektřiny je předána spotřebitelům v blízkém okolí (na generátoru nebo zvýšeném napětí);

Práce podle částečně vynuceného harmonogramu výroby elektřiny (tj. harmonogram závisí na výrobě spotřeby tepla);

Nízká manévrovatelnost (stejná jako IES);

Mají relativně vysokou celkovou účinnost (s významnými odběry páry pro průmyslové a domácí potřeby η = 60÷70 %).

2.3 vodní elektrárny

Výkon vodní elektrárny závisí na průtoku vody turbínou a tlaku N. Tento výkon kW je určen výrazem

kde Q spotřeba vody, m 3 / s;

N hlava, m;

η Σ celková účinnost;

η С účinnost zařízení pro zásobování vodou;

η T Účinnost hydroturbiny;

η Г účinnost hydrogenerátoru;

Při nízkých tlacích se staví průtočné vodní elektrárny, při vysokých tlacích

budují se přehradní vodní elektrárny a v horských oblastech se budují převáděcí stanice.

Vlastnosti HPP jsou následující:

Staví se tam, kde jsou vodní zdroje a podmínky pro výstavbu, které se většinou neshodují s umístěním elektrické zátěže;

Většina vyrobené elektřiny se posílá do elektrických sítí vysokého napětí;

Pracujte podle volného rozvrhu (pokud existují nádrže);

Vysoce ovladatelný (otočení a zatížení trvá 35 minut);

Mít vysokou účinnost(η ≈ 85 %).

Jak je vidět, vodní elektrárny mají oproti tepelným elektrárnám řadu výhod z hlediska provozních parametrů. V současné době se však staví tepelné a jaderné elektrárny, určující je zde velikost kapitálových investic a doba výstavby elektráren.

Schéma vodní elektrárny je znázorněno na obrázku

Obrázek 4HPP schéma

2.4 Jaderné elektrárny (JE)

Jaderné elektrárny jsou tepelné elektrárny, které využívají energii jaderné reakce. Jako jaderné palivo se obvykle používá izotop uranu U-235, jehož obsah v přírodním uranu je 0,714 %. Převážná část izotopu uranu U-238 (99,28 % celkové hmotnosti) se při zachycení neutronů přemění na sekundární palivoplutonium.

Pu-239. Štěpná reakce probíhá v jaderném reaktoru. Jaderné palivo se obvykle používá v pevné formě. Je uzavřena v ochranném obalu. Takové palivové články se nazývají palivové tyče. Jsou instalovány v pracovních kanálech aktivní zóny reaktoru. Tepelná energie uvolněná při štěpné reakci je z AZ odváděna pomocí chladiva, které je pod tlakem čerpáno každým pracovním kanálem nebo celým AZ.

Obrázek 5Schéma jaderných elektráren:a) - jednookruhový; b) - dvouokruhový; c) tříokruhový. 1 - reaktor; 2 - turbína; 3 - kondenzátor; 4 a 6 - napájecí čerpadla; 5 a 8 - tepelné výměníky aktivních okruhů; 7 - napájecí čerpadla aktivních okruhů; 9 - kompenzátory objemu nosičů tepla aktivních okruhů

Obrázek 5 (a, b, c) ukazuje technologická schémata JE.

Vysokovýkonný kanálový reaktor RBMK, na tepelných neutronech, voda-grafit.

Vodní energetický reaktor VVER, na tepelných neutronech, typ nádoby.

BNrychlý neutronový reaktor s chladivem tekutého kovu sodíku.

Vlastnosti jaderné elektrárny jsou následující:

Může být postaven v jakékoli geografické poloze, včetně těžko dostupných;

Podle svého režimu jsou autonomní na řadě vnějších faktorů;

Vyžaduje malé množství paliva;

Mohou pracovat podle rozvrhu volné zátěže (s výjimkou jaderných tepelných elektráren);

Citlivé na proměnný režim, zejména jaderné elektrárny s rychlými neutronovými reaktory; z tohoto důvodu a také s přihlédnutím k požadavkům na efektivitu provozu je základní část zatěžovacího plánu elektrizační soustavy vyčleněna pro jaderné elektrárny;

Slabě znečišťují atmosféru; emise radioaktivních plynů a aerosolů jsou nevýznamné a nepřekračují hodnoty povolené hygienickými normami. V tomto ohledu jsou jaderné elektrárny čistší než tepelné elektrárny.

2.5 Elektrárny s plynovou turbínou (GTPP)

Schéma elektrárny s plynovou turbínou je na obrázku 6.

Obrázek 6 Schéma GTPP

Palivo (plyn, motorová nafta, topný olej) se přivádí do spalovací komory 1 tam s kompresorem- 3 je vháněn stlačený vzduch. Hořlavé produkty spalování předávají svou energii plynové turbíně 2 , který roztáčí kompresor a generátor Startování agregátu se provádí zrychlujícím motorem 5 a trvá 1-3 minuty, v souvislosti s nimiž jsou elektrárny s plynovou turbínou považovány za vysoce ovladatelné a vhodné pro pokrytí špičkových zatížení v energetických systémech. Vyrobená elektřina je dodávána do sítě z komunikačního transformátoru 6.

Pro zlepšení účinnosti plynových turbín byly vyvinuty paroplynové elektrárny (CCGT). V nich se palivo spaluje v topeništi parogenerátoru, pára z něj je posílána do parní turbíny. Produkty spalování z parogenerátoru jsou po ochlazení na požadovanou teplotu odváděny do plynové turbíny. CCGT mají tedy dva elektrické generátory poháněné: jeden plynovou turbínou a druhý parní turbínou. Výkon plynové turbíny je asi 20 % páry. Schéma CCGT je znázorněno na obrázku 7.

Obrázek 7 Schéma CCGT

2.6 Hydroskladovací stanice (PSPP)

Účelem přečerpávacích elektráren je vyrovnání denních rozvrhů zatížení elektrizační soustavy a zvýšení účinnosti JE a JE. V hodinách minimálního zatížení pracují systémy bloku PSP v čerpacím režimu, přečerpávají vodu z dolní nádrže do horní a tím zvyšují zatížení JE a JE; v hodinách maximálního zatížení systému pracují v turbínovém režimu, čerpají vodu z horní nádrže a tím vykládají tepelné elektrárny a jaderné elektrárny. Bloky přečerpávacích elektráren jsou vysoce ovladatelné a lze je rychle převést z režimu turbíny do režimu přečerpávání a v případě potřeby do režimu synchronních kompenzátorů. Účinnost přečerpávacích elektráren je 70-75%, vyžadují malý personál údržby a lze je postavit tam, kde je možné vytvořit přetlakovou nádrž. Schéma HPSP je znázorněno na obrázku 8.

Obrázek 8 Schéma PSP

Kromě uvažovaných typů elektráren existují elektrárny malého výkonu, které vyrábějí elektrickou energii netradičními způsoby. Patří sem: větrné elektrárny, solární elektrárny (parní kotel, křemíkové solární články), geotermální elektrárny, přílivové elektrárny.

3 Vlastní potřeby (s.n.) tepelných elektráren

Odběratelé elektrické energie stanic jsou z hlediska spolehlivosti napájení zařazeni mezi spotřebiče 1. kategorie a vyžadují napájení ze dvou nezávislých zdrojů. Spotřebitelé s.s. tepelné elektrárny 1. kategorie se dělí na odpovědné a nezodpovědné.

Odpovědné jsou ty mechanismy s.n., jejichž krátkodobé zastavení vede k nouzovému odstavení nebo vyložení hlavních bloků stanice. Krátkodobé výpadky proudu pro nezodpovědné spotřebitele s.n. nevede k okamžitému nouzovému odstavení hlavního zařízení. Aby však nedošlo k narušení technologického cyklu výroby elektřiny, musí být jejich dodávka elektřiny po krátké době obnovena.

Obrázek 9 Schéma dopravy paliva v tepelné elektrárně

3.1 Přeprava paliva

Z místa výroby je tuhé palivo do elektrárny dopravováno po železnici (obrázek 9) ve speciálních samovykládacích vozech(1). Automobil vjíždí do uzavřeného vykládacího zařízení(2) s automobilovým sklápěčem, kde se palivo sype do přijímací násypky umístěné pod automobilovým sklápěčem, odkud vstupuje na pásový dopravník(3). V zimě jsou do rozmrazovacího zařízení předběžně přikládány vagony se zmrzlým uhlím(4). Uhlí se dopravuje dopravníkem do uhelného skladu)(5), který je obsluhován mostovým drapákovým jeřábem(6). Nebo přes drtič(7) v zásobnících na surové uhlí(8), instalované před přední částí kotlových jednotek. Tyto bunkry lze zásobovat i uhlím ze skladu(5). Pro zohlednění spotřeby paliva vstupujícího do kotelny elektrárny jsou na dráze paliva do bunkrů kotelny instalovány váhy pro vážení tohoto paliva. Ze zásobníků surového uhlí(8) palivo vstupuje do systému rozmělňování: podavače surového uhlí(9), a pak do uhelných mlýnů(10) , z nichž je uhelný prach pneumaticky dopravován přes mlýnský separátor(11) do prachového cyklonu(12) a prachové šneky (13) a poté do zásobníku na prach(14), odkud podavače prachu(15) k hořákům kotle(16). Veškerou pneumatickou dopravu prachu z mlýna do pece zajišťuje ventilátor mlýna(17). Vzduch potřebný pro spalování paliva je nasáván ventilátorem(18) a přivádí se do ohřívače vzduchu(19), odkud se po zahřátí částečně vstřikuje do mlýna(10) pro sušení a dopravu paliva do topeniště kotelní jednotky (primární vzduch) a přímo do hořáků na práškové uhlí (sekundární vzduch).

3.2 Výroba páry, tepla a elektřiny

Páru v kogenerační jednotce vyrábí parní generátor (kotel). Normální provoz kotle zajišťují různé typy agregátů, pracovních strojů, které jsou poháněny elektromotory různých druhů proudu, napětí a výkonu. Schéma získávání páry, tepla a elektrické energie je na obrázku 10.

Obrázek 10Schéma získávání páry, tepla a elektřiny. energie: 2 - foukací ventilátory; 3 - komín; 5 - turbína; 6 - generátor; 7 - komunikační transformátor; 8 - potraviny spotřebitelů vlastní potřeby; 9 -spotřebiče napájené napětím generátoru; 10 - kondenzátor; jedenáct - oběhová čerpadla přivádějící studenou vodu do kondenzátoru pro chlazení odpadní páry; 12 - zdroj studené vody; 14 - čerpadla kondenzátu dodávající vodu do odvzdušňovače; 16 - čerpadla, která zásobují kotel chemicky upravenou vodou; 17 - napájecí čerpadla dodávající připravenou vodu do kotle; 18 - kotel topné sítě; 19 - síťová čerpadla dodávající teplou vodu do topné sítě; 20 - výběr páry pro potřeby výroby; 21 - redukčně-chladící zařízení; 22 - gaffová čerpadla pro zařízení na odstraňování hydropopelu; 23 - motory jednotek na odstraňování strusky; 24 - olejová čerpadla zajišťující mazání rotujících částí turbíny a generátoru; 25 - podavače prachu

Kromě toho existuje velké množství elektromotorů zařízení bez jádra, které zajišťují provoz automatizace, otevírání a zavírání ventilů a ventilů, větrání místností atd.

Energeticky nejnáročnější jsou tepelné elektrárny, zejména KVET. Vlastní potřeby KVET spotřebují 12-14 % elektřiny vyrobené stanicí a s.n. jsou spotřebitelé 1. a 2. kategorie z hlediska spolehlivosti napájení a spotřeba elektrické energie je větší než v kterémkoli odvětví.

3.3 Napájecí zdroje pro pomocné systémy elektráren

Hlavní zdroje energie s.n. jsou snižovací transformátory nebo reagovaná vedení připojená přímo k výstupům generátorů nebo k jejich rozvaděčům. Spouštěcí zdroje s.n. jsou také napojeny na společnou elektrickou síť, neboť bývají napojeny na rozvaděče stanic, nejbližší rozvodny, terciární vinutí komunikačních autotransformátorů. V poslední době byly v tepelných elektrárnách instalovány jednotky s plynovou turbínou pro napájení soustavy s.n. v nouzových podmínkách.

Na elektrárnách všech typů jsou navíc zajištěny zdroje energie nezávislé na elektrizační soustavě, které zajistí odstavení a dochlazování stanice bez poškození zařízení při ztrátě hlavních i záložních zdrojů s.n. Ve vodních elektrárnách a klasických tepelných elektrárnách k tomuto účelu stačí baterie. Výkonné JE a JE vyžadují instalaci dieselových generátorů odpovídajících výkonu technologického procesu.

Hlavními požadavky na systém S.N. je zajištění spolehlivosti a účinnosti provozu mechanismů S.N. první požadavek je nejdůležitější, jelikož narušení mechanismů s.n. znamená narušení složitého technologického cyklu výroby elektřiny, narušení provozu hlavního zařízení, někdy i závodu jako celku a rozvoj havárie v systémovou. Nyní je obecně přijímáno, že napájení s.n. tepelné elektrárny na organická a jaderná paliva a vodní elektrárny lze nejjednodušeji, spolehlivě a ekonomicky zajistit z generátorů stanic a energetického systému(Obrázek 11).

Obrázek 11 Obecné schéma napájení pro pomocné potřeby TPP: 1 - záložní elektrické vedení; 2 - spouštěcí transformátor s.n.; 3 - vysokonapěťový rozváděč stanice; 4 - blokový generátor-transformátor; 5 - pracovní transformátor s.n.; 6 - rozvaděč s.n.

Tento napájecí systém s.n. stanice všech typů v současnosti poskytují spolehlivost a efektivitu:

Široké použití asynchronních motorů s rotorem nakrátko v pomocném systému, jejich spouštění z plného napětí sítě bez jakýchkoliv ovládacích zařízení a odmítání ochrany minimálního napětí na kritických mechanismech;

Úspěšné samospouštění elektromotorů při obnovení napětí po odpojení zkratů v elektrizační soustavě a v síti SN;

Použití vysokorychlostních reléových ochran a spínačů na všech prvcích systému a připojení s.n.;

Široké zavádění zařízení pro automatizaci systémů (AChR, AVR, ARV generátory).

Všechny typy jaderných elektráren u nás jsou povinně zásobovány nouzovými zdroji energie v podobě dieselagregátů nebo plynových turbín. Jejich výkon je volen na základě pokrytí zátěže chladícího systému JE a bezpečnostních zařízení, ale nestačí k napájení s.n. mechanismů. v normálním režimu.

Seznam použitých zdrojů

1. Aleksandrov, K.K.Elektrické výkresy a schémata. [Text] / K.K. Aleksandrov, E.G. Kuzminová. M. : Energoatomizdat, 1990. 285 s.

2. GOST 2.10595. Mezistátní standard. ESKD. Obecné požadavky na textové dokumenty [Text]. Místo GOST 2.10579, GOST 2.90671; vstup. 19960701. Minsk: Mezhgos. rada pro normalizaci, metrologii a certifikaci; M. : Publishing House of Standards, 2002. 26 s.

3. GOST 2.10696 ESKD. Textové dokumenty [Text]. Místo GOST 2.10668, GOST 2.10868, GOST 2.11270; vstup. 19970701. M. : Izdvo standardy, 2004. 40 s.

4. GOST 7.322003. Bibliografický záznam. Bibliografický popis. Obecné požadavky a pravidla tvorby [Text]. Místo GOST 7.1-84, GOST 7.16-79, GOST 7.18-79, GOST 7.34-81, GOST 7.40-82; vstup. 20040701. M. : Nakladatelství standardů IPK, 2004. 84 s.

5. GOST 7.822001. Bibliografický záznam. Bibliografický popis elektronických zdrojů [Text]. vstup. 20020701. M. : Nakladatelství standardů IPK, 2001. 33 s.

6. GOST 7.832001. Elektronické publikace. Hlavní typy a výstupní informace [Text]. vstup. 20020701. M. : Nakladatelství standardů IPK, 2002. 16 s.

7. GOST 2.70184 ESKD . Obecné požadavky na textové dokumenty [Text] Místo GOST 2.701 86; vstup. 19850701. M. : Publishing House of Standards, 1985. 16 s.

8. GOST 2.70275 ESKD . Pravidla pro provádění elektrických obvodů [Text]. Vstupte. 19770701. M. : Publishing House of Standards, 1976. 23 s.

9. GOST 21.613 88. Systém projektové dokumentace pro výstavbu. Energetická zařízení. Pracovní výkresy [Text]. Úvod 880701. M. : Izdvo standardy, 1988. 16 s.

10. GOST 21.61488. Systém projektové dokumentace pro výstavbu. Obrázky podmíněného grafického elektrického zařízení a elektroinstalace na plánech [Text]. Úvod 19880701. M. : Izdvo standardy, 1988. 18 s.

11. GOST 2.10979 ESKD. Základní požadavky na výkresy [Text]. Místo GOST 2.10768, GOST 2.10968; vstup. 19740701. M. : Nakladatelství norem, 2001. 38 s.

12. GOST 2.710 81. Alfanumerická označení v elektrických obvodech. M. : Izdvo standardy, 1985. 13 s.

13. GOST 2.722 68. Podmíněná grafická označení ve schématech. Elektrické stroje [Text]. Úvod 01/01/87. M. : Ed v normách, 1988. 85 s.

14. GOST 2.747-68. Podmíněná grafická označení ve schématech. Velikosti konvenčních grafických symbolů [Text]. Úvod 01/01/71. M.: Nakladatelství norem. 13 str. (Změny v něm č. 1 ze dne 01.01.91)

15. GOST 2.30168. ESKD. [Text] formáty. M.: Izdvo standardy, 1981. 3 s.

16. GOST 2.30481 ESKD. Kreslicí fonty [Text]. M.: Izdvo standardy, 1982. 8 s.

17. GOST 2.72874 ESKD. Podmíněná grafická označení ve schématech. Rezistory. Kondenzátory [Text]. M.: Ed v normách, 1985. 9 s.

18. GOST 2.72174 ESKD. Podmíněná grafická označení ve schématech. Označení pro všeobecné použití. [Text]. M.: Ed v normách, 1986. 12 s.

19. GOST 2.70972 ESKD. Systém označení obvodů v elektrických obvodech. [Text]. M.: Ed v normách, 1987. 13 s.

20 .GOST 2.10468 ESKD. Hlavní nápisy [Text]. M. : Ed v normách, 1988. 5 s.

21.STP 1220098 Podnikový standard [Text]. Místo STP AltSTU 12 20096; . Barnaul. : Nakladatelství AltGTU, 1998. 30 s.

TPP je podnik na výrobu elektřiny a tepla. Při stavbě elektrárny se řídí tím, co je důležitější: umístěním zdroje paliva v blízkosti nebo umístěním zdroje spotřeby energie v blízkosti.

Umístění tepelných elektráren v závislosti na zdroji paliva.

Představme si to, řekněme, že máme velké ložisko uhlí. Pokud zde postavíme tepelnou elektrárnu, snížíme náklady na dopravu paliva. Vzhledem k tomu, že složka dopravy v ceně paliva je poměrně velká, má smysl stavět tepelné elektrárny v blízkosti těžebních míst. Co ale uděláme s vyrobenou elektřinou? No a pokud je v okolí kde prodat, je v okolí nedostatek elektřiny.

Co když ale nejsou potřeba nové elektrické kapacity? Vzniklou elektřinu pak budeme nuceni přenášet drátem na velké vzdálenosti. A aby se elektřina přenášela na velké vzdálenosti bez velkých ztrát, je nutné ji přenášet přes vysokonapěťové dráty. Pokud tomu tak není, bude nutné je vytáhnout. V budoucnu bude elektrická vedení vyžadovat údržbu. To vše bude také vyžadovat peníze.

Umístění tepelných elektráren v závislosti na spotřebiteli.

Většina nových tepelných elektráren u nás se nachází v těsné blízkosti spotřebitele.

To je způsobeno skutečností, že výhoda umístění tepelné elektrárny v těsné blízkosti zdroje paliva je pohlcena náklady na přepravu na velké vzdálenosti podél elektrického vedení. Navíc v tomto případě dochází k velkým ztrátám.

Při umístění elektrárny přímo ke spotřebiteli můžete vyhrát, i když postavíte tepelnou elektrárnu. Další podrobnosti si můžete přečíst. V tomto případě se výrazně snižují náklady na dodané teplo.

V případě umístění přímo u spotřebiče není potřeba budovat vedení vysokého napětí, postačí napětí 110 kV.

Ze všeho výše uvedeného můžeme usoudit. Pokud je zdroj paliva daleko, pak je v současné situaci lepší postavit tepelnou elektrárnu, nicméně vedle spotřebitele. Velký přínos je dosaženo, pokud jsou blízko zdroj paliva a zdroj spotřeby elektřiny.

Vážení návštěvníci! Nyní máte možnost vidět Rusko.

Proces přeměny tepelné energie na elektrickou se odráží ve zjednodušených (základních) nebo úplných tepelných schématech.

Schéma tepelné elektrárny ukazuje hlavní toky nosiče tepla spojené s hlavním a pomocným zařízením v procesech přeměny tepla spalovaného paliva na výrobu a dodávku elektřiny a tepla spotřebitelům. V praxi je tepelný okruh redukován na schéma parovodní cesty tepelné elektrárny (elektrárenské jednotky), jejíž prvky jsou obvykle prezentovány na podmíněných obrázcích.

Zjednodušené (základní) tepelné schéma tepelné elektrárny na uhlí je na obr. 3.1.

Uhlí se přivádí do palivového bunkru 1 , a z toho - do drtírny 2 kde se promění v prach. Uhelný prach vstupuje do pece parního generátoru (parního kotle) 3 , která má systém trubic, ve kterých cirkuluje chemicky čištěná voda, nazývaná živná voda. Voda v bojleru

Rýže. 3.1. Zjednodušené tepelné schéma parní turbíny

tepelná elektrárna na práškové uhlí a vzhled kola parní turbíny

se ohřívá, odpařuje a vzniklá sytá pára je v přehříváku přivedena na teplotu 400-650 °C a pod tlakem 3 ... 25 MPa vstupuje parním potrubím do parní turbíny 4 . Parametry přehřáté páry T 0 , P 0 (teplota a tlak na vstupu do turbíny) závisí na výkonu bloků. V IES se veškerá pára používá k výrobě elektřiny. V kogenerační jednotce je jedna část páry zcela využita v turbíně k výrobě elektřiny v generátoru 5 a pak jde do kondenzátoru 6 , a druhý, který má vysokou teplotu a tlak, se odebírá z mezistupně turbíny a slouží k zásobování teplem (přerušovaná čára na obr. 3.1). Čerpadlo kondenzátu 7 přes odvzdušňovač 8 a poté napájecí čerpadlo 9 přiváděny do generátoru páry. Množství odebrané páry závisí na potřebách podniků na tepelnou energii.

Úplné tepelné schéma (PTS) Od principu se liší tím, že plně zobrazuje zařízení, potrubí, uzavírací, regulační a ochranné ventily. Kompletní tepelné schéma energetického bloku se skládá ze schémat jednotlivých bloků včetně celozávodního celku (rezervní nádrže kondenzátu s přečerpávacími čerpadly, napájení topné sítě, ohřev surové vody atd.). Pomocná potrubí zahrnují potrubí obtokové, drenážní, drenážní, pomocné, sání směsi páry se vzduchem. Označení linek a armatur PTS jsou následující:

3.1.1.1. Tepelná schémata CES

Většina CPP u nás používá jako palivo uhelný prach. K výrobě 1 kWh elektřiny je potřeba několik set gramů uhlí. V parním kotli se více než 90 % energie uvolněné palivem přenáší na páru. V turbíně se kinetická energie parních paprsků přenáší na rotor (viz obr. 3.1). Hřídel turbíny je pevně spojena s hřídelí generátoru. Moderní parní turbíny pro tepelné elektrárny jsou vysokorychlostní (3000 ot./min) vysoce ekonomické stroje s dlouhou životností.

CPP vysokého výkonu na organické palivo se v současnosti staví především pro vysoké počáteční parametry páry a nízký konečný tlak (hluboké vakuum). To umožňuje snížit spotřebu tepla na jednotku vyrobené elektřiny, protože tím vyšší jsou výchozí parametry P 0 A T 0 před turbínou a pod konečným tlakem páry P k, tím vyšší je účinnost instalace. Proto je pára vstupující do turbíny uvedena do vysokých parametrů: teplota - až 650 ° C a tlak - až 25 MPa.

Obrázek 3.2 ukazuje typická zjednodušená tepelná schémata IES na fosilní paliva. Podle schématu na obrázku 3.2 A teplo je dodáváno do cyklu pouze tehdy, když je pára generována a zahřívána na zvolenou teplotu přehřátí t pruh; podle schématu na obrázku 3.2, b Spolu s přenosem tepla za těchto podmínek dochází k dodávání tepla páře po jejím působení ve vysokotlaké části turbíny.

První schéma se nazývá schéma bez přihřívání, druhé schéma s přihříváním páry.. Jak je známo z průběhu termodynamiky, tepelná účinnost druhého schématu při stejných počátečních a konečných parametrech a správné volbě parametrů dohřevu je vyšší.

Podle obou schémat pára z parního kotle 1 jde k turbíně 2 umístěný na stejné hřídeli s elektrickým generátorem 3 . Odpadní pára kondenzuje v kondenzátoru 4 chlazené technickou vodou cirkulující v trubkách. Turbínové čerpadlo na kondenzát 5 prostřednictvím regeneračních ohřívačů 6 přiváděn do odvzdušňovače 8 .

Odvzdušňovač slouží k odstranění v něm rozpuštěných plynů z vody; zároveň se v něm, stejně jako v regeneračních ohřívačích, ohřívá napájecí voda párou odebranou k tomuto účelu z odběru turbíny. Odvzdušnění vody se provádí, aby se obsah kyslíku a oxidu uhličitého v ní dostal na přijatelné hodnoty a tím se snížila rychlost koroze kovů ve vodních a parních cestách. Současně může v řadě tepelných schémat CPP chybět odvzdušňovač. V tomto tzv. neutrálně-kyslíkovém vodním režimu je do napájecí vody přiváděno určité množství kyslíku, peroxidu vodíku nebo vzduchu; odvzdušňovač v okruhu není potřeba.

R
je. 3.1. Typická tepelná schémata parní turbíny

kondenzační jednotky na organické palivo bez

ohřev párou ( A) a s meziproduktem

přehřívání ( b)

Odvzdušněná voda napájecím čerpadlem 9 přes ohřívače 10 přiváděny do kotelny. Topná pára kondenzát vznikající v ohřívačích 10 , kaskády do odvzdušňovače 8 a kondenzát topné páry ohřívačů 6 je dodáván drenážním čerpadlem 7 v potrubí, kterým proudí kondenzát z kondenzátoru 4 .

Popsaná tepelná schémata jsou do značné míry typická a nevýznamně se mění s nárůstem výkonu jednotky a počátečních parametrů páry.

Odvzdušňovač a napájecí čerpadlo rozdělují regenerační topný okruh na skupiny HPH (vysokotlaký ohřívač) a HDPE (nízkotlaký ohřívač). Skupinu HPH tvoří obvykle 2–3 ohřívače s kaskádovým odtokem až k odvzdušňovači. Odplyňovač je napájen párou stejné extrakce jako předřazený HPH. Takové schéma pro zapnutí odvzdušňovače pro páru je rozšířené. Protože je v odvzdušňovači udržován konstantní tlak páry a tlak v odběru klesá úměrně s poklesem průtoku páry do turbíny, vytváří takové schéma tlakovou rezervu pro odběr, který je realizován v předřazeném HPH. Skupinu HDPE tvoří 3–5 regeneračních a 2–3 pomocné ohřívače. V přítomnosti odpařovací jednotky (chladicí věže) je kondenzátor výparníku zapojen mezi LPH.

CPP, které vyrábějí pouze elektřinu, mají nízký faktor účinnosti (30–40 %), protože velké množství vyrobeného tepla se vypouští do atmosféry přes parní kondenzátory, chladicí věže a ztrácí se spalinami a chladicí vodou kondenzátoru.

Typy a typy elektráren. Technologické schéma tepelné elektrárny Nakreslete různá uspořádání tepelných elektráren

Jak bylo na záchodě na plachetnici

Koncepce inženýrského uspořádání a inženýrské přípravy území Inženýrské uspořádání území sídel

Udělej si sám otoman z dřevotřísky s víkem

Je nutné odříznout knír okurek a jejich význam

Jak vybrat pyžamo: podrobný průvodce, který vás zahalí do tepla a pohodlí

Čtyřnásobné hoblíky

Záleží na tom, které podlahy: na šroubové piloty nebo zatopené, s vrstvou izolace, suché nebo lité