MLÁDEŽ A ŠPORT UKRAJINY

YU.A. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNE

častob ja

Dnepropetrovsk NMetAU 2011

MINISTERSTVO ŠKOLSTVA A VEDY,

MLÁDEŽ A ŠPORT UKRAJINY

NÁRODNÁ METALURGICKÁ AKADÉMIA UKRAJINA

YU.A. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNE

častob ja

obr. 23. Bibliografia: 4 mená.

Zodpovedný za problém, Dr. Tech. vedy, prof.

Recenzent: , Dr. Tech. vedy, prof. (DNUZHT)

Cand. tech. vedy, docent (NMetAU)

Akadémia Ukrajiny, 2011

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

1 VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRŇACH………………...5

1.1 Definícia a klasifikácia elektrární……………………………….5

1.2 Technologická schéma tepelnej elektrárne………………………8

1.3 Technické a ekonomické ukazovatele tepelných elektrární……………………………….11

1.3.1 Energetické ukazovatele………………………………………….11

1.3.2 Ekonomické ukazovatele……………………………………………….13

1.3.3 Výkonnostné ukazovatele………………………………………...15

1.4 Požiadavky na tepelné elektrárne………………………………………………………………16

1.5 Vlastnosti priemyselných tepelných elektrární………………………16

2 KONŠTRUKCIA TEPELNÝCH DIAGRAMOV TPP………………………………………………………...17

2.1 Všeobecné pojmy o tepelných okruhoch………………………………………………………………17

2.2 Počiatočné parametre pary……………………………………………………….18

2.2.1 Počiatočný tlak pary……………………………………………….18

2.2.2 Počiatočná teplota pary………………………………………...20

2.3 Medziohrev pary………………………………………………..22

2.3.1 Energetická účinnosť medziprehrievania...24

2.3.2 Stredný tlak prehriatia………………………………26

2.3.3 Technická realizácia medziprehrievania……27

2.4 Konečné parametre pary………………………………………………………..29

2.5 Regeneračný ohrev napájacej vody………………………………...30

2.5.1 Energetická účinnosť regeneratívneho vykurovania..30

2.5.2 Technická realizácia regeneratívneho vykurovania.......34

2.5.3 Teplota regeneračného ohrevu napájacej vody..37

2.6 Konštrukcia tepelných diagramov tepelných elektrární na základe hlavných typov turbín……..39

2.6.1 Konštrukcia tepelného okruhu na báze turbíny „K“…………...39

2.6.2 Konštrukcia tepelného okruhu na báze turbíny „T“…………..41

LITERATÚRA………………………………………………………………………………………...44

ÚVOD

Disciplína „Tepelné elektrárne“ je z viacerých dôvodov mimoriadne dôležitá medzi disciplínami vyučovanými pre špecializáciu 8(7). - tepelná energetika.

Po prvé, z teoretického hľadiska disciplína kumuluje poznatky študentov nadobudnuté takmer vo všetkých hlavných predchádzajúcich odboroch: „Palivo a jeho spaľovanie“, „Kotolne“, „Preplňovače a tepelné motory“, „Zdroje zásobovania teplom pre priemyselné podniky“, „Čistenie plynu“ a iné.

Po druhé, z praktického hľadiska sú tepelné elektrárne (TPP) komplexným energetickým podnikom, ktorý zahŕňa všetky hlavné prvky energetického hospodárstva: systém prípravy paliva, kotolňu, turbínu, systém premeny a zásobovania. tepelnej energie pre externých spotrebiteľov, recyklačné a neutralizačné systémy škodlivé emisie.

Po tretie, z priemyselného hľadiska sú tepelné elektrárne dominantnými podnikmi vyrábajúcimi energiu v domácom a zahraničnom energetickom sektore. Tepelné elektrárne tvoria asi 70 % inštalovaného výkonu výroby elektriny na Ukrajine a pri zohľadnení jadrových elektrární, kde sú implementované aj technológie parných turbín, je inštalovaný výkon približne 90 %.

Tieto poznámky k prednáške boli vypracované v súlade s pracovným programom a učebným plánom pre špecializáciu 8(7). - tepelná energetika a obsahuje ako hlavné témy: všeobecné informácie o tepelných elektrárňach, princípy konštrukcie tepelných okruhov elektrární, výber zariadení a výpočty tepelných okruhov, usporiadanie zariadení a prevádzku tepelných elektrární.

Disciplína „Tepelné elektrárne“ pomáha systematizovať vedomosti študentov, rozširovať ich odborné obzory a je využiteľná pri výučbe v mnohých iných odboroch, ako aj pri príprave diplomových prác pre odborníkov a diplomových prác pre magisterov.

1 VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRNIACH

1.1 Definícia a klasifikácia elektrární

Elektráreň– energetický podnik určený na premenu rôznych druhov palív a energetických zdrojov na elektrinu.

Hlavné možnosti klasifikácie elektrární:

I. V závislosti od typu premenených zdrojov paliva a energie:

1) tepelné elektrárne (TPP), v ktorých sa elektrina vyrába premenou uhľovodíkových palív (uhlie, zemný plyn, vykurovací olej, spáliteľné OZE a iné);

2) jadrové elektrárne (JE), v ktorých sa elektrina vyrába premenou atómovej energie z jadrového paliva;

3) vodné elektrárne (VE), v ktorých sa elektrina vyrába premenou mechanickej energie toku prírodného zdroja vody, predovšetkým riek.

Táto možnosť klasifikácie môže zahŕňať aj elektrárne využívajúce netradičné a obnoviteľné zdroje energie:

· solárne elektrárne;

· geotermálne elektrárne;

· veterné elektrárne;

· prílivové elektrárne a iné.

II. Pre túto disciplínu je zaujímavá hlbšia klasifikácia tepelných elektrární, ktoré sa v závislosti od typu tepelných motorov delia na:

1) elektrárne s parnými turbínami (STP);

2) elektrárne s plynovou turbínou (GTU);

3) elektrárne s kombinovaným cyklom (CGE);

4) elektrárne využívajúce spaľovacie motory (ICE).

Medzi týmito elektrárňami dominujú elektrárne s parnými turbínami, ktoré tvoria viac ako 95 % celkového inštalovaného výkonu tepelných elektrární.

III. V závislosti od typu energie dodávanej externým spotrebiteľom sa elektrárne s parnými turbínami delia na:

1) kondenzačné elektrárne (CPS), ktoré dodávajú výlučne elektrinu externým spotrebiteľom;

2) teplárne a elektrárne (KVET), ktoré dodávajú tepelnú aj elektrickú energiu externým spotrebiteľom.

IV. V závislosti od účelu a rezortnej podriadenosti sa elektrárne delia na:

1) okresné elektrárne, ktoré sú určené na poskytovanie elektriny všetkým spotrebiteľom v regióne;

2) priemyselné elektrárne, ktoré sú súčasťou priemyselných podnikov a sú určené na poskytovanie elektriny predovšetkým spotrebiteľom podnikov.

V. V závislosti od dĺžky využívania inštalovaného výkonu počas roka sa elektrárne delia na:

1) základná (B): 6000÷7500 hodín/rok, t.j. viac ako 70 % trvania roka;

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

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

4) špička (P): do 2000 hodín/rok, do 20 % roka.

Túto možnosť klasifikácie možno ilustrovať na príklade grafu trvania elektrických záťaží:

Obrázok 1.1 – Graf trvania elektrických záťaží

VI. V závislosti od tlaku pary vstupujúcej do turbín sa tepelné elektrárne s parnou turbínou delia na:

1) nízky tlak: do 4 MPa;

2) stredný tlak: do 9 – 13 MPa;

3) vysoký tlak: do 25 – 30 MPa, vrátane:

● podkritický tlak: do 18 – 20 MPa

● kritický a nadkritický tlak: nad 22 MPa

VII. V závislosti od výkonu sa elektrárne s parnými turbínami delia na:

1) nízkoenergetické elektrárne: celkový inštalovaný výkon do 100 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov do 25 MW;

2) stredný výkon: celkový inštalovaný výkon do 1000 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov do 200 MW;

3) vysoký výkon: celkový inštalovaný výkon nad 1000 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov nad 200 MW.

VIII. V závislosti od spôsobu pripojenia parogenerátorov k turbogenerátorom sa tepelné elektrárne delia na:

1) centralizované (neblokové) tepelné elektrárne, v ktorých para zo všetkých kotlov vstupuje do jedného centrálneho parovodu a následne je distribuovaná medzi turbínové generátory (pozri obr. 1.2);

1 – vyvíjač pary; 2 – parná turbína; 3 - centrálna (hlavná) parná linka; 4 – kondenzátor parnej turbíny; 5 – elektrický generátor; 6 – transformátor.

Obrázok 1.2 - Schéma centralizovanej (neblokovej) tepelnej elektrárne

2) blokové tepelné elektrárne, v ktorých je každý z inštalovaných parogenerátorov napojený na veľmi špecifický turbogenerátor (pozri obr. 1.3).

1 – vyvíjač pary; 2 – parná turbína; 3 – medziprehrievač; 4 – kondenzátor parnej turbíny; 5 – elektrický generátor; 6 – transformátor.

Obrázok 1.3 - Schéma blokovej tepelnej elektrárne

Blokové riešenie tepelných elektrární si na rozdiel od neblokového riešenia vyžaduje menšie kapitálové náklady, je jednoduchšie na obsluhu a vytvára podmienky pre plnú automatizáciu inštalácie parnej turbíny elektrárne. V blokovej schéme sa znižuje počet potrubí a objemy výroby stanice na umiestnenie zariadení. Pri použití medziprehrievania pary je použitie blokových schém povinné, pretože inak nie je možné regulovať prietok pary uvoľňovanej z turbíny na prehrievanie.

1.2 Technologická schéma tepelnej elektrárne

Technologická schéma znázorňuje hlavné časti elektrárne, ich vzájomné prepojenie a podľa toho znázorňuje postupnosť technologických operácií od okamihu dodania paliva na stanicu až po dodávku elektriny spotrebiteľovi.

Ako príklad je na obrázku 1.4 znázornená technologická schéma elektrárne s parnou turbínou na práškové uhlie. Tento typ tepelnej elektrárne prevláda medzi existujúcimi základnými tepelnými elektrárňami na Ukrajine a v zahraničí.

Slnko – spotreba paliva na stanici; Dp. g) – produktivita parného generátora; Ds. n. – podmienená spotreba pary pre vlastnú potrebu stanice; Dt – spotreba pary na turbínu; Evir – množstvo vyrobenej elektriny; Esn - spotreba elektriny pre vlastnú potrebu stanice; Eotp je množstvo elektriny dodanej externým spotrebiteľom.

Obrázok 1.4 – Príklad technologickej schémy elektrárne na práškové uhlie s parnou turbínou

Technologická schéma tepelnej elektrárne je zvyčajne rozdelená na tri časti, ktoré sú na obrázku 1.4 označené bodkovanými čiarami:

ja … Cesta palivo-plyn-vzduch, ktorá zahŕňa:

1 – palivové zariadenia (vykladacie zariadenie, sklad surového uhlia, drviarne, zásobníky drveného uhlia, žeriavy, dopravníky);

2 – systém prípravy prachu (mlyny na uhlie, jemné ventilátory, nádoby na uhoľný prach, podávače);

3 – ventilátor na prívod vzduchu na spaľovanie paliva;

4 - parný generátor;

5 - čistenie plynu;

6 – odsávač dymu;

7 – komín;

8 – troskové čerpadlo na dopravu hydropopolu a troskovej zmesi;

9 – dodávka hydropopolu a trosky na likvidáciu.

Vo všeobecnosti cesta palivo-plyn-vzduch zahŕňa : palivové zariadenia, systém prípravy prachu, ťahacie prostriedky, dymovody kotla a systém odstraňovania popola a trosky.

II … Cesta pary a vody, ktorá zahŕňa:

10 - parná turbína;

11 – kondenzátor parnej turbíny;

12 – obehové čerpadlo systému zásobovania obehovou vodou na chladenie kondenzátora;

13 – chladiace zariadenie obehového systému;

14 – dodávka dodatočnej vody na kompenzáciu strát vody v obehovom systéme;

15 – dodávka surovej vody na prípravu chemicky čistenej vody, kompenzujúca stratu kondenzátu na stanici;

16 – chemická úprava vody;

17 – čerpadlo na chemickú úpravu vody dodávajúce dodatočnú chemicky upravenú vodu do prúdu kondenzátu výfukovej pary;

18 - čerpadlo na kondenzát;

19 – regeneračný nízkotlakový ohrievač napájacej vody;

20 – odvzdušňovač;

21 - napájacie čerpadlo;

22 – regeneračný vysokotlakový ohrievač napájacej vody;

23 – odvodňovacie čerpadlá na odvádzanie kondenzátu vykurovacej pary z výmenníka tepla;

24 – regeneračné odsávanie pary;

25 – stredný prehrievač.

Vo všeobecnosti cesta pary a vody zahŕňa: parovodná časť kotla, turbína, kondenzačná jednotka, systémy na prípravu chladiacej cirkulačnej vody a prídavnej chemicky čistenej vody, systém regeneračného ohrevu napájacej vody a odvzdušňovania napájacej vody.

III … Elektrická časť, ktorá obsahuje:

26 - elektrický generátor;

27 – zvyšovací transformátor elektriny dodávanej externým spotrebiteľom;

28 – autobusy otvoreného rozvádzača elektrárne;

29 – transformátor elektriny pre vlastnú potrebu elektrárne;

30 – prípojnice rozvodného zariadenia pre pomocnú el.

Elektrická časť teda zahŕňa: elektrický generátor, transformátory a rozvádzače.

1.3 Technické a ekonomické ukazovatele tepelných elektrární

Technické a ekonomické ukazovatele tepelných elektrární sú rozdelené do 3 skupín: energetické, ekonomické a prevádzkové, ktoré, resp. sú určené na posúdenie technickej úrovne, efektívnosti a kvality prevádzky stanice.

1.3.1 Energetická hospodárnosť

Medzi hlavné energetické ukazovatele tepelných elektrární patria: efektívnosť elektrárne (), merná spotreba tepla (), merná spotreba paliva na výrobu elektriny ().

Tieto ukazovatele sa nazývajú ukazovatele tepelnej účinnosti zariadenia.

Na základe výsledkov skutočnej prevádzky elektrárne účinnosť je určená vzťahmi:

; (1.1)

; (1.2)

Pri projektovaní elektrárne a analýze jej prevádzky, účinnosti. určené produktmi s prihliadnutím na účinnosť. jednotlivé prvky stanice:

kde ηcat, ηturb – účinnosť. predajne kotlov a turbín;

ηt. p. – k.p.d. tepelný tok, ktorý zohľadňuje tepelné straty chladivami vo vnútri stanice v dôsledku prenosu tepla do životné prostredie cez steny potrubia a úniky chladiacej kvapaliny, ηt. n = 0,98...0,99 (priemer 0,985);

esn je podiel elektriny vynaloženej na vlastnú potrebu elektrárne (elektrický pohon v systéme prípravy paliva, pohon ťažného zariadenia kotolne, pohon čerpadla a pod.), esn = Esn/Evir = 0,05...0,10 (porov. 0,075);

qсн – podiel spotreby tepla pre vlastnú potrebu (chemická úprava vody, odvzdušňovanie napájacej vody, prevádzka parných ejektorov zabezpečujúcich vákuum v kondenzátore a pod.), qсн = 0,01...0,02 (porovnaj 0,015).

K.p.d. kotolňa môže byť reprezentovaná ako účinnosť parný generátor: ηcat = ηp. g = 0,88…0,96 (priemer 0,92)

K.p.d. turbína môže byť reprezentovaná ako absolútna elektrická účinnosť. turbogenerátor:

ηturb = ηt. g. = ηt · ηoi · ηм, (1,5)

kde ηt je tepelná účinnosť. cyklus zariadenia s parnou turbínou (pomer použitého tepla k dodanému teplu), ηt = 0,42...0,46 (porovnaj 0,44);

ηoi – vnútorná relatívna účinnosť. turbíny (zohľadňuje straty vo vnútri turbíny v dôsledku trenia pary, priečnych prúdov, vetrania), ηoi = 0,76...0,92 (porovnaj 0,84);

ηm – elektromechanická účinnosť, ktorá zohľadňuje straty pri prenose mechanickej energie z turbíny do generátora a straty v samotnom elektrickom generátore, ηen = 0,98...0,99 (porovnaj 0,985).

Berúc do úvahy súčin (1.5), výraz (1.4) pre účinnosť čistá elektráreň má tvar:

ηsnetto = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – есн)·(1 – qсн); (1,6)

a po dosadení priemerných hodnôt to bude:

ηsnetto = 0,92·0,44·0,84·0,985·0,985·(1 – 0,075)·(1 – 0,015) = 0,3;

Všeobecne platí, že pre elektráreň je účinnosť net sa pohybuje v rozsahu: ηsnet = 0,28…0,38.

Merná spotreba tepla na výrobu elektriny je určená pomerom:

, (1.7)

kde Qpalivo je teplo získané spaľovaním paliva .

; (1.8)

kde pH je štandardný pomer efektívnosti investície, rok-1.

Inverzná hodnota pH udáva dobu návratnosti kapitálových investícií, napríklad pri pH = 0,12 rok-1 bude doba návratnosti:

Uvedené náklady slúžia na výber najekonomickejšieho variantu výstavby novej alebo rekonštrukcie existujúcej elektrárne.

1.3.3 Výkon

Prevádzkové ukazovatele hodnotia kvalitu prevádzky elektrárne a konkrétne zahŕňajú:

1) personálny koeficient (počet obslužného personálu na 1 MW inštalovaného výkonu stanice), W (os./MW);

2) faktor využitia inštalovaného výkonu elektrárne (pomer skutočnej výroby elektriny k maximálnej možnej výrobe)

; (1.16)

3) počet hodín využívania inštalovanej kapacity

4) miera dostupnosti vybavenia a miera technického využitia vybavenia

; (1.18)

Faktory dostupnosti zariadení pre kotolne a turbíny sú: Kgotkot = 0,96...0,97, Kgotturb = 0,97...0,98.

Miera využitia zariadení pre tepelné elektrárne je: KispTPP = 0,85…0,90.

1.4 Požiadavky na tepelné elektrárne

Požiadavky na tepelné elektrárne sú rozdelené do 2 skupín: technické a ekonomické.

Technické požiadavky zahŕňajú:

· spoľahlivosť (neprerušené napájanie v súlade s požiadavkami spotrebiteľa a harmonogramom expedície elektrických záťaží);

· manévrovateľnosť (schopnosť rýchlo zvýšiť alebo odstrániť náklad, ako aj spúšťať alebo zastavovať jednotky);

· tepelná účinnosť (maximálna účinnosť a minimálna merná spotreba paliva pri rôznych prevádzkových režimoch zariadenia);

· šetrnosť k životnému prostrediu (minimálne škodlivé emisie do životného prostredia a neprekračovanie prípustných emisií pri rôznych prevádzkových režimoch zariadenia).

Ekonomické požiadavky sú znížené na minimálne náklady na elektrickú energiu pri dodržaní všetkých technických požiadaviek.

1.5 Vlastnosti priemyselných tepelných elektrární

Medzi hlavné vlastnosti priemyselných tepelných elektrární patria:

1) obojsmerná komunikácia elektrárne s hlavnými technologickými dielňami (elektráreň zabezpečuje elektrickú záťaž technologických dielní a podľa potreby mení dodávku elektriny a dielne sú v niektorých prípadoch zdrojom tepelné a spáliteľné obnoviteľné zdroje energie, ktoré sa využívajú v elektrárňach);

2) zhoda mnohých systémov elektrární a technologických dielní podniku (zásobovanie palivom, zásobovanie vodou, dopravné zariadenia, opravárenská základňa, čo znižuje náklady na výstavbu zariadení);

3) prítomnosť v priemyselných elektrárňach okrem turbogenerátorov aj turbokompresorov a turbodúchadiel na dodávanie procesných plynov do dielní podniku;

4) prevaha zariadení na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (CHP) medzi priemyselnými elektrárňami;

5) relatívne malá kapacita priemyselných tepelných elektrární:

70…80 %, ≤ 100 MW.

Priemyselné tepelné elektrárne zabezpečujú 15...20 % z celkovej výroby elektriny.

2 KONŠTRUKCIA TEPELNÝCH DIAGRAMOV TPP

2.1 Všeobecné pojmy o tepelných okruhoch

Tepelné diagramy sa týkajú parovo-vodných ciest elektrární a ukazujú :

1) vzájomná poloha hlavného a pomocného zariadenia stanice;

2) technologické pripojenie zariadení cez potrubia chladiva.

Tepelné okruhy možno rozdeliť do 2 typov:

1) základné;

2) rozšírené.

Schematické diagramy znázorňujú zariadenia v rozsahu potrebnom na výpočet tepelného okruhu a analýzu výsledkov výpočtu.

Na základe schémy zapojenia sa riešia tieto úlohy:

1) určiť náklady a parametre chladív v rôznych prvkoch okruhu;

2) vybrať zariadenie;

3) vyvinúť podrobné tepelné obvody.

Rozšírené tepelné okruhy zahŕňajú všetky staničné zariadenia vrátane záložných zariadení, všetky staničné potrubia s uzatváracími a regulačnými ventilmi.

Na základe vyvinutých schém sa riešia tieto úlohy:

1) vzájomné umiestnenie zariadení pri projektovaní elektrární;

2) vykonávanie pracovných výkresov počas projektovania;

3) prevádzka staníc.

Konštrukcii tepelných diagramov predchádza riešenie nasledujúcich problémov:

1) výber typu stanice, ktorý sa vykonáva na základe typu a množstva predpokladanej energetickej záťaže, t.j. CPP alebo CHP;

2) určiť elektrický a tepelný výkon stanice ako celku a výkon jej jednotlivých blokov (jednotiek);

3) vyberte počiatočné a konečné parametre pary;

4) určiť potrebu stredného prehriatia pary;

5) vybrať typy parných generátorov a turbín;

6) vypracovať schému regeneratívneho ohrevu napájacej vody;

7) zostaviť hlavné technické riešenia tepelnej schémy (výkon bloku, parametre pary, typ turbíny) s množstvom pomocných otázok: príprava dodatočnej chemicky čistenej vody, odvzdušnenie vody, recyklácia odpadovej vody z parogenerátora, pohon napájacie čerpadlá a iné.

Vývoj tepelných okruhov ovplyvňujú najmä 3 faktory:

1) hodnota počiatočných a konečných parametrov pary v zariadení parnej turbíny;

2) medziprehrievanie pary;

3) regeneračný ohrev napájacej vody.

2.2 Počiatočné parametre pary

Počiatočné parametre pary sú tlak (P1) a teplota (t1) pary pred uzatváracím ventilom turbíny.

2.2.1 Počiatočný tlak pary

Počiatočný tlak pary ovplyvňuje účinnosť. elektrárňach a v prvom rade prostredníctvom tepelnej účinnosti. cyklu zariadenia parnej turbíny, ktorý pri určovaní účinnosti elektráreň má minimálnu hodnotu (ηt = 0,42…0,46):

Na určenie tepelnej účinnosti môže byť použité je– diagram vodnej pary (pozri obr. 2.1):

(2.2)

kde Hore je adiabatická tepelná strata pary (pre ideálny cyklus);

qdodávka je množstvo tepla dodaného do cyklu;

i1, i2 – entalpia pary pred a za turbínou;

i2" – entalpia kondenzátu pary odsávanej v turbíne (i2" = cpt2).

Obrázok 2.1 – Smerom k stanoveniu tepelnej účinnosti.

Výsledky výpočtu podľa vzorca (2.2) poskytujú tieto hodnoty účinnosti:

ηt, zlomky jednotiek

Tu sú 3,4...23,5 MPa štandardné tlaky pary prijaté pre elektrárne s parnými turbínami v energetickom sektore Ukrajiny.

Z výsledkov výpočtu vyplýva, že s nárastom počiatočného tlaku pary sa zvyšuje aj hodnota účinnosti. zvyšuje. Spolu s tým Zvýšenie tlaku má niekoľko negatívnych dôsledkov:

1) so zvyšujúcim sa tlakom sa objem pary znižuje, prietoková plocha prietokovej časti turbíny a dĺžka lopatiek sa zmenšujú a následne sa zvyšuje prietok pary, čo vedie k zníženiu vnútornej relatívnej účinnosti . turbíny (ηоі);

2) zvýšenie tlaku vedie k zvýšeniu strát pary cez koncové tesnenia turbíny;

3) spotreba kovu na zariadenie a náklady na zariadenie s parnou turbínou sa zvyšujú.

Aby sa eliminoval negatívny vplyv Spolu so zvýšením tlaku by sa mal zvýšiť výkon turbíny, čo zaisťuje :

1) zvýšenie prietoku pary (vylučuje zmenšenie prietokovej plochy v turbíne a dĺžky lopatiek);

2) znižuje relatívny únik pary cez mechanické upchávky;

3) zvýšenie tlaku spolu so zvýšením výkonu umožňuje, aby boli potrubia kompaktnejšie a znížili spotrebu kovu.

Optimálny pomer medzi počiatočným tlakom pary a výkonom turbíny získaný na základe analýzy prevádzky existujúcich elektrární v zahraničí je znázornený na obrázku 2.2 (optimálny pomer je vyznačený tieňovaním).

Obrázok 2.2 – Vzťah medzi výkonom turbogenerátora (N) a počiatočným tlakom pary (P1).

2.2.2 Počiatočná teplota pary

So zvyšujúcim sa počiatočným tlakom pary sa zvyšuje vlhkosť pary na výstupe z turbíny, čo je znázornené grafmi na iS diagrame (pozri obr. 2.3).

Р1 > Р1" > Р1"" (t1 = const, P2 = const)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Obrázok 2.3 – Charakter zmeny konečného obsahu vlhkosti pary so zvýšením počiatočného tlaku pary.

Prítomnosť parnej vlhkosti zvyšuje straty trením a znižuje vnútornú relatívnu účinnosť. a spôsobuje kvapôčkovú eróziu lopatiek a iných prvkov dráhy prúdenia turbíny, čo vedie k ich zničeniu.

Maximálna povolená vlhkosť pary (y2add) závisí od dĺžky lopatiek (ll); Napríklad:

ll ≤ 750…1000 mm y2add ≤ 8…10 %

ll ≤ 600 mm y2add ≤ 13 %

Na zníženie vlhkosti pary by sa mala zvýšiť teplota spolu so zvýšením tlaku pary, čo je znázornené na obrázku 2.4.

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

x2 > x2" > x2"" (y = 1 – x)

y2< y2" < y2""

Obrázok 2.4 – Charakter zmeny konečného obsahu vlhkosti pary so zvýšením počiatočnej teploty pary.

Teplota pary je obmedzená tepelnou odolnosťou ocele, z ktorej je vyrobený prehrievač, potrubia a prvky turbíny.

Je možné použiť ocele 4 tried:

1) uhlíkové a mangánové ocele (s maximálnou teplotou tpr ≤ 450...500°C);

2) chróm-molybdénové a chróm-molybdén-vanádiové ocele perlitickej triedy (tpr ≤ 570...585°C);

3) vysokochrómové ocele martenziticko-feritickej triedy (tpr ≤ 600...630°C);

4) nehrdzavejúce chrómniklové ocele austenitickej triedy (tpr ≤ 650...700°C).

Pri prechode z jednej triedy ocele do druhej sa náklady na vybavenie prudko zvyšujú.

Trieda ocele

Relatívna cena

V tejto fáze je z ekonomického hľadiska vhodné použiť perlitickú oceľ s prevádzkovou teplotou tr ≤ 540°C (565°C). Ocele martenziticko-feritickej a austenitickej triedy vedú k prudkému zvýšeniu nákladov na zariadenia.

Treba tiež poznamenať vplyv počiatočnej teploty pary na tepelnú účinnosť. cyklus zariadenia s parnou turbínou. Zvýšenie teploty pary vedie k zvýšeniu tepelnej účinnosti:

Technologický postup premeny suroviny (paliva) na konečný produkt (elektrickú energiu) je premietnutý do technologických schém elektrární.

Technologická schéma tepelnej elektrárne pracujúcej na uhlí , je znázornené na obrázku 3.4. Ide o komplexný súbor vzájomne prepojených ciest a systémov: systém prípravy prachu; systém prívodu paliva a zapaľovania (cesta paliva); systém odstraňovania trosky a popola; cesta plyn-vzduch; systém cesty pary a vody vrátane parovodného kotla a turbínovej jednotky; systém na prípravu a dodávku dodatočnej vody na doplnenie strát napájacej vody; systém zásobovania technickou vodou zabezpečujúci chladenie parou; systém ohrevu vody v sieti; elektrický energetický systém vrátane synchrónneho generátora, zvyšovacieho transformátora, vysokonapäťového rozvádzača atď.

Nižšie je uvedené stručný popis hlavné systémy a cesty technologickej schémy tepelnej elektrárne na príklade tepelnej elektrárne na uhlie.

Ryža. 3.3. Schéma procesu elektrárne na práškové uhlie

1. Systém prípravy prachu. Cesta paliva. Pevné palivo sa dodáva po železnici v špeciálnych kabínkových vozňoch. 1 (pozri obr. 3.4). Na železničných váhach sa zvážajú gondoly s uhlím. Kabínkové vozne s uhlím prechádzajú v zime rozmrazovacím skleníkom, v ktorom sa ohrievaným vzduchom ohrievajú steny gondolového vozňa. Ďalej sa gondolový vozeň zatlačí do vykladacieho zariadenia - autosklápača 2 , v ktorom sa otáča okolo pozdĺžnej osi pod uhlom asi 180°; uhlie sa vysype na rošty zakrývajúce prijímacie násypky. Uhlie z bunkrov sa podáva podávačmi na dopravník 4 , cez ktorý prichádza buď do skladu uhlia 3 , alebo prostredníctvom oddelenia drvenia 5 v bunkri surového uhlia kotolne 6 , do ktorej ho možno dodať aj zo skladu uhlia.

Z drvárne vstupuje palivo do zásobníka surového uhlia 6 a odtiaľ cez podávače - do mlynov na práškové uhlie 7 . Uhoľný prach je pneumaticky dopravovaný cez separátor 8 a cyklón 9 do nádoby na uhoľný prach 10 , a odtiaľ podávače 11 dodávané do horákov. Vzduch z cyklónu je nasávaný ventilátorom mlyna 12 a privádza sa do spaľovacej komory kotla 13 .

Celá táto palivová cesta spolu so skladom uhlia patrí do systému zásobovania palivom, ktoré obsluhuje personál oddelenia dopravy paliva tepelnej elektrárne.

Kotly na práškové uhlie majú tiež štartovacie palivo, zvyčajne vykurovací olej. Vykurovací olej sa dodáva v železničných cisternách, v ktorých sa pred vypustením ohrieva parou. Pomocou prvého a druhého zdvíhacieho čerpadla sa privádza do trysiek palivového oleja. Východiskovým palivom môže byť aj zemný plyn privádzaný z plynovodu cez regulačný bod plynu do plynových horákov.

V tepelných elektrárňach spaľujúcich plynové a ropné palivo je úspora paliva v porovnaní s tepelnými elektrárňami na práškové uhlie výrazne zjednodušená. Sklad uhlia, oddelenie drvenia, dopravníkový systém, zásobníky surového uhlia a prachu, ako aj systémy na zber popola a odstraňovanie popola sa stávajú nepotrebnými.

2. Cesta plyn-vzduch. Systém odstraňovania trosky a popola. Vzduch potrebný na spaľovanie sa privádza do prívodu vzduchu

ohrievače parného kotla s ventilátorom 14 . Vzduch sa zvyčajne odoberá z hornej časti kotolne a (pri veľkokapacitných parných kotloch) z vonkajšej strany kotolne.

Plyny vznikajúce pri spaľovaní v spaľovacej komore po výstupe z nej postupne prechádzajú plynovými kanálmi kotla, kde v prehrievači pary (primárnom a sekundárnom, ak sa vykonáva cyklus s medziprehrievaním pary) a voda ekonomizér, teplo sa prenáša do pracovnej tekutiny a ohrievač vzduchu sa dodáva do vzduchu parného kotla. Potom v zberačoch popola (elektrické odlučovače) 15 plyny sa čistia z popolčeka a cez komín 17 odsávače dymu 16 sa uvoľňujú do atmosféry.

Troska a popol padajúce pod spaľovaciu komoru, ohrievač vzduchu a zberače popola sa zmývajú vodou a privádzajú sa cez kanály do otryskávacích čerpadiel. 33 , ktoré ich prečerpávajú na skládky popola.

3. Cesta para-voda. Para prehriata v prehrievači z parného kotla 13 cez parovody a sústavu trysiek prúdi k turbíne 22 .

Kondenzácia z kondenzátora 23 turbíny sú napájané čerpadlami kondenzátu 24 prostredníctvom nízkotlakových regeneračných ohrievačov 18 do odvzdušňovača 20 , v ktorej sa voda privedie do varu; zároveň sa zbavuje v ňom rozpustených agresívnych plynov O 2 a CO 2, čo zabraňuje korózii na ceste pary a vody. Voda je dodávaná z odvzdušňovača napájacími čerpadlami 21 cez vysokotlakové ohrievače 19 do ekonomizéra kotla, zabezpečujúci predohrev vody a výrazne zvyšujúci účinnosť tepelnej elektrárne.

Cesta pary a vody tepelnej elektrárne je najzložitejšia a najzodpovednejšia, pretože na tejto ceste sa vyskytujú najvyššie teploty kovov a najvyššie tlaky pary a vody.

Na zabezpečenie fungovania cesty pary a vody je potrebný systém prípravy a dodávky dodatočnej vody na doplnenie strát pracovnej tekutiny, ako aj systém zásobovania technickou vodou pre tepelné elektrárne na dodávku chladiacej vody do kondenzátora turbíny.

4. Systém na prípravu a dodávku ďalšej vody. Dodatočná voda sa získava ako výsledok chemického čistenia surovej vody, vykonávaného v špeciálnych iónomeničových filtroch na chemickú úpravu vody.

Straty pary a kondenzátu netesnosťami v ceste para-voda sú v tejto schéme dopĺňané chemicky demineralizovanou vodou, ktorá je z nádrže na demineralizovanú vodu privádzaná prečerpávacím čerpadlom do potrubia kondenzátu za kondenzátorom turbíny.

V chemickej dielni sú umiestnené zariadenia na chemickú úpravu prídavnej vody 28 (dielňa chemickej úpravy vody).

5. Systém parného chladenia. Chladiaca voda je privádzaná do kondenzátora z vodovodnej studne 26 obehové čerpadlá 25 . Chladiaca voda ohriata v kondenzátore je odvádzaná do zbernej studne 27 rovnaký zdroj vody v určitej vzdialenosti od miesta odberu, dostatočná na to, aby sa ohriata voda nezmiešala s odoberanou vodou.

V mnohých technologických schémach tepelných elektrární je chladiaca voda čerpaná cez rúrky kondenzátora obehovými čerpadlami 25 a následne vstupuje do chladiacej veže (chladiacej veže), kde sa v dôsledku vyparovania voda ochladzuje o rovnaký teplotný rozdiel, o aký bola ohriata v kondenzátore. Vodovodný systém s chladiacimi vežami sa využíva najmä v tepelných elektrárňach. IES využíva vodovodný systém s chladiacimi nádržami. Keď dôjde k ochladzovaniu vody odparovaním, vyparovanie sa približne rovná množstvu pary kondenzujúcej v kondenzátoroch turbíny. Preto je potrebné systémy zásobovania vodou dobíjať, zvyčajne riečnou vodou.

6. Sieťový systém ohrevu vody. Schémy môžu zabezpečiť malé sieťové vykurovacie zariadenie na diaľkové vykurovanie elektrárne a priľahlej dediny. K sieťovým ohrievačom 29 tohto zariadenia para pochádza z odberov turbín, kondenzát je odvádzaný potrubím 31 . Sieťová voda sa dodáva do ohrievača a odvádza sa z neho potrubím 30 .

7. Systém elektrickej energie. Elektrický generátor otáčaný parnou turbínou vyrába striedavý elektrický prúd, ktorý prechádza cez stupňovitý transformátor na prípojnice otvoreného rozvádzača (OSD) tepelnej elektrárne. Zbernice pomocného systému sú tiež pripojené na svorky generátora cez pomocný transformátor. Pomocné spotrebiče pohonnej jednotky (elektromotory pomocných jednotiek - čerpadlá, ventilátory, mlyny atď.) sú teda napájané z generátora pohonnej jednotky. Na napájanie elektromotorov, osvetľovacích zariadení a zariadení elektrárne slúži pomocný elektrický rozvádzač 32 .

V špeciálnych prípadoch (núdzové situácie, odpojenie záťaže, spustenie a vypnutie) je pomocné napájanie zabezpečené cez záložný prípojnicový transformátor vonkajšieho rozvádzača. Spoľahlivé napájanie elektromotorov pomocných jednotiek zabezpečuje spoľahlivú prevádzku energetických jednotiek a tepelných elektrární ako celku. Prerušenie dodávky elektrickej energie pre vlastnú potrebu vedie k poruchám a nehodám.

Zásadný rozdiel medzi technologickou schémou elektrárne s plynovou turbínou (GTU) a parnej turbíny je v tom, že v GTU sa chemická energia paliva premieňa na mechanickú energiu v jednom celku - plynovej turbíne, v dôsledku čoho nie je potrebný parný kotol.

Zariadenie plynovej turbíny (obr. 3.5) pozostáva zo spaľovacej komory KS, plynovej turbíny GT, vzduchového kompresora K a elektrického generátora G. Kompresor K nasáva atmosférický vzduch, stláča ho v priemere na 6–10 kg/cm 2 a privádza ho do spaľovacej komory KS. Do spaľovacej komory sa dostáva aj palivo (napríklad solárny olej, zemný alebo priemyselný plyn), ktoré horí v prostredí stlačeného vzduchu.

Ryža. 3.4. Zjednodušená technologická schéma plynovej turbíny

elektrárne využívajúce kvapalné alebo plynné palivo: T – palivo; IN -

vzduch; KS – spaľovacia komora; GT – plynová turbína; K – vzduchový kompresor; G – elektrický generátor
Do plynovej turbíny GT vstupujú horúce plyny s teplotou 600–800 °C zo spaľovacej komory. Pri prechode cez turbínu expandujú na atmosférický tlak a pohybujú sa vysokou rýchlosťou medzi lopatkami a otáčajú hriadeľ turbíny. Výfukové plyny unikajú do atmosféry cez výfukové potrubie. Značná časť výkonu plynovej turbíny sa vynakladá na otáčanie kompresora a iných pomocných zariadení.

Hlavné výhody jednotiek s plynovou turbínou v porovnaní s jednotkami s parnou turbínou sú:

1) chýbajúca kotolňa a chemická úprava vody;

2) výrazne nižšia potreba chladiacej vody, čo umožňuje použitie jednotiek s plynovou turbínou v oblastiach s obmedzenými zdrojmi vody;

3) výrazne menší počet prevádzkového personálu;

4) rýchle spustenie;

5) nižšie náklady na vyrobenú elektrinu.
3.1.3. Schémy usporiadania tepelných elektrární
TPP sa na základe typu (štruktúry) tepelného okruhu delia na blokové a neblokové.

S blokovou schémou všetky hlavné a pomocné zariadenia inštalácie nemajú technologické prepojenia so zariadením inej inštalácie elektrárne. V elektrárňach na fosílne palivá je každá turbína zásobovaná parou iba z jedného alebo dvoch kotlov, ktoré sú k nej pripojené. Zariadenie parnej turbíny, ktorej turbína je poháňaná parou z jedného parného kotla, sa nazýva monoblok, ak sú dva kotly na turbínu – dvojblok.

S neblokovou schémou Para TPP zo všetkých parných kotlov vstupuje do spoločného hlavného potrubia a len odtiaľ je distribuovaná do jednotlivých turbín. V niektorých prípadoch je možné nasmerovať paru priamo z parných kotlov do turbín, ale spoločné spojovacie vedenie je zachované, takže paru zo všetkých kotlov môžete vždy použiť na pohon akejkoľvek turbíny. Vedenia, ktorými sa voda dodáva do parných kotlov (napájacie potrubia), majú tiež krížové spojenia.

Blokové tepelné elektrárne sú lacnejšie ako neblokové tepelné elektrárne, pretože je zjednodušené usporiadanie potrubí a znížený počet armatúr. Jednoduchšie sa na takejto stanici ovládajú jednotlivé jednotky, blokové inštalácie sa dajú ľahšie automatizovať. V prevádzke prevádzka jedného bloku neovplyvňuje susedné bloky. Pri rozširovaní elektrárne môže mať nasledujúci blok iný výkon a pracovať s novými parametrami. To umožňuje inštalovať na rozšíriteľnú stanicu výkonnejšie zariadenia s vyššími parametrami, t.j. umožňuje zlepšiť vybavenie a zvýšiť technickú a ekonomickú výkonnosť elektrárne. Proces nastavovania nového zariadenia neovplyvňuje prevádzku predtým inštalovaných jednotiek. Pre bežnú prevádzku blokových tepelných elektrární však musí byť spoľahlivosť ich zariadení podstatne vyššia ako u neblokových tepelných elektrární. Jednotky nemajú záložné parné kotly; ak je možná produktivita kotla vyššia ako prietok potrebný pre danú turbínu, časť pary (tzv. skrytá rezerva, ktorá je široko používaná v neblokových tepelných elektrárňach) nemôže byť prevedená do iného zariadenia. Pre zariadenia s parnými turbínami s medziprehrievaním pary je bloková schéma prakticky jediná možná, pretože nebloková schéma zariadenia bude v tomto prípade príliš zložitá.

U nás inštalácie parných turbín tepelných elektrární bez riadeného odberu pary s počiatočným tlakom P 0 ≤8,8 MPa a zariadenia s riadeným odberom pri P 0 ≤12,7 MPa, pracujúce v cykloch bez medziprehrievania pary, sú postavené neblokovo. Pri vyšších tlakoch (pri IES at P 0 ≥12,7 MPa, a pri tepelných elektrárňach pri P 0 = 23,5 MPa) všetky bloky parných turbín pracujú v cykloch s medziprehrievaním a stanice s takýmito inštaláciami sú postavené v blokoch.

V hlavnej budove (hlavnej budove) sú umiestnené hlavné a pomocné zariadenia priamo používané v technologickom procese elektrárne. Vzájomné usporiadanie zariadení a stavebných konštrukcií je tzv usporiadanie hlavnej budovy elektrárne.

Hlavnú budovu elektrárne zvyčajne tvorí turbínová miestnosť, kotolňa (s bunkra pri prevádzke na tuhé palivo) alebo reaktorovňa v jadrovej elektrárni a odvzdušňovacia miestnosť. V strojovni sú spolu s hlavným zariadením (predovšetkým turbínové jednotky) umiestnené: čerpadlá kondenzátu, nízkotlakové a vysokotlakové regeneračné ohrievače, agregáty napájacích čerpadiel, výparníky, meniče pary, sieťové ohrievače (v tepelných elektrárňach), pomocné ohrievače a iné výmenníky tepla.

V teplom podnebí (napríklad na Kaukaze, v Strednej Ázii atď.), Pri absencii výrazných zrážok, prachových búrok atď. CPP, najmä plynové a ropné závody, využívajú otvorené usporiadanie zariadení. Súčasne sú nad kotly inštalované prístrešky a turbínové jednotky sú chránené ľahkými prístreškami; pomocné zariadenie turbínového agregátu je umiestnené v uzavretej kondenzačnej miestnosti. Špecifická kubická kapacita hlavnej budovy CPP s otvorenou dispozíciou je znížená na 0,2–0,3 m 3 /kW, čo znižuje náklady na výstavbu CPP. Na inštaláciu a opravu energetických zariadení sú v priestoroch elektrárne inštalované mostové žeriavy a iné zdvíhacie mechanizmy.

Na obr. 3.6. Schéma usporiadania energetického bloku elektrárne na práškové uhlie je znázornená: I – miestnosť parogenerátora; II – strojovňa, III – čerpacia stanica chladiacej vody; 1 – vykladacie zariadenie; 2 – drvič; 3 – ekonomizér vody a ohrievač vzduchu; 4 – prehrievače pary; 5 , 6 – spaľovacia komora; 7 – horáky na práškové uhlie; 8 - parný generátor; 9 – ventilátor mlyna; 10 – bunker na uhoľný prach; 11 – podávače prachu; 12 – medziľahlé potrubia prehriatej pary; 13 – odvzdušňovač; 14 - parná turbína; 15 - elektrický generátor; 16 – stupňový elektrický transformátor; 17 - kondenzátor; 18 – prívodné a odtokové potrubia chladiacej vody; 19 – čerpadlá na kondenzát; 20 – regeneračný HDPE; 21 - napájacie čerpadlo; 22 – regeneračný LDPE; 23 - ventilátor; 24 – lapač popola; 25 – kanály na odstraňovanie trosky a popola; EE- elektrina vysokého napätia.

Na obr. 3.7 je znázornená zjednodušená schéma usporiadania elektrárne na plynový olej s výkonom 2400 MW s uvedením umiestnenia iba hlavného a časti pomocného zariadenia, ako aj rozmerov konštrukcií (m): 1 - kotolňa; 2 – turbínový priestor; 3 – kondenzačný priestor; 4 – priestor generátora; 5 – priehradka na odvzdušňovanie; 6 - ventilátor; 7 – regeneračné ohrievače vzduchu; 8 – distribučný systém pre vlastnú potrebu (RUSN); 9 - komín.

Ryža. 3.7. Dispozičné riešenie hlavnej budovy plynárne a ropného závodu

elektrárne s výkonom 2400 MW
Hlavné vybavenie IES (kotlové a turbínové jednotky) sa nachádza v hlavnej budove, kotly a jednotka na úpravu prachu (na IES spaľujúce napr. uhlie vo forme prachu) - v kotolni, turbínové jednotky a ich pomocné zariadenia - v turbínovej miestnosti elektrárne. V CPP je inštalovaný hlavne jeden kotol na turbínu. Kotol s turbínovým agregátom a ich pomocným zariadením tvoria samostatnú časť - monoblokovú elektráreň.

Turbíny s výkonom 150–1200 MW vyžadujú kotly s výkonom 500–3600 m 3 /h pary, resp. Predtým štátne okresné elektrárne používali dva kotly na turbínu, t.j. dvojbloky . V CPP bez medziprehrievania pary s turbínovými jednotkami s výkonom 100 MW a menej sa použila nebloková centralizovaná schéma, v ktorej je para z kotlov odvádzaná do spoločného parovodu a z neho je distribuovaná medzi turbíny.

Rozmery hlavnej budovy závisia od výkonu zariadenia v nej umiestneného: dĺžka jedného bloku je 30–100 m, šírka je 70–100 m. Výška strojovne je cca 30 m, kotolňa je viac ako 50 m. Nákladová efektívnosť dispozičného riešenia hlavnej budovy sa odhaduje približne podľa mernej kubatúry, ktorá sa rovná asi 0,7–0,8 m 3 /kW v elektrárni spaľujúcej práškové uhlie. , a v plynovom oleji - asi 0,6–0,7 m 3 / kW. Niektoré pomocné zariadenia kotolne (odsávače dymu, dúchadlá, zberače popola, prachové cyklóny a odlučovače prachu systému prípravy prachu) sú často inštalované mimo budovy, na voľnom priestranstve.

CES sú postavené priamo v blízkosti zdrojov zásobovania vodou (rieka, jazero, more); Vedľa CPP sa často vytvára nádrž (rybník). Na území IES sa okrem hlavnej budovy nachádzajú stavby a zariadenia pre technickú a chemickú úpravu vody, palivové zariadenia, elektrické transformátory, rozvádzače, laboratóriá a dielne, sklady materiálu, kancelárske priestory pre personál obsluhujúci IES. . Palivo sa na územie CPP zvyčajne dodáva vlakmi. Popol a troska zo spaľovacej komory a zberačov popola sa odstraňujú hydraulicky. Na území IES sú položené železničné trate a cesty a stavajú sa závery elektrické vedenie, inžinierske pozemné a podzemné komunikácie. Plocha územia obsadeného štruktúrami CPP je v závislosti od kapacity elektrárne, druhu paliva a ďalších podmienok 25–70 hektárov .

Veľké elektrárne na práškové uhlie v Rusku obsluhuje personál v pomere 1 osoba na každé 3 MW kapacity (približne 1 000 ľudí v elektrárni s kapacitou 3 000 MW); Okrem toho je potrebný personál údržby.

Sila IES závisí od zdrojov vody a paliva, ako aj od požiadaviek na ochranu životného prostredia: zabezpečenie normálnej čistoty vzduchu a vodných nádrží. Emisie splodín spaľovania palív vo forme pevných častíc do ovzdušia v areáli CPP sú limitované inštaláciou moderných zberačov popola (elektrické odlučovače s účinnosťou cca 99 %). Zvyšné nečistoty, oxidy síry a dusíka, sú rozptýlené pomocou vysokých komínov, ktoré sú vybudované na odvádzanie škodlivých nečistôt do vyšších vrstiev atmosféry. Komíny s výškou do 300 m a viac sú konštruované zo železobetónu alebo s 3–4 kovovými kmeňmi vo vnútri železobetónového plášťa alebo bežného kovového rámu.

Riadenie množstva rôznorodých zariadení IES je možné len na základe komplexnej automatizácie výrobných procesov. Moderné kondenzačné turbíny sú plne automatizované. Kotlová jednotka automaticky riadi procesy spaľovania paliva, zásobovanie kotlovej jednotky vodou, udržiavanie teploty prehriatia pary atď. Automatizované sú aj ďalšie procesy IES: udržiavanie špecifikovaných prevádzkových režimov, spúšťanie a zastavovanie jednotiek, ochrana zariadení počas abnormálnych a núdzových podmienok.
3.1.4. Hlavné vybavenie tepelných elektrární
K hlavným zariadeniam tepelných elektrární zahŕňajú parné kotly (parogenerátory), turbíny, synchrónne generátory, transformátory.

Všetky uvedené jednotky sú štandardizované podľa príslušných ukazovateľov. Výber zariadenia je určený predovšetkým typom elektrárne a jej výkonom. Takmer všetky novonavrhované elektrárne sú blokového typu, ich hlavnou charakteristikou je výkon turbínových jednotiek.

V súčasnosti sa vyrábajú sériové domáce kondenzačné bloky tepelných elektrární s výkonom 200, 300, 500, 800 a 1200 MW. Pre tepelné elektrárne sa popri blokoch s výkonom 250 MW používajú turbínové bloky s výkonom 50, 100 a 175 MW, v ktorých je blokový princíp kombinovaný s jednotlivými priečnymi väzbami zariadení.

Pre daný výkon elektrárne sa volí rozsah zariadení zahrnutých v pohonných jednotkách podľa jeho výkonu, parametrov pary a druhu použitého paliva.
3.1.4.1. Parné kotly
Parný kotol(PC) – výmenník tepla na výrobu pary s tlakom presahujúcim atmosférický tlak, tvoriaci spolu s pomocným zariadením kotlová jednotka.

Vlastnosti PC sú:

výroba pary;
prevádzkové parametre pary (teplota a tlak) za primárnym a medziprehrievačom;
vykurovacia plocha, t.j. povrch obmývaný spalinami na jednej strane a napájacou vodou na druhej strane;
Efektívnosť, t.j. pomer množstva tepla obsiahnutého v pare k výhrevnosti paliva použitého na výrobu tejto pary.

Prúd pary k turbíne býva nastavený na zimnú prevádzku elektrárne. Výkon parného kotla je potrebné zvoliť s prihliadnutím na zvýšenie prietoku pary do turbíny v dôsledku zvýšenia tlaku v kondenzátore v lete, úniky pary a kondenzátu, zahrnutie sieťových inštalácií na odvod tepla a ďalšie náklady. . V súlade s tým sa volí produktivita parného kotla na základe maximálneho prietoku čerstvej pary turbínou, pričom sa zohľadňuje spotreba pary pre vlastnú potrebu elektrárne a poskytuje sa určitá rezerva na využitie otočnej rezervy a iné. účely.

Charakteristické pre PC sú aj hmotnosť, rozmery, spotreba kovu a dostupné vybavenie pre mechanizáciu a automatizáciu údržby.

Prvé PC mali guľovitý tvar. Túto podobu mal aj PC zostrojený v roku 1765 I. Polzunovom, ktorý vytvoril prvý univerzálny parný stroj a položil tak základ energetického využitia vodnej pary. PC boli najprv vyrobené z medi, potom z liatiny. Úroveň rozvoja železnej metalurgie umožnila koncom 18. storočia vyrábať oceľové valcové PC z plechového materiálu nitovaním. Postupné zmeny v dizajne PC viedli k mnohým variantom. Valcový kotol, ktorý mal priemer do 0,9 m a dĺžku 12 m, bol osadený tehlovým obkladom, v ktorom boli uložené všetky plynové kanály. Výhrevná plocha takéhoto PC bola vytvorená len v spodnej časti kotla.

Túžba po zlepšení parametrov PC viedla k zväčšeniu rozmerov a zvýšeniu počtu prietokov vody a pary. Nárast počtu vlákien sa uberal dvoma smermi: vývojom plynové rúrkové kotly, najmä lokomotívových plynových rúrových parných kotlov a voj kotly na vodu, ktoré sú základom moderných kotlových jednotiek. Zväčšenie vykurovacej plochy vodorúrových kotlov bolo sprevádzané zväčšením rozmerov a predovšetkým výšky kotla. Účinnosť PC dosiahla 93–95 %.

Počítače s vodnou trubicou boli spočiatku iba osobné počítače bar banálny typ , v ktorom boli zväzky priamych alebo zakrivených rúr (zvitkov) kombinované s valcovými oceľovými bubnami (obr. 3.8).

Ryža. 3.8. Schematický diagram bubnového PC:

1 - spaľovacia komora; 2 – horák; 3 – sitové rúry; 4 -bubon;

5 – spúšťacie potrubia; 6 – prehrievač pary; 7 – sekundárny (medzi) prehrievač; 8 - ekonomizér; 9 - ohrievač vzduchu.
V spaľovacej komore 1 sú umiestnené horáky 2, cez ktorý vstupuje do ohniska zmes paliva a ohriateho vzduchu. Počet a typ horákov závisí od ich výkonu, výkonu jednotky a druhu paliva. Tri najbežnejšie druhy paliva sú uhlie, zemný plyn a vykurovací olej. Uhlie sa najskôr premení na uhoľný prach, ktorý sa pomocou vzduchu vháňa cez horáky do ohniska.

Steny spaľovacej komory sú zvnútra zakryté rúrkami (sítami) 3, ktoré absorbujú teplo z horúcich plynov. Voda vstupuje do sitového potrubia cez spodné nevyhrievané potrubia 5 z bubna 4, v ktorých sa neustále udržiava daná úroveň . Voda vrie v sitových rúrkach a pohybuje sa nahor vo forme zmesi pary a vody, potom vstupuje do parného priestoru bubna. Počas prevádzky kotla teda dochádza k prirodzenej cirkulácii vody a pary v okruhu: bubon - spodné potrubie - sitové potrubie - bubon. Preto kotol znázornený na obr. 3.8, sa nazýva bubnový kotol s prirodzenou cirkuláciou. Odvod pary do turbíny sa dopĺňa privádzaním napájacej vody do kotlového telesa pomocou čerpadiel.

Para prichádzajúca zo sitových rúrok do parného priestoru bubna je nasýtená a v tejto forme, hoci má plný prevádzkový tlak, nie je zatiaľ vhodná na použitie v turbíne, pretože má relatívne nízku účinnosť. Okrem toho sa vlhkosť nasýtenej pary počas expanzie v turbíne zvyšuje na limity, ktoré sú nebezpečné pre spoľahlivosť lopatiek rotora. Preto para z bubna smeruje do prehrievača 6, kde sa mu dodáva dodatočné množstvo tepla, vďaka čomu sa prehrieva z nasýtenia. Zároveň sa jeho teplota zvýši na približne 560 ° C a tým sa zvýši jeho výkon. V závislosti od umiestnenia prehrievača v kotle a následne od druhu výmeny tepla v ňom prebiehajúcej sa rozlišujú sálavé, clonové (poloradiačné) a konvekčné prehrievače.

Radiačné prehrievače umiestnené na strope spaľovacej komory alebo na jej stenách, často medzi sitovými rúrami. Rovnako ako odparovacie clony vnímajú teplo vyžarované horákom spáleného paliva. Prehrievače obrazovky, vyrobené vo forme samostatných plochých obrazoviek z paralelne zapojených rúr, sú zosilnené na výstupe z pece pred konvekčnou časťou kotla. Výmena tepla v nich sa uskutočňuje sálaním aj konvekciou. Konvekčné prehrievače umiestnené v dymovode kotla, zvyčajne za sitami alebo za ohniskom; sú to viacradové balenia zvitkov. Prehrievače pozostávajúce iba z konvekčných stupňov sa zvyčajne inštalujú do strednotlakových a nízkotlakových kotlov pri teplote prehriatej pary nie vyššej ako 440–510 °С. Vo vysokotlakových kotloch s výrazným prehrievaním pary sa používajú kombinované prehrievače pary vrátane konvekčných, tieniacich a niekedy aj sálavých častí.

Pri tlaku pary 14 MPa (140 kgf/cm2) a vyššom sa za primárnym prehrievačom zvyčajne inštaluje sekundárny (medziľahlý) prehrievač. 7 . Rovnako ako primárna je vytvorená z oceľových rúr ohýbaných do zvitkov. Sem sa posiela para, ktorá pracovala vo vysokotlakovom valci (HPC) turbíny a má teplotu blízku teplote nasýtenia pri tlaku 2,5–4 MPa. . V sekundárnom (medzi) prehrievači teplota tejto pary opäť stúpne na 560 °C a zodpovedajúcim spôsobom sa zvýši aj jej výkon, potom prechádza cez stredotlakový valec (MPC) a nízkotlakový valec (LPC), kde expanduje na tlak výfukovej pary (0,003–0,007 MPa ). Použitie medziprehrevu pary má napriek zložitosti konštrukcie kotla a turbíny a výraznému zvýšeniu počtu parovodov veľké ekonomické výhody oproti kotlom bez medziprehrievania pary. Spotreba pary na turbínu je približne polovičná a spotreba paliva sa zníži o 4–5 %. Prítomnosť medziprehriatia pary tiež znižuje vlhkosť pary v posledných stupňoch turbíny, čím sa znižuje opotrebovanie lopatiek kvapkami vody a mierne sa zvyšuje účinnosť nízkotlakovej turbíny.

Ďalej v zadnej časti kotla sú pomocné plochy určené na využitie tepla spalín. V tejto konvekčnej časti kotla je umiestnený ekonomizér vody 8, kde sa napájacia voda ohrieva pred vstupom do bubna a ohrievač vzduchu 9, slúžiace na ohrev vzduchu pred jeho privádzaním do horákov a do okruhu prípravy prachu, čím sa zvyšuje účinnosť PC. Ochladené spaliny s teplotou 120–150 °C sú nasávané odsávačom dymu do komína.

Ďalšie zdokonaľovanie vodovodných PC umožnilo vytvoriť PC pozostávajúce výhradne z oceľových rúrok malého priemeru, do ktorých jedným koncom vstupuje voda pod tlakom a druhým vystupuje para špecifikovaných parametrov - tzv. prietokový kotol (obr. 3.9). Ide teda o PC, v ktorom dôjde k úplnému odpareniu vody pri jedinom (priamoprúdovom) prechode vody cez odparovaciu vykurovaciu plochu. Voda sa dodáva do PC s priamym prietokom pomocou napájacieho čerpadla cez ekonomizér. Tento typ kotla nemá bubon ani zvodové potrubie.

Ryža. 3.9. Schematický diagram PC s priamym tokom:

1 – clony spodnej radiačnej časti; 2 – horáky; 3 – clony hornej radiačnej časti; 4 – sieťový prehrievač pary; 5 – konvekčný prehrievač; 6 – sekundárny prehrievač; 7 - ekonomizér vody; 8 – zásobovanie napájacou vodou; 9 – odvod pary do turbíny; 10 – dodávka pary z HPC na sekundárne prehriatie; 11 – odvod pary do komory ústredného kúrenia po sekundárnom prehriatí; 12 – odvod spalín do ohrievača vzduchu
Vykurovaciu plochu kotla si môžeme predstaviť ako sériu paralelných špirál, v ktorých sa voda pri pohybe ohrieva, mení na paru a následne sa para prehrieva na požadovanú teplotu. Tieto špirály sú umiestnené ako na stenách spaľovacej komory, tak aj v spalinách kotla. Spaľovacie zariadenia, sekundárny prehrievač a ohrievač vzduchu priamoprietokových kotlov sa nelíšia od bubnových kotlov.

V bubnových kotloch sa pri odparovaní vody zvyšuje koncentrácia solí v zostávajúcej kotlovej vode a malá časť tejto kotlovej vody, približne 0,5 %, sa musí vždy vyliať z kotla, aby sa zabránilo zvýšeniu koncentrácie soli. nad určitú hranicu. Tento proces sa nazýva čistenie kotol Pre kotly s priamym prietokom nie je tento spôsob odstraňovania nahromadených solí použiteľný z dôvodu nedostatku objemu vody, a preto sú normy kvality napájacej vody pre ne oveľa prísnejšie.

Ďalšou nevýhodou PC s priamym prietokom je zvýšená spotreba energie na pohon napájacieho čerpadla.

Počítače s priamym prietokom sa zvyčajne inštalujú na kondenzáciu elektrárne, kde sú kotly napájané demineralizovanou vodou. Ich použitie v tepelných elektrárňach je spojené so zvýšenými nákladmi na chemické čistenie dodatočnej (prídavnej) vody. Najúčinnejšie priamoprúdové kotly sú pre nadkritické tlaky (nad 22 MPa), kde iné typy kotlov nie sú použiteľné.

V energetických jednotkách je na turbínu inštalovaný buď jeden kotol ( monobloky), alebo dva kotly s polovičným výkonom. K výhodám dvojbloky To môže zahŕňať možnosť prevádzky jednotky pri polovičnom zaťažení turbíny v prípade poškodenia jedného z kotlov. Prítomnosť dvoch kotlov v bloku však výrazne komplikuje celý okruh a ovládanie bloku, čo samo o sebe znižuje spoľahlivosť bloku ako celku. Prevádzka jednotky pri polovičnom zaťažení je navyše značne neekonomická. Skúsenosti viacerých staníc ukázali, že monobloky môžu fungovať rovnako spoľahlivo ako dvojité bloky.

V blokových inštaláciách pre tlaky do 130 kgf/cm 2 (13 MPa) sa používajú kotly bubnového aj priamoprúdového typu. V zariadeniach pre tlak 240 kgf/cm 2 (24 MPa) a vyššie Používajú sa iba kotly s priamym prietokom.

Kogeneračný kotol je kotolňa kombinovanej výroby elektriny a tepla (KVET), zabezpečujúca súčasnú dodávku pary do vykurovacích turbín a výrobu pary alebo horúcej vody pre technologické, vykurovacie a iné potreby. Na rozdiel od kotlov IES, kotly diaľkového vykurovania zvyčajne používajú vrátený kontaminovaný kondenzát ako privádzač vody. Pre takéto prevádzkové podmienky sú najvhodnejšie bubnové kotly s postupným odparovaním. Vo väčšine tepelných elektrární majú vykurovacie kotly priečne prepojenia na paru a vodu. V Ruskej federácii sú v tepelných elektrárňach najbežnejšie bubnové kotly s výkonom pary 420 t/h (tlak pary 14 MPa, teplota 560 ºC). Od roku 1970 sa vo výkonných tepelných elektrárňach s prevládajúcou tepelnou záťažou, kedy sa takmer všetok kondenzát vracia v čistej forme, používajú monobloky s priamoprúdovými kotlami s výkonom pary 545 t/h (25 MPa). , 545 ºС).

Vykurovanie PC môže tiež zahŕňať špičkové kotly na teplú vodu, ktoré sa používajú na prídavný ohrev vody pri zvýšení tepelného zaťaženia nad maximum poskytované odsávaním turbín. V tomto prípade sa voda ohrieva najskôr parou v kotloch na 110–120 ºС a potom v kotloch na 150–170 ºС. U nás sú tieto kotly väčšinou inštalované vedľa hlavnej budovy tepelnej elektrárne. Použitie relatívne lacných špičkových teplovodných vykurovacích kotlov na zmiernenie krátkodobých špičiek tepelnej záťaže môže dramaticky zvýšiť počet hodín používania hlavného vykurovacieho zariadenia a zvýšiť efektivitu jeho prevádzky.

Na dodávku tepla do obytných oblastí sa často používajú plynové kotly na ohrev vody typu KVGM, pracujúce na plyn. Ako rezervné palivo pre takéto kotly sa používa vykurovací olej, ktorý je vykurovaný plynovo-olejovými bubnovými parnými kotlami.

3.1.4.2. Parné turbíny
Parná turbína(PT) je tepelný stroj, v ktorom sa potenciálna energia pary premieňa na kinetickú energiu prúdu pary a tá sa mení na mechanickú energiu otáčania rotora.

O vytvorenie PT sa pokúšali už od staroveku. Je známy popis primitívneho PT vyrobeného Herónom Alexandrijským (1. storočie pred Kristom). Avšak až koncom 19. storočia, keď termodynamika, strojárstvo a hutníctvo dosiahli dostatočnú úroveň, K.G. Laval (Švédsko) a C.A. Parsons (Veľká Británia) nezávisle vytvoril priemyselne vhodné PT v rokoch 1884–1889.

Laval použil expanziu pary v kužeľových stacionárnych tryskách v jednom kroku od počiatočného po konečný tlak a nasmeroval výsledný prúd (s nadzvukovou rýchlosťou výfuku) na jeden rad pracovných lopatiek namontovaných na disku. PT fungujúce na tomto princípe sú tzv aktívny PT. Nemožnosť získať veľký agregovaný výkon a veľmi vysoká rýchlosť otáčania jednostupňových Lavalových PT (až 30 000 otáčok za minútu pre prvé vzorky) viedli k tomu, že si zachovali svoj význam len pre pohon pomocných mechanizmov.

Parsons vytvoril viacstupňový prúdové PT, v ktorom sa expanzia pary uskutočňovala vo veľkom počte za sebou umiestnených stupňov nielen v kanáloch pevných (vodiacich) lopatiek, ale aj medzi pohyblivými (pracovnými) lopatkami. Parsons jet PT sa nejaký čas používal hlavne na vojnových lodiach, ale postupne ustúpil kompaktnejším kombinovaným aktívne-reaktívne PT, v ktorých je vysokotlaková reaktívna časť nahradená aktívnym diskom. V dôsledku toho sa straty v dôsledku úniku pary cez medzery v lopatkovom zariadení znížili, turbína sa stala jednoduchšou a hospodárnejšou.

Aktívne elektrárne PT sa vyvinuli smerom k vytvoreniu viacstupňových konštrukcií, v ktorých sa expanzia pary uskutočňuje v niekoľkých po sebe nasledujúcich fázach. To umožnilo výrazne zvýšiť jednotkový výkon PT pri zachovaní miernej rýchlosti otáčania potrebnej na priame spojenie PT hriadeľa s mechanizmom, ktorým otáča, najmä elektrickým generátorom.

Existuje niekoľko konštrukčných možností pre parné turbíny, čo umožňuje ich klasifikáciu podľa množstva charakteristík.

Podľa smeru jazdy rozlišuje sa prúdenie pary axiálne PT, v ktorom sa prúd pary pohybuje pozdĺž osi turbíny, a radiálny PT, pričom smer prúdenia pary je kolmý a pracovné lopatky sú umiestnené rovnobežne s osou otáčania. V Ruskej federácii sa stavajú iba axiálne PT.

Podľa počtu telies (valcov) PT sa delí na jedno-trupový, dvojitý trup A trojtrupový(s vysokotlakovými, strednotlakovými a nízkotlakovými valcami) . Viacplášťová konštrukcia umožňuje využitie veľkých dostupných rozdielov entalpie umiestnením veľkého počtu tlakových stupňov, použitím kvalitných kovov vo vysokotlakovej časti a rozdvojením prúdu pary v nízkotlakovej časti. Zároveň sa takýto PT ukazuje ako drahší, ťažší a zložitejší.

Podľa počtu hriadeľov odlíšiť jednohriadeľový PT, v ktorom sú hriadele všetkých krytov na rovnakej osi, ako aj dvojhriadeľový alebo trojhriadeľový, pozostávajúce z dvoch alebo troch paralelných jednohriadeľových PT spojených spoločným tepelným procesom a pre lodné PT aj spoločným ozubeným pohonom (prevodovkou).

Pevná časť PT (kryt) je odnímateľná v horizontálnej rovine, aby sa umožnila inštalácia rotora. Kryt má vybrania na inštaláciu membrán, ktorých konektor sa zhoduje s rovinou konektora krytu. Po obvode membrán sú kanály dýz tvorené zakrivenými lopatkami zaliatymi do telesa membrán alebo k nemu privarenými. V miestach, kde hriadeľ prechádza stenami skrine, sú inštalované koncové tesnenia labyrintového typu, ktoré zabraňujú úniku pary von (zo strany vysokého tlaku) a nasávaniu vzduchu do skrine (zo strany nízkeho tlaku). Labyrintové tesnenia sú inštalované aj na miestach, kde rotor prechádza cez membrány, aby sa zabránilo prúdeniu pary zo stupňa na stupeň, obchádzajúc dýzy. Na prednom konci hriadeľa je nainštalovaný limitný regulátor (bezpečnostný regulátor), ktorý automaticky zastaví PT, keď sa rýchlosť otáčania zvýši o 10–12 % nad nominálnu. Zadný koniec rotora je vybavený elektricky poháňaným zariadením na otáčanie hriadeľa na pomalé (4–6 ot./min) otáčanie rotora po zastavení PT, čo je potrebné pre jeho rovnomerné chladenie.

Na obr. Obrázok 3.10 schematicky znázorňuje štruktúru jedného z medzistupňov modernej parnej turbíny v tepelnej elektrárni. Stupeň pozostáva z disku s lopatkami a membrány. Membrána je zvislá prepážka medzi dvoma kotúčmi, v ktorej sú po celom obvode oproti pracovným lopatkám umiestnené pevné vodiace lopatky, ktoré tvoria trysky na expanziu pary. Membrány sú vyrobené z dvoch polovíc s horizontálnym delením, z ktorých každá je upevnená v zodpovedajúcej polovici skrine turbíny.

Ryža. 3.10. Výstavba jednej z etáp viacstupňovej

turbíny: 1 - šachta; 2 - disk; 3 – pracovná čepeľ; 4 – stena valca turbíny; 5 – mriežka trysky; 6 - membrána;

7 - membránové tesnenie
Veľký počet stupňov núti turbínu vyrábať z niekoľkých valcov, pričom v každom je umiestnených 10 až 12 stupňov. V turbínach s medziprehrievaním pary je v prvom vysokotlakovom valci (HPC) zvyčajne umiestnená skupina stupňov, ktorá premieňa energiu pary z počiatočných parametrov na tlak, pri ktorom para vstupuje do medziprehrievania. Po medziprehriatí pary v turbínach s výkonom 200 a 300 MW vstupuje para do ďalších dvoch valcov - CSD a LPC.

Test

Elektrické stanice

1 všeobecné charakteristiky nabíjacie stanice

2.1 Kondenzačné tepelné elektrárne (CHPS)

2.3 Vodné elektrárne

2.5 Elektrárne s plynovou turbínou (GTPP)

2.6 Prečerpávacie elektrárne (PSPP)

3.1 Preprava paliva

3.3 Zdroje energie pre pomocné potreby elektrární

1 Všeobecná charakteristika elektrární

Elektráreň je priemyselný podnik, ktorý na základe premeny vyrába elektrickú a v niektorých prípadoch aj tepelnú energiuprimárnych energetických zdrojov.

Podľa druhov prírodných zdrojov energie (tuhé palivo, kvapalné, plynné, jadrové, vodná energia) sa stanice delia na tepelné (tepelné elektrárne), hydraulické (vodné elektrárne), jadrové elektrárne (atómové elektrárne). v ktorých sa súčasne s elektrickou energiou vyrába aj tepelná energia, sa nazývajú kombinované teplárne (KVET).

Pre každý typ stanice je vyvinutá vlastná technologická schéma na premenu primárnej energie na elektrinu a pre tepelné elektrárne - na teplo. Technologická schéma charakterizuje postupnosť procesu výroby elektrickej a tepelnej energie a vybavenia procesu konverzie základným zariadením (parné kotly, jadrové reaktory, parné alebo hydraulické turbíny, elektrické generátory), ako aj rôznymi pomocnými zariadeniami a zabezpečuje vysokú stupeň mechanizácie a automatizácie procesu. Zariadenia sa nachádzajú v špeciálnych budovách, na otvorených priestranstvách alebo v podzemí. Jednotky sú vzájomne prepojené v tepelnej aj elektrickej časti. Tieto spojenia sa zodpovedajúcim spôsobom odrážajú v technologických, tepelných a elektrické schémy. Okrem toho stanice zabezpečujú početnú komunikáciu sekundárnych zariadení, riadiacich systémov, ochrany a automatizácie, blokovania, poplachových systémov atď.

Účasť rôznych elektrární na výrobe elektrickej energie:

TPP (kombinovaný CPP a CHP) približne 65-67 %;
Vodné elektrárnepribližne 13-15%;
NPPPribližne 10-12%
ostatné typy elektrární 6-8%.

Energetický systém sa chápe akosúbor elektrární, elektrických a tepelných sietí vzájomne prepojených a prepojených spoločným režimom v nepretržitom procese výroby, transformácie a distribúcie elektrickej energie a tepla so všeobecným riadením tohto režimu (GOST 21027-75).

Energetický systém možno zhruba znázorniť pomocou nasledujúcej blokovej schémy (obrázok 1.1):

Obrázok 1Štrukturálny diagram energetického systému.

V energetickom systéme všetky elektrárne v elektrickej časti pracujú paralelne, t.j. integrované do spoločného elektrického systému. Samostatné elektrárne pracujú oddelene na tepelnej strane a vytvárajú autonómne vykurovacie siete.

Integrácia jednotlivých elektrární do spoločného energetického systému ktoréhokoľvek regiónu poskytuje významné technické a ekonomické výhody:

Zvyšuje spoľahlivosť a účinnosť napájania;

Umožňuje také rozloženie záťaže medzi stanicami, pri ktorom sa dosiahne najhospodárnejšia výroba elektriny pre sústavu ako celok s najlepším využitím energetických zdrojov územia (palivo, vodná energia);

Zlepšuje kvalitu elektrickej energie, t.j. zabezpečuje konštantnú frekvenciu a napätie, pretože kolísanie zaťaženia vníma veľké množstvo jednotiek;

Pri paralelnej prevádzke viacerých staníc nie je potrebné inštalovať záložné jednotky na každú stanicu, ale stačí mať rezervný výkon spoločný pre celú elektrizačnú sústavu, ktorého hodnota je zvyčajne cca 1012% výkonu sústavy. jednotky, ale nie menej ako výkon najväčšej jednotky inštalovanej na staniciach systému (v prípade núdzového odstavenia alebo plánovanej opravy tejto jednotky);

Energetické zdroje sa využívajú plnohodnotnejšie, pretože špičkovú časť plánu zaťaženia energetického systému môžu pokryť vodné elektrárne a základnú časť tepelné, na zvýšenie výkonu ktorých počas hodín špičkového zaťaženia je potrebné minúť ďalšie palivo;

Zvyšuje sa efektívnosť výroby elektriny, pretože v prvom rade je možné zvýšiť výkon úspornejších staníc, ktoré majú menšiu ekvivalentnú spotrebu paliva na výrobu 1 kWh elektriny;

Umožňuje zvýšiť kapacitu jednotky jednotiek, ktoré majú najlepšie technické a ekonomické ukazovatele;

Umožňuje vám znížiť počet opravárov sústredením výkonu zariadení, centralizáciou opráv a automatizáciou výrobných procesov.

K nevýhodám energie systémy sa považujú s väčšou pravdepodobnosťou za ochranu proti falošným relé , automatizácia a riadenie režimu.

2 Technologický režim hlavných typov elektrární

2.1 Kondenzačné tepelné elektrárne (CHPS).

Obrázok 2 Technologický diagram IES

IES vyrába iba elektrickú energiu. Základná technologická schéma IES je znázornená na obrázku 2.

Do generátora pary 4 (kotol) palivo sa dodáva zdielne na jeho prepravu a prípravu 1 . V parnom generátore s ventilátormi 2 ohriaty vzduch a napájacia voda sú dodávané napájacími čerpadlami 16. Plyny vznikajúce pri spaľovaní paliva sú z kotla odsávané odsávačom dymu. 3 a uvoľňujú sa komínom (vysokým 100-250 m) do atmosféry. Živá para z kotla sa privádza do parnej turbíny 5, kde pri prechode cez sériu etáp vykonáva mechanickú prácu a otáča turbínou a rotorom generátora pevne spojeným s ňou 6 . Odpadová para vstupuje do kondenzátora 9 (výmenník tepla); tu kondenzuje v dôsledku prechodu značného množstva chladu (5-20 O C) obehová voda dodávaná obehovými čerpadlami 10 zo zdroja studenej vody 11 . Zdrojom studenej vody môže byť rieka, jazero, umelá nádrž, ako aj špeciálne zariadenia s chladiacimi vežami (chladiace veže) alebo rozprašovacie bazény. Vzduch vstupujúci do kondenzátora cez nehustoty sa odstraňuje pomocou ejektora 12. Kondenzát vytvorený v kondenzátore pomocou čerpadiel kondenzátu 13 podávaný do odvzdušňovača 14 , ktorý je určený na odstraňovanie plynov z napájacej vody a predovšetkým kyslíka, ktorý spôsobuje zvýšenú koróziu potrubí kotla. Do odvzdušňovača je dodávaná aj voda z chemického zariadenia na čistenie vody. 15 (HOV). Za odvzdušňovačom je napájacia voda dodávaná napájacím čerpadlom 16 do kotla. 17 odstraňovanie popola.

Prechod väčšiny pary cez kondenzátor vedie k tomu, že

60-70% tepelnej energie vytvorenej kotlom je zbytočne odvádzané cirkulujúcou vodou.

Elektrická energia generovaná generátorom 6, cez Komunikačný transformátor je napájaný do siete (35-220 kV). Stanica získava elektrickú energiu na podporu technologického procesu z vlastných transformátorov 8 . Ktorý môže byť napájaný z napäťovej siete generátora alebo z externej siete. Vygenerovaná elektrická energia sa prenáša do vonkajšej siete cez komunikačný transformátor 7 .

Vlastnosti IES sú nasledovné:

Sú postavené čo najbližšie k ložiskám paliva;

Prevažná väčšina vyrobenej elektriny je dodávaná do vysokonapäťovej elektrickej siete (110-750 kV);

Pracujú podľa bezplatného (t. j. neobmedzeného odberateľmi tepla) harmonogramu výroby elektriny; výkon sa môže meniť od vypočítaného maxima po takzvané technologické minimum;

Nízka manévrovateľnosť: otáčanie turbín a zaťaženie nákladu zo studeného stavu vyžaduje približne 410 hodín;

Majú relatívne nízku účinnosť (η=30÷40%).

2.2 Kogeneračné elektrárne CHP

Na rozdiel od CPP, CHP zariadenia majú značné odbery pary, čiastočne vyčerpanej v turbíne, pre výrobu a domáce potreby. (Obrázok 3). Mestskí spotrebitelia dostávajú tepelnú energiu zo sieťových ohrievačov 18 (kotly) a sieťové čerpadlá 19 , zabezpečenie cirkulácie chladiacej kvapaliny vo vykurovacích sieťach. Odsávanie pary pre potreby výroby sa vykonáva vo vysokotlakovom stupni 20 . Kondenzát zo sieťových ohrievačov vstupuje do odvzdušňovača. Keď sa elektrické zaťaženie tepelnej elektrárne zníži pod výkon spotreby tepla, tepelnú energiu potrebnú pre spotrebiteľa možno získať pomocou redukčno-chladiacej jednotky (RCU). 21 .

Obrázok 3 Schéma technologického procesu v tepelnej elektrárni: 1 - jednotky na dodávku paliva; 2 - ventilátor; 3 - odsávače dymu; 4 -vyvíjač pary (kotol); 5 - turbína; 6 - generátor; 7 -komunikačný transformátor; 8 - vlastné potreby; 9 - spotrebitelia napájaní zo siete generátorového napätia, 10 - kondenzátor; jedenásť - obehové čerpadlá; 12 - zdroj studenej vody; 13 - vyhadzovač; 14 - kondenzačné čerpadlá; 15 - odvzdušňovač; 16 -chemické jednotky na čistenie vody; 17 -napájacie čerpadlá; 18 - sieťové ohrievače (kotly); 19 - sieťové čerpadlá; 20 - vysokotlakové stupne; 21 - redukčno-chladiaca jednotka (ROU); 22 - zariadenia na odstraňovanie popola; 23- zariadenie na odstraňovanie trosky

Čím väčší je odber pary z turbíny pre potreby vykurovania, tým menej tepelnej energie sa stráca s obehovou vodou a tým vyššia je účinnosť elektrárne. Treba poznamenať, že aby sa zabránilo prehriatiu chvostovej časti turbíny, musí cez ňu prechádzať určité množstvo pary vo všetkých režimoch. Tepelné elektrárne vzhľadom na nesúlad medzi kapacitami odberateľov tepelnej a elektrickej energie často pracujú v kondenzačnom (zmiešanom) režime, čo znižuje ich účinnosť.

Vlastnosti tepelnej elektrárne sú nasledovné:

Sú postavené v blízkosti spotrebiteľov tepelnej energie;

Zvyčajne jazdia na dovážané palivo;

Väčšina vyrobenej elektriny sa distribuuje spotrebiteľom v blízkom okolí (na generátore alebo pri zvýšenom napätí);

Pracujú podľa čiastočne vynúteného harmonogramu výroby elektriny (t.j. harmonogram závisí od výroby spotreby tepla);

Nízka manévrovateľnosť (rovnaká ako IES);

Majú pomerne vysokú celkovú účinnosť (s výrazným odberom pary pre priemyselné a domáce potreby η =60÷70%).

2.3 Vodné elektrárne

Výkon vodnej elektrárne závisí od prietoku vody turbínou a tlaku N. Tento výkon kW je určený výrazom

kde Q spotreba vody, m 3 / s;

N tlak, m;

η Σ celková účinnosť;

η C Účinnosť štruktúr zásobovania vodou;

η T účinnosť hydraulickej turbíny;

η Г Účinnosť generátora vodíka;

Pri nízkych tlakoch sa stavajú prietokové vodné elektrárne, pri vysokých tlakoch

stavajú priehradné vodné elektrárne a v horských oblastiach budujú odbočovacie stanice.

Vlastnosti vodnej elektrárne sú nasledovné:

Stavia sa tam, kde sú vodné zdroje a podmienky na výstavbu, ktoré sa väčšinou nezhodujú s umiestnením elektrickej záťaže;

Väčšina vyrobenej elektriny sa posiela do vysokonapäťových elektrických sietí;

Pracujú podľa flexibilného harmonogramu (ak existujú nádrže);

Vysoká manévrovateľnosť (otáčanie a nakladanie trvá 35 minút);

Majú vysokú účinnosť(η Σ ≈85 %).

Ako vidíte, vodné elektrárne majú oproti tepelným elektrárňam množstvo výhod z hľadiska prevádzkových parametrov. V súčasnosti sa však stavajú tepelné a jadrové elektrárne, pričom určujúcimi faktormi sú veľkosť kapitálových investícií a doba výstavby elektrární.

Schéma vodnej elektrárne je znázornená na obrázku

Obrázok 4Schéma vodnej elektrárne

2.4 Jadrové elektrárne (JE)

Jadrové elektrárne sú tepelné stanice, ktoré využívajú energiu jadrovej reakcie. Ako jadrové palivo sa zvyčajne používa izotop uránu U-235, ktorého obsah v prírodnom uráne je 0,714 %. Väčšina izotopu uránu U-238 (99,28 % celkovej hmotnosti) sa pri zachytávaní neutrónov premení na sekundárne palivové plutónium.

Pu-239. K štiepnej reakcii dochádza v nukleárny reaktor. Jadrové palivo sa zvyčajne používa v pevnej forme. Je uzavretý v ochrannom obale. Tieto typy palivových článkov sa nazývajú palivové tyče. Sú inštalované v pracovných kanáloch aktívnej zóny reaktora. Termálna energia, uvoľnený pri štiepnej reakcii, je z aktívnej zóny reaktora odstraňovaný pomocou chladiva, ktoré je pod tlakom čerpané cez každý pracovný kanál alebo cez celú aktívnu oblasť.

Obrázok 5 Schémy jadrovej elektrárne:a) - jednookruhový; b) - dvojokruhový; c) - trojokruhový. 1 - reaktor; 2 - turbína; 3 - kondenzátor; 4 a 6 -napájacie čerpadlá; 5 a 8 - výmenníky tepla aktívnych okruhov; 7 -napájacie čerpadlá aktívnych okruhov; 9 - objemové kompenzátory pre chladiace kvapaliny aktívneho okruhu

Obrázok 5 (a, b, c) znázorňuje technologické schémy jadrovej elektrárne.

RBMK vysokovýkonný kanálový reaktor, tepelné neutróny, vodný grafit.

Vodný energetický reaktor VVER, tepelné neutróny, typ nádoby.

BNrýchly neutrónový reaktor s chladivom tekutým kovom sodíka.

Vlastnosti jadrovej elektrárne sú nasledovné:

Môžu byť postavené v akejkoľvek geografickej polohe, vrátane ťažko dostupných;

Svojím spôsobom sú autonómne od množstva vonkajších faktorov;

Vyžaduje malé množstvo paliva;

Môže pracovať podľa harmonogramu voľného zaťaženia (s výnimkou jadrových elektrární);

Citlivé na striedavý režim, najmä jadrové elektrárne s reaktormi s rýchlymi neutrónmi; z tohto dôvodu, ako aj s prihliadnutím na požiadavky na hospodárnu prevádzku, je základná časť harmonogramu zaťaženia elektrizačnej sústavy vyčlenená pre jadrové elektrárne;

Mierne znečisťuje atmosféru; emisie rádioaktívnych plynov a aerosólov sú nevýznamné a neprekračujú hodnoty prípustné hygienickými normami. V tomto smere sú jadrové elektrárne čistejšie ako tepelné.

2.5 Elektrárne s plynovou turbínou (GTPP)

Základná technologická schéma elektrárne s plynovou turbínou je na obrázku 6.

Obrázok 6GTPP diagram

Palivo (plyn, motorová nafta, vykurovací olej) sa dodáva do spaľovacej komory 1 tam s kompresorom - 3 vstrekuje sa stlačený vzduch. Horľavé produkty spaľovania odovzdávajú svoju energiu plynovej turbíne 2 , ktorý roztáča kompresor a generátor Inštalácia sa spúšťa akceleračným motorom 5 a trvá 1-3 minúty, vďaka čomu sú jednotky s plynovou turbínou považované za vysoko manévrovateľné a vhodné na pokrytie špičkových zaťažení v energetických systémoch. Vyrobená elektrina je dodávaná do siete z komunikačného transformátora 6.

Na zvýšenie účinnosti plynových turbín boli vyvinuté jednotky plynových turbín s kombinovaným cyklom (CCGT). V nich sa v peci parogenerátora spaľuje palivo, z ktorého sa para posiela do parnej turbíny. Splodiny horenia z parogenerátora sa po ochladení na požadovanú teplotu posielajú do plynovej turbíny. CCGT teda majú dve elektrický generátor, poháňaný do rotácie: jeden plynovou turbínou, druhý parnou turbínou. Výkon plynovej turbíny je asi 20% výkonu parnej turbíny. Diagram CCGT je znázornený na obrázku 7.

Obrázok 7 CCGT diagram

2.6 Prečerpávacie elektrárne (PSPP)

Účelom prečerpávacích elektrární je vyrovnávanie denných vzorcov zaťaženia elektrizačnej sústavy a zvyšovanie účinnosti tepelných elektrární a jadrových elektrární. V hodinách minimálneho zaťaženia pracujú blokové systémy PSPP v čerpacom režime, pričom prečerpávajú vodu z dolnej nádrže do hornej a tým zvyšujú zaťaženie tepelných elektrární a jadrových elektrární; Počas hodín maximálneho zaťaženia systému pracujú v turbínovom režime, čerpajú vodu z hornej nádrže a tým vykladajú tepelné elektrárne a jadrové elektrárne. Jednotky PSPP sú veľmi dobre manévrovateľné a možno ich rýchlo previesť z režimu turbíny do režimu čerpadla a v prípade potreby do režimu synchrónneho kompenzátora. Účinnosť prečerpávacích elektrární je 70-75%, vyžadujú malý personál údržby a dajú sa postaviť tam, kde je možné vytvoriť tlakový zásobník. Schéma prečerpávacej elektrárne je na obrázku 8.

Obrázok 8 Schéma prečerpávacej elektrárne

Okrem uvažovaných typov elektrární existujú elektrárne s nízkym výkonom, ktoré vyrábajú elektrickú energiu netradičnými metódami. Patria sem: veterné elektrárne, solárne elektrárne (s parným kotlom, s kremíkovými solárnymi článkami), geotermálne elektrárne, prílivové elektrárne.

3 Vlastné potreby (š.n.) tepelných elektrární

Odberatelia elektrickej energie staníc patria z hľadiska spoľahlivosti napájania medzi spotrebiteľov 1. kategórie a vyžadujú napájanie z dvoch nezávislých zdrojov. Spotrebitelia s.n. tepelné elektrárne 1. kategórie sa delia na zodpovedné a nezodpovedné.

Zodpovedné sú tie mechanizmy SN, ktorých krátkodobé zastavenie vedie k núdzovému odstaveniu alebo vyloženiu hlavných blokov stanice. Krátkodobé prerušenie dodávky elektriny nezodpovedným spotrebiteľom s.n. nevedie k okamžitému núdzovému zastaveniu hlavného zariadenia. Aby sa však nenarušil technologický cyklus výroby elektriny, je potrebné po krátkom čase obnoviť ich napájanie.

Obrázok 9 Schéma prepravy paliva v tepelnej elektrárni

3.1 Preprava paliva

Z miesta ťažby sa tuhé palivo dodáva do elektrárne po železnici (obrázok 9) v špeciálnych samovykladacích autách(1). Auto vchádza do uzavretého vykladacieho zariadenia(2) s automobilovým sklápačom, kde sa palivo sype do zbernej násypky umiestnenej pod automobilovým sklápačom, z ktorej je privádzané na dopravný pás(3). V zime sa vozne so zamrznutým uhlím najskôr vložia do rozmrazovacieho zariadenia(4). Dopravník dodáva uhlie do skladu uhlia)(5), ktorý je obsluhovaný mostovým drapákovým žeriavom(6). Alebo cez drvič(7) do zásobníkov surového uhlia(8), inštalované pred kotlami. Do týchto bunkrov je možné dodávať uhlie aj zo skladu(5). Pre započítanie spotreby paliva vstupujúceho do kotolne elektrárne sú na dráhe paliva do bunkrov kotolne inštalované váhy na váženie tohto paliva. Zo zásobníkov surového uhlia(8) palivo vstupuje do systému prípravy na prášok: podávače surového uhlia(9), a potom do mlynov na uhlie(10) , z ktorej je uhoľný prach pneumaticky dopravovaný cez mlynský separátor(11) , do prachového cyklónu(12) a prachové vrtáky (13) a potom v prachu skladovací bunker(14), odkiaľ sú podávače prachu?(15) do horákov kotla(16). Celá pneumatická doprava prachu z mlyna do pece je realizovaná ventilátorom mlyna(17). Vzduch potrebný na spaľovanie paliva je nasávaný ventilátorom(18) a privádza sa do ohrievača vzduchu(19), odkiaľ sa po zahriatí čiastočne prečerpáva do mlyna(10) na sušenie a dopravu paliva do kúreniska kotlovej jednotky (primárny vzduch) a priamo do horákov na práškové uhlie (sekundárny vzduch).

3.2 Výroba pary, tepla a elektrickej energie

Para v tepelnej elektrárni vyrába parogenerátor (kotol). Normálnu prevádzku kotla zabezpečujú rôzne typy agregátov, pracovných strojov, ktoré sú poháňané elektromotormi rôznych typov prúdu, napätia a výkonu. Schéma výroby pary, tepla a elektrickej energie je znázornená na obrázku 10.

Obrázok 10Schéma na výrobu pary, tepla a elektriny. energia: 2 - ventilátory; 3 - komín; 5 - turbína; 6 - generátor; 7 -komunikačný transformátor; 8 - zásobovanie spotrebiteľov ich vlastnými potrebami; 9 -spotrebitelia napájaní napätím generátora; 10 - kondenzátor; jedenásť - obehové čerpadlá privádzajúce studenú vodu do kondenzátora na chladenie výfukovej pary; 12 - zdroj studenej vody; 14 - čerpadlá kondenzátu dodávajúce vodu do odvzdušňovača; 16 - čerpadlá, ktoré dopĺňajú kotol chemicky čistenou vodou; 17 - napájacie čerpadlá dodávajúce pripravenú vodu do kotla; 18 - kotol vykurovacej siete; 19 - sieťové čerpadlá dodávajúce teplú vodu do vykurovacej siete; 20 - odber pary pre potreby výroby; 21 - redukčno-chladiace zariadenie; 22 - gaffové čerpadlá pre zariadenia na odstraňovanie vodného popola; 23 - motory jednotiek na odstraňovanie trosky; 24 - olejové čerpadlá, ktoré zabezpečujú mazanie rotujúcich častí turbíny a generátora; 25 - podávače prachu

Okrem toho existuje veľké množstvo elektromotory nehlavných zariadení, ktoré zabezpečujú chod automatizácie, otváranie a zatváranie brán a ventilov, vetranie miestností atď.

Energeticky najnáročnejšie sú tepelné elektrárne, najmä KVET. Vlastné potreby tepelnej elektrárne spotrebujú 12-14% elektriny vyrobenej v stanici a blokoch neelektrických blokov. sú spotrebitelia 1. a 2. kategórie z hľadiska spoľahlivosti napájania a spotreba elektriny je väčšia ako v ktoromkoľvek odvetví.

3.3 Napájacie zdroje pre pomocné systémy elektrární

Hlavnými zdrojmi energie systému sú s.n. sú znižovacie transformátory alebo reagované vedenia pripojené priamo na svorky generátorov alebo na ich rozvádzače. Štartovacie záložné zdroje s.n. sú tiež napojené na všeobecnú elektrickú sieť, pretože sú zvyčajne napojené na staničné rozvádzače, blízke rozvodne a terciárne vinutia komunikačných autotransformátorov. Nedávno sa na tepelných staniciach začali inštalovať jednotky s plynovou turbínou na napájanie solárneho systému. v núdzových podmienkach.

Okrem toho sú na elektrárňach všetkých typov zabezpečené zdroje energie nezávislé od elektrizačnej sústavy, ktoré zabezpečujú odstavenie a chladenie stanice bez poškodenia zariadení v prípade straty hlavného a záložného zdroja energie. Vo vodných elektrárňach a klasických tepelných elektrárňach na tento účel stačia batérie. Pri výkonných CPP a jadrových elektrárňach je potrebná inštalácia dieselgenerátorov s výkonom zodpovedajúcim technologickému procesu.

Hlavnými požiadavkami na systém s.n. je zabezpečenie spoľahlivosti a účinnosti mechanizmov s.n. prvá požiadavka je najdôležitejšia, keďže narušenie mechanizmov s.n. znamená narušenie zložitého technologického cyklu výroby elektriny, narušenie prevádzky hlavného zariadenia, niekedy aj stanice ako celku a rozvoj havárie na systémovú. V súčasnosti sa všeobecne uznáva, že napájanie mechanizmov s.n. tepelné elektrárne využívajúce fosílne a jadrové palivá a vodné elektrárne možno najjednoduchšie, najspoľahlivejšie a najhospodárnejšie zabezpečiť z generátorových staníc a energetického systému(Obrázok 11).

Obrázok 11 Všeobecná schéma napájania pre vlastné potreby TPP: 1 - záložné elektrické vedenie; 2 - štartovací-záložný transformátor s.n.; 3 - vysokonapäťový rozvádzač stanice; 4 - generátor-transformátorová jednotka; 5 - pracovný transformátor s.n.; 6 - rozvádzač s.n.

Tento obvod napájania systému s.n. stanice všetkých typov v súčasnosti zabezpečujú spoľahlivosť a efektivitu:

Široké používanie asynchrónnych motorov s rotorom vo veveričke v pomocnom systéme, ich spúšťanie z plného sieťového napätia bez akýchkoľvek ovládacích zariadení a odmietnutie ochrany minimálneho napätia na kritických mechanizmoch;

Úspešné samospustenie elektromotorov pri obnovení napätia po odpojení skratov v napájacom systéme a v sieti;

Použitie vysokorýchlostných reléových ochrán a spínačov na všetkých prvkoch systému a pripojeniach SN;

Široké zavedenie systémov automatizácie zariadení (AChR, AVR, AVR generátory).

Všetky typy jadrových elektrární u nás sú povinné zásobovať núdzovými zdrojmi energie v podobe dieselových generátorov alebo agregátov s plynovou turbínou. Ich výkon sa volí na základe pokrytia záťaže chladiaceho systému JE a bezpečnostných zariadení, ale nestačí na napájanie mechanizmov SN. v normálnom režime.

Zoznam použitých zdrojov

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

2. GOST 2.10595. Medzištátny štandard. ESKD. Všeobecné požiadavky na textové dokumenty [Text]. Namiesto GOST 2.10579, GOST 2.90671; vstup 19960701. Minsk: Interstate. Rada pre normalizáciu, metrológiu a certifikáciu; M.: Vydavateľstvo noriem, 2002. 26 s.

3. GOST 2.10696 ESKD. Textové dokumenty [Text]. Namiesto GOST 2.10668, GOST 2.10868, GOST 2.11270; vstup 19970701. M.: Vydavateľstvo noriem, 2004. 40 s.

4. GOST 7.322003. Bibliografický záznam. Bibliografický popis. Všeobecné požiadavky a pravidlá pre zostavovanie [Text]. Namiesto GOST 7.1-84, GOST 7.16-79, GOST 7.18-79, GOST 7.34-81, GOST 7.40-82; vstup 20040701. M.: Vydavateľstvo noriem IPK, 2004. 84 s.

5. GOST 7.822001. Bibliografický záznam. Bibliografický popis elektronických zdrojov [Text]. zadané. 20020701. M.: Vydavateľstvo noriem IPK, 2001. 33 s.

6. GOST 7.832001. Elektronické publikácie. Základné typy a výstupné informácie [Text]. zadané. 20020701. M.: Vydavateľstvo noriem IPK, 2002. 16 s.

7. GOST 2.70184 ESKD . Všeobecné požiadavky na textové dokumenty [Text] Namiesto GOST 2.701 86; vstup 19850701. M.: Vydavateľstvo noriem, 1985. 16 s.

8. GOST 2.70275 ESKD . Pravidlá pre vykonávanie elektrických obvodov [Text]. Zadajte. 19770701. M.: Vydavateľstvo noriem, 1976. 23 s.

9. GOST 21.613 88. Systém projektových podkladov pre výstavbu. Energetické zariadenia. Pracovné výkresy [Text]. Zadajte. 880701. M.: Vydavateľstvo noriem, 1988. 16 s.

10. GOST 21.61488. Systém projektových podkladov pre výstavbu. Konvenčné grafické obrázky elektrických zariadení a elektroinštalácie na plánoch [Text]. Zadajte. 19880701. M.: Vydavateľstvo noriem, 1988. 18 s.

11. GOST 2.10979 ESKD. Základné požiadavky na výkresy [Text]. Namiesto GOST 2.10768, GOST 2.10968; vstup 19740701. M.: Vydavateľstvo noriem, 2001. 38 s.

12. GOST 2.710 81. Alfanumerické označenia v elektrických obvodoch. M.: Vydavateľstvo noriem, 1985. 13 s.

13. GOST 2.722 68. Podmienené grafické označenia v schémach. Elektrické stroje [Text]. Zadajte. 01/01/87. M.: Vydavateľstvo v normách, 1988. 85 s.

14. GOST 2.747-68. Podmienené grafické označenia v schémach. Rozmery grafických symbolov [Text]. Zadajte. 01/01/71. M.: Vydavateľstvo noriem. 13 s. (Zmeny č. 1 zo dňa 01.01.91)

15. GOST 2.30168. ESKD. Formáty [Text]. M.: Vydavateľstvo noriem, 1981. 3 s.

16. GOST 2.30481 ESKD. Kreslené písma [Text]. M.: Vydavateľstvo noriem, 1982. 8 s.

17. GOST 2.72874 ESKD. Podmienené grafické označenia v schémach. Rezistory. Kondenzátory [Text]. M.: Vydavateľstvo v normách, 1985. 9 s.

18. GOST 2.72174 ESKD. Podmienené grafické označenia v schémach. Označenia na všeobecné použitie. [Text]. M.: Vydavateľstvo v normách, 1986. 12 s.

19. GOST 2.70972 ESKD. Systém na označovanie obvodov v elektrických obvodoch. [Text]. M.: Vydavateľstvo v normách, 1987. 13 s.

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

21.STP 1220098 Podnikový štandard [Text]. Namiesto STP AltSTU 12 20096; . Barnaul. : Vydavateľstvo AltSTU, 1998. 30 s.

Tepelná elektráreň je podnik na výrobu elektriny a tepla. Pri stavbe elektrárne sa riadia tým, čo je dôležitejšie: umiestnenie zdroja paliva v blízkosti alebo umiestnenie blízkeho zdroja spotreby energie.

Umiestnenie tepelných elektrární v závislosti od zdroja paliva.

Predstavme si, že povedzme máme veľké ložisko uhlia. Ak tu postavíme tepelnú elektráreň, znížime náklady na dopravu paliva. Ak vezmeme do úvahy, že dopravná zložka v nákladoch na palivo je dosť veľká, potom má zmysel stavať tepelné elektrárne v blízkosti ťažobných miest. Čo však urobíme s výslednou elektrinou? Je dobré, ak je niekde nablízku na predaj, v okolí je nedostatok elektriny.

Čo robiť, ak nie je potrebná nová elektrická energia? Potom budeme nútení prenášať výslednú elektrinu cez drôty na veľké vzdialenosti. A aby sa elektrina prenášala na veľké vzdialenosti bez veľkých strát, je potrebné ju prenášať cez vysokonapäťové drôty. Ak tam nie sú, bude potrebné ich vytiahnuť. V budúcnosti budú elektrické vedenia vyžadovať údržbu. To všetko bude vyžadovať aj peniaze.

Umiestnenie tepelných elektrární v závislosti od spotrebiteľa.

Väčšina nových tepelných elektrární u nás sa nachádza v tesnej blízkosti spotrebiteľa.

Je to spôsobené tým, že výhoda umiestnenia tepelných elektrární v tesnej blízkosti zdroja paliva je pohltená nákladmi na prepravu na veľké vzdialenosti cez elektrické vedenie. Navyše v tomto prípade dochádza k veľkým stratám.

Pri umiestnení elektrárne priamo k spotrebiteľovi môžete vyhrať aj vtedy, ak postavíte tepelnú elektráreň. Môžete si prečítať podrobnejšie. V tomto prípade sa výrazne znížia náklady na dodané teplo.

Pri umiestnení priamo pri spotrebiči nie je potrebné budovať vysokonapäťové vedenie, postačí napätie 110 kV.

Zo všetkého napísaného vyššie môžeme vyvodiť záver. Ak je zdroj paliva ďaleko, potom je v súčasnej situácii lepšie stavať tepelné elektrárne, avšak v blízkosti spotrebiteľa. Väčšie výhody sa získajú, ak sú zdroj paliva a zdroj spotreby elektriny v blízkosti.

Vážení návštevníci! Teraz máte možnosť vidieť Rusko.

Proces premeny tepelnej energie na elektrickú sa odráža v zjednodušených (základných) alebo úplných tepelných diagramoch.

Schéma tepelnej schémy tepelnej elektrárne ukazuje hlavné toky chladív spojených s hlavným a pomocným zariadením v procesoch premeny tepla spaľovaného paliva na výrobu a dodávku elektriny a tepla spotrebiteľom. V praxi sa základná tepelná schéma redukuje na schému paro-vodnej cesty tepelnej elektrárne (elektrárenskej jednotky), ktorej prvky sú zvyčajne znázornené na konvenčných obrázkoch.

Zjednodušený (základný) tepelný diagram tepelnej elektrárne spaľujúcej uhlie je na obr. 3.1.

Uhlie sa dodáva do palivového zásobníka 1 , a z nej - do drvárne 2 kde sa mení na prach. Uhoľný prach vstupuje do pece generátora pary (parný kotol) 3 so systémom rúrok, v ktorých cirkuluje chemicky čistená voda, nazývaná živná voda. V bojleri je voda

Ryža. 3.1. Zjednodušený tepelný diagram parnej turbíny

tepelná elektráreň na práškové uhlie a vzhľad kolesa parnej turbíny

sa ohrieva, odparuje a vzniknutá nasýtená para sa v prehrievači privedie na teplotu 400-650 °C a pod tlakom 3...25 MPa vstupuje parovodom do parnej turbíny 4 . Parametre prehriatej pary T 0 , P 0 (teplota a tlak na vstupe do turbíny) závisí od výkonu blokov. V CPP sa všetka para využíva na výrobu elektriny. V tepelnej elektrárni sa jedna časť pary celá využíva v turbíne na výrobu elektriny v generátore 5 a potom ide ku kondenzátoru 6 , a druhý, ktorý má vyššiu teplotu a tlak, sa odoberá z medzistupňa turbíny a slúži na dodávku tepla (prerušovaná čiara na obr. 3.1). Čerpadlo kondenzátu 7 cez odvzdušňovač 8 a potom napájacím čerpadlom 9 dodávaný do generátora pary. Množstvo odobratej pary závisí od potreby tepelnej energie podnikov.

Kompletný tepelný okruh (TCS) sa od základného líši tým, že kompletne zobrazuje zariadenia, potrubia, uzatváracie, regulačné a ochranné ventily. Kompletná tepelná schéma energetického bloku pozostáva zo schém jednotlivých komponentov vrátane hlavného staničného celku (náhradné kondenzátne nádrže s prečerpávacími čerpadlami, doplňovanie vykurovacej siete, ohrev surovej vody a pod.). Pomocné potrubia zahŕňajú obtokové, drenážne, drenážne, pomocné potrubia a potrubia na nasávanie zmesi pary a vzduchu. Označenia liniek a armatúr PTS sú nasledovné:

3.1.1.1. Tepelné okruhy kes

Väčšina CPP v našej krajine používa ako palivo uhoľný prach. Na výrobu 1 kWh elektriny sa spotrebuje niekoľko stoviek gramov uhlia. V parnom kotli sa viac ako 90 % energie uvoľnenej palivom prenáša na paru. V turbíne sa kinetická energia prúdov pary prenáša na rotor (pozri obr. 3.1). Hriadeľ turbíny je pevne spojený s hriadeľom generátora. Moderné parné turbíny pre tepelné elektrárne sú vysokorýchlostné (3000 ot./min.), vysoko ekonomické stroje s dlhou životnosťou.

Vysokovýkonné CPP využívajúce organické palivo sa v súčasnosti stavajú najmä pre vysoké počiatočné parametre pary a nízky konečný tlak (hlboké vákuum). To umožňuje znížiť spotrebu tepla na jednotku vyrobenej elektriny, pretože čím vyššie sú počiatočné parametre P 0 A T 0 pred turbínou a pod konečným tlakom pary P k, tým vyššia je účinnosť inštalácie. Para vstupujúca do turbíny sa preto privedie na vysoké parametre: teplota - až 650 ° C a tlak - až 25 MPa.

Obrázok 3.2 ukazuje typické zjednodušené tepelné diagramy IES pracujúcich na fosílnych palivách. Podľa diagramu na obrázku 3.2, A Teplo sa do cyklu dodáva iba vtedy, keď sa vytvára para a zahrieva sa na zvolenú teplotu prehriatia t pruh; podľa schémy na obrázku 3.2, b Spolu s prenosom tepla za týchto podmienok sa pare dodáva teplo po jej práci vo vysokotlakovej časti turbíny.

Prvý okruh sa nazýva okruh bez prechodného prehriatia, druhý okruh s prechodným prehriatím pary. Ako je známe z kurzu termodynamiky, tepelná účinnosť druhej schémy je vyššia pri rovnakých počiatočných a konečných parametroch a správnom výbere medziľahlých parametrov prehriatia.

Podľa oboch schém para z parného kotla 1 ide do turbíny 2 umiestnený na tej istej hriadeli s elektrickým generátorom 3 . Odpadová para kondenzuje v kondenzátore 4 , chladený technickou vodou cirkulujúcou v trubiciach. Turbínový kondenzát pomocou čerpadla kondenzátu 5 prostredníctvom regeneračných ohrievačov 6 privádzané do odvzdušňovača 8 .

Odvzdušňovač sa používa na odstránenie plynov v ňom rozpustených z vody; zároveň sa v ňom, podobne ako v regeneračných ohrievačoch, ohrieva napájacia voda parou, odoberanou na tento účel z výstupu turbíny. Odvzdušnenie vody sa vykonáva tak, aby sa obsah kyslíka a oxidu uhličitého v nej dostal na prijateľné hodnoty a tým sa znížila rýchlosť korózie kovov v cestách vody a pary. Zároveň môže v mnohých tepelných okruhoch IES chýbať odvzdušňovač. V tomto takzvanom neutrálnom-kyslíkovom vodnom režime sa do napájacej vody dodáva určité množstvo kyslíka, peroxidu vodíka alebo vzduchu; v okruhu nie je potrebný odvzdušňovač.

R
je. 3.1. Typické tepelné okruhy parných turbín

kondenzačné jednotky na fosílne palivá bez

medziprehrievanie pary ( A) a so stredným

prehrievanie ( b)

Odvzdušnená voda napájacím čerpadlom 9 cez ohrievače 10 dodávané do kotolne. Kondenzát vykurovacej pary vznikajúci v ohrievačoch 10 , kaskády do odvzdušňovača 8 a kondenzát vykurovacej pary ohrievačov 6 je dodávaný vypúšťacím čerpadlom 7 do vedenia, ktorým prúdi kondenzát z kondenzátora 4 .

Opísané tepelné schémy sú prevažne typické a mierne sa menia so zvyšujúcim sa výkonom jednotky a počiatočnými parametrami pary.

Odvzdušňovač a napájacie čerpadlo rozdeľujú regeneračný vykurovací okruh na skupiny HPH (vysokotlakový ohrievač) a LPH (nízkotlakový ohrievač). Skupinu HPH tvoria spravidla 2–3 ohrievače s kaskádovým odvádzaním do odvzdušňovača. Odvzdušňovač je napájaný parou rovnakej extrakcie ako predradený HPH. Táto schéma zapínania odvzdušňovača pomocou pary je rozšírená. Keďže v odvzdušňovači je udržiavaný konštantný tlak pary a úmerne s poklesom prietoku pary do turbíny sa znižuje tlak v odbere, vytvára táto schéma tlakovú rezervu pre odber, ktorý sa realizuje v predradenom VE. Skupina HDPE pozostáva z 3–5 regeneračných a 2–3 pomocných ohrievačov. Ak existuje odparovacia inštalácia (chladiaca veža), kondenzátor výparníka je zapojený medzi HDPE.

IES, ktoré vyrábajú iba elektrickú energiu, majú nízku účinnosť (30–40 %), pretože veľké množstvo vyrobeného tepla sa vypúšťa do atmosféry cez parné kondenzátory, chladiace veže a stráca sa spalinami a chladiacou vodou kondenzátora.

Typy a typy elektrární. Technologická schéma tepelnej elektrárne Nakreslite rôzne rozmiestnenia tepelných elektrární

Čo je dôležité vedieť o výške zábradlia pre schody a podesty Výška zábradlia schodiska

Ako postaviť plot z vlnitej lepenky na chate vlastnými rukami

Základy techniky jódovej dezinfekcie

Ako si vyrobiť kušu vlastnými rukami doma

Prehľad a popis najlepších druhov a odrôd broskýň

Terénne úpravy pred domom: pre seba a pre hostí

Ako si vyrobiť ihrisko vlastnými rukami z improvizovaných prostriedkov a materiálov