МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

Ю. А . ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Част ь I

Днепропетровск НМетАУ 2011

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ,

МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ

Ю. А . ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Част ь I

Илл 23. Библиогр.: 4 наим.

Ответственный за выпуск, д-р техн. наук, проф.

Рецензенти: , д-р техн. наук, проф. (ДНУЖТ)

Канд. техн. наук, доц. (НМетАУ)

© Национальная металлургическая

академия Украины, 2011

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………..4

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ………………...5

1.1 Определение и классификация электростанций………………………….5

1.2 Технологическая схема тепловой электростанции………………………8

1.3 Технико-экономические показатели ТЭС……………………………….11

1.3.1 Энергетические показатели…………………………………….11

1.3.2 Экономические показатели…………………………………….13

1.3.3 Эксплуатационные показатели………………………………...15

1.4 Требования, предъявляемые к ТЭС………………………………………16

1.5 Особенности промышленных тепловых электростанций………………16

2 ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС……………………………………...17

2.1 Общие понятия о тепловых схемах………………………………………17

2.2 Начальные параметры пара……………………………………………….18

2.2.1 Начальное давление пара……………………………………….18

2.2.2 Начальная температура пара…………………………………...20

2.3 Промежуточный перегрев пара…………………………………………..22

2.3.1 Энергетическая эффективность промежуточного перегрева...24

2.3.2 Давление промежуточного перегрева…………………………26

2.3.3 Техническое осуществление промежуточного перегрева……27

2.4 Конечные параметры пара………………………….…………………….29

2.5 Регенеративный подогрев питательной воды…………………………...30

2.5.1 Энергетическая эффективность регенеративного подогрева..30

2.5.2 Техническое осуществление регенеративного подогрева…....34

2.5.3 Температура регенеративного подогрева питательной воды..37

2.6 Построение тепловых схем ТЭС на базе основных типов турбин……..39

2.6.1 Построение тепловой схемы на базе турбины «К»…………...39

2.6.2 Построение тепловой схемы на базе турбины «Т»….………..41

ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………...44

ВВЕДЕНИЕ

Дисциплина «Тепловые электростанции» по ряду причин занимает особое значение в числе дисциплин, читаемых для специальности 8(7). - теплоэнергетика.

Во-первых, с теоретической точки зрения, дисциплина аккумулирует в себе знания, полученные студентами, практически по всем основным предшествующим дисциплинам: «Топливо и его сжигание», «Котельные установки», «Нагнетатели и тепловые двигатели», «Источники теплоснабжения промышленных предприятий», «Очистка газов» и прочие.

Во-вторых, с практической точки зрения, тепловые электрические станции (ТЭС) являются комплексным энергетическим предприятием, включающим все основные элементы энергетического хозяйства: систему подготовки топлива, котельный цех, турбинный цех, систему преобразования и отпуска тепловой энергии внешним потребителям, системы утилизации и нейтрализации вредных выбросов.

В-третьих, с промышленной точки зрения, ТЭС являются доминирующими электрогенерирующими предприятиями в отечественной и зарубежной энергетике. На долю тепловых электростанций приходится около 70% электрогенерирующих установленных мощностей в Украине, а с учетом атомных электростанций , где также реализуются паротурбинные технологии, установленная мощность составляет около 90%.

Данный конспект лекций разработан в соответствии с рабочей программой и учебным планом для специальности 8(7). - теплоэнергетика и в качестве основных тем включает: общие сведения о тепловых электростанциях, принципы построения тепловых схем электростанций, выбор оборудования и расчеты тепловых схем, компоновка оборудования и эксплуатация тепловых электростанций.

Дисциплина «Тепловые электростанции» способствует систематизации знаний полученных студентами, расширению их профессионального кругозора и может быть использована при выполнении курсовых работ по ряду других дисциплин, а также при подготовке дипломных работ специалистов и выпускных работ магистров.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

1.1 Определение и классификация электростанций

Электростанция – энергетическое предприятие, предназначенное для преобразования различных видов топливно-энергетических ресурсов в электроэнергию.

Основные варианты классификации электростанций:

I. В зависимости от вида преобразуемых топливно-энергетических ресурсов:

1) тепловые электростанции (ТЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования углеводородных топлив (уголь, природный газ, мазут, горючие ВЭР и прочие);

2) атомные электростанции (АЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования атомной энергии ядерного топлива;

3) гидроэлектростанции (ГЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования механической энергии потока природного источника воды, в первую очередь рек.

К этому варианту классификации можно также отнести электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии:

· солнечные электростанции;

· геотермальные электростанции;

· ветроэлектростанции;

· приливные электростанции и другие.

II. Для данной дисциплины представляют интерес более углубленная классификация тепловых электростанций, которые в зависимости от вида тепловых двигателей разделяются на:

1) паротурбинные электростанции (ПТУ);

2) газотурбинные электростанции (ГТУ);

3) парогазовые электростанции (ПГЭ);

4) электростанции на двигателях внутреннего сгорания (ДВС).

В числе этих электростанций доминирующие значения имеют паротурбинные электростанции, на долю которых приходится свыше 95% суммарной установленной мощности ТЭС.

III. В зависимости от вида энергоносителей, отпускаемых внешнему потребителю, паротурбинные электростанции разделяются на:

1) конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие внешнему потребителю исключительно электроэнергию;

2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешнему потребителю и тепловую, и электрическую энергию.

IV. В зависимости от назначения и ведомственного подчинения электростанции разделяются на:

1) районные электростанции, которые предназначены для обеспечения электроэнергией всех потребителей района;

2) промышленные электростанции, которые входят в состав промышленных предприятий и предназначены для обеспечения электроэнергией в первую очередь потребителей предприятий.

V. В зависимости от продолжительности использования установленной мощности в течении года электростанции разделяются на:

1) базисные (Б): 6000÷7500 ч/год, т. е. свыше 70% продолжительности года;

2) полубазисные (П/Б): 4000÷6000 ч/год, 50÷70%;

3) полупиковые (П/П): 2000÷4000 ч/год, 20÷50%;

4) пиковые (П): до 2000 ч/год, до 20% продолжительности года.

Этот вариант классификации можно проиллюстрировать на примере графика продолжительности электрических нагрузок:

Рисунок 1.1 – График продолжительности электрических нагрузок

VI. В зависимости от давления пара, поступающего в турбины паротурбинные ТЭС разделяются на:

1) низкого давления: до 4 МПа;

2) среднего давления: до 9 – 13 МПа;

3) высокого давления: до 25 – 30 МПа, в том числе:

● докритического давления: до 18 – 20 МПа

● критического и сверхкритического давления: свыше 22 МПа

VII. В зависимости от мощности паротурбинные электростанции разделяются на:

1) электростанции малой мощности: общая установленная мощность до 100 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 25 МВт;

2) средней мощности: общая установленная мощность до 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 200 МВт;

3) большой мощности: общая установленная мощность свыше 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов свыше 200 МВт.

VIII. В зависимости от способа присоединения парогенераторов к турбогенераторам тепловые электростанции разделяются на:

1) централизованные (неблочные) ТЭС, в которых пар от всех котлов поступает в один центральный паропровод, а затем распределяется по турбогенераторам (см. рис.1.2);

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 - центральный (главный) паропровод; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема централизованной (неблочной) ТЭС

2) блочные ТЭС, в которых каждый из установленных парогенераторов присоединен к вполне определенному турбогенератору (см. рис.1.3).

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – промежуточный пароперегреватель; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема блочной ТЭС

В отличии от неблочной блочная схема ТЭС требует меньше капитальных затрат, проще в эксплуатации и создает условия для полной автоматизации паротурбинной установки электростанции. В блочной схеме сокращается количество трубопроводов и производственных объемов станции для размещения оборудования. При использовании промежуточного перегрева пара применение блочных схем обязательно, т. к. в противном случае не представляется возможным контролировать поток пара, отпускаемого из турбины на перегрев.

1.2 Технологическая схема тепловой электростанции

Технологическая схема изображает основные части электростанции, их взаимосвязь и, соответственно, показывает последовательность технологических операций от момента доставки топлива на станцию до отпуска электроэнергии потребителю.

В качестве примера на рисунке 1.4 представлена технологическая схема пылеугольной паротурбинной электростанции. Такой тип ТЭС преобладает в числе действующих базисных тепловых электростанций в Украине и за рубежом.

Вс – расход топлива на станции; Дп. г. – производительность парогенератора; Дс. н. – условный расход пара на собственные нужды станции; Дт – расход пара на турбину; Эвыр – количество выработанной электроэнергии; Эсн - расход электроэнергии на собственные нужды станции; Эотп – количество электроэнергии, отпущенной внешнему потребителю.

Рисунок 1.4 – Пример технологической схемы паротурбинной пылеугольной электростанции

Технологическую схему ТЭС принято разделять на три части, которые на рисунке 1.4 отмечены пунктирными линиями:

I … Топливно-газовоздушный тракт, который включает:

1 – топливное хозяйство (разгрузочное устройство, склад сырого угля, дробильные установки, бункеры дробленного угля, краны, транспортеры);

2 – систему пылеприготовления (угольные мельницы, мелечные вентиляторы , бункеры угольной пыли, питатели);

3 – дутьевой вентилятор для подачи воздуха на сжигание топлива;

4 – парогенератор;

5 – газоочистку;

6 – дымосос;

7 – дымовую трубу;

8 – багерный насос для транспортировки гидрозолошлаковой смеси;

9 – подачу гидрозолошлаковой смеси на утилизацию.

В целом, топливно-газовоздушный тракт включает : топливное хозяйство, систему пылеприготовления, тягодутьевые средства, газоходы котла и систему золошлакоудаления.

II … Пароводяной тракт, который включает:

10 – паровую турбину;

11 – конденсатор паровой турбины;

12 – циркуляционный насос оборотной системы водоснабжения для охлаждения конденсатора;

13 – охлаждающее устройство оборотной системы;

14 – подачу добавочной воды, компенсирующей потери воды в оборотной системе;

15 – подачу сырой воды для подготовки химочищенной воды, компенсирующей потери конденсата на станции;

16 – химводоочистку;

17 – насос химводоочистки, подающий добавочную химочищенную воду в поток конденсата отработавшего пара;

18 – конденсатный насос;

19 – регенеративный подогреватель питательной воды низкого давления;

20 – деаэратор;

21 – питательный насос;

22 – регенеративный подогреватель питательной воды высокого давления;

23 – дренажные насосы для отвода конденсата греющего пара из теплообменника;

24 – регенеративные отборы пара;

25 – промежуточный пароперегреватель.

В целом, пароводяной тракт включает: пароводяную часть котла, турбину, конденсатную установку, системы подготовки охлаждающей циркуляционной воды и добавочной химочищенной, систему регенеративного подогрева питательной воды и деаэрацию питательной воды.

III … Электрическая часть, которая включает:

26 – электрогенератор;

27 – повышающий трансформатор для электроэнергии, отпускаемой внешнему потребителю;

28 – шины открытого распределительного устройства электростанции;

29 – трансформатор для электроэнергии собственных нужд электростанции;

30 – шины распределительного устройства электроэнергии собственных нужд.

Таким образом, электрическая часть включает: электрогенератор, трансформаторы и шины распределительных устройств.

1.3 Технико-экономические показатели ТЭС

Технико-экономические показатели ТЭС разделяются на 3 группы: энергетические, экономические и эксплуатационные, которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации станции.

1.3.1 Энергетические показатели

Основные энергетические показатели ТЭС включают: к. п.д. электростанции (), удельный расход теплоты (), удельный расход топлива на выработку электроэнергии ().

Эти показатели называют показателями тепловой экономичности станции.

По результатам фактической работы электростанции, к. п.д. определяется соотношениями:

; (1.1)

; (1.2)

При проектировании электростанции и для анализа ее работы, к. п.д. определяют произведениями, учитывающими к. п.д. отдельных элементов станции:

где ηкот, ηтурб – к. п.д. котельного и турбинного цехов;

ηт. п. – к. п.д. теплового потока, который учитывает потери теплоты теплоносителями внутри станции вследствие передачи теплоты в окружающую среду через стенки трубопровода и утечек теплоносителя, ηт. п. = 0,98…0,99 (ср. 0,985);

eсн – доля электроэнергии, затраченная на собственные нужды электростанции (электропривод в системе подготовки топлива, привод тягодутьевых средств котельного цеха, привод насосов и прочее), eсн = Эсн/Эвыр = 0,05…0,10 (ср. 0,075);

qсн – доля расхода теплоты на собственные нужды (химводоочистка, деаэрация питательной воды, работа паровых эжекторов, обеспечивающих вакуум в конденсаторе, и прочее), qсн = 0,01…0,02 (ср. 0,015).

К. п.д. котельного цеха можно представить как к. п.д. парогенератора: ηкот = ηп. г. = 0,88…0,96 (ср. 0,92)

К. п.д. турбинного цеха можно представить как абсолютный электрический к. п.д. турбогенератора:

ηтурб = ηт. г. = ηt · ηoi · ηм, (1.5)

где ηt – термический к. п.д. цикла паротурбинной установки (отношение использованной теплоты к подведенной), ηt = 0,42…0,46 (ср. 0,44);

ηoi – внутренний относительный к. п.д. турбины (учитывает потери внутри турбины вследствие трения пара, перетоков, вентиляции), ηoi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);

ηм – электромеханический к. п.д., который учитывает потери при передаче механической энергии от турбины к генератору и потери в самом электрогенераторе, ηэн = 0,98…0,99 (ср. 0,985).

С учетом произведения (1.5) выражение (1.4) для к. п.д. электростанции нетто принимает вид:

ηснетто = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – eсн)·(1 – qсн); (1.6)

и после подстановки средних значений составит:

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

В целом, для электростанции к. п.д. нетто изменяется в пределах: ηснетто = 0,28…0,38.

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:

, (1.7)

где Qтопл – теплота, получаемая от сжигания топлива .

; (1.8)

где рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год-1.

Величина обратная рн дает срок окупаемости капиталовложений, например, при рн=0,12 год-1 срок окупаемости составит:

Приведенные затраты используют для выбора наиболее экономичного варианта сооружения новой или реконструкции существующей электростанции.

1.3.3 Эксплуатационные показатели

Эксплуатационные показатели оценивают качество эксплуатации электростанции и в частности включают:

1) штатный коэффициент (число обслуживающего персонала на 1 МВт установленной мощности станции), Ш (чел/МВт);

2) коэффициент использования установленной мощности электростанции (отношение фактической выработки электроэнергии к максимально возможной выработке)

; (1.16)

3) число часов использования установленной мощности

4) коэффициент готовности оборудования и коэффициент технического использования оборудования

; (1.18)

Коэффициенты готовности оборудования для котельного и турбинного цехов составляют: Кготкот = 0,96…0,97, Кготтурб = 0,97…0,98.

Коэффициент использования оборудования для ТЭС составляет: КиспТЭС = 0,85…0,90.

1.4 Требования, предъявляемые к ТЭС

Требования, предъявляемые к ТЭС, разделяются на 2 группы: технические и экономические.

К техническим требованиям относятся:

· надежность (бесперебойная подача электроэнергии в соответствие с требованиями потребителей и диспетчерским графиком электрических нагрузок);

· маневренность (возможность быстрого увеличения или снятия нагрузки, а также пуска или остановки агрегатов);

· тепловая экономичность (максимальный к. п.д. и минимальный удельный расход топлива при различных режимах работы станции);

· экологичность (минимальные вредные выбросы в окружающую среду и не превышение допустимых выбросов при различных режимах работы станции).

Экономические требования сводятся к минимальной себестоимости электроэнергии при условии соблюдения всех технических требований.

1.5 Особенности промышленных тепловых электростанций

В числе основных особенностей промышленных тепловых электростанций следует выделить:

1) двустороннюю связь электростанции с основными технологическими цехами (электростанция обеспечивает электрическую нагрузку технологических цехов и в соответствии с потребностью изменяет отпуск электроэнергии, а цеха в ряде случаев являются источниками тепловых и горючих ВЭР, которые используются на электростанциях);

2) общность ряда систем электростанций и технологических цехов предприятия (топливоснабжение, водоснабжение, транспортное хозяйство, ремонтная база, что сокращает затраты на сооружение станции);

3) наличие на промышленных электростанциях помимо турбогенераторов турбокомпрессоров и турбовоздуходувок для подачи технологических газов в цеха предприятия;

4) преобладание в числе промышленных электростанций теплоэлектроцентралей (ТЭЦ);

5) сравнительно небольшая мощность промышленных ТЭС:

70…80%, ≤ 100 МВт.

Промышленные ТЭС дают 15…20% от общей выработки электроэнергии.

2 ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС

2.1 Общие понятия о тепловых схемах

Тепловые схемы относятся к пароводяным трактам электростанций и показывают :

1) взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования станции;

2) технологическую связь оборудования через линии трубопровода теплоносителей.

Тепловые схемы можно разделить на 2 вида:

1) принципиальные;

2) развернутые.

На принципиальных схемах оборудование показано в объеме, необходимом для расчета тепловой схемы и анализа результатов расчета.

На основе принципиальной схемы решают следующие задачи:

1) определяют расходы и параметры теплоносителей в различных элементах схемы;

2) выбирают оборудование;

3) разрабатывают развернутые тепловые схемы.

Развернутые тепловые схемы включают все оборудование станции, в том числе и резервное, все трубопроводы станции с запорно-регулирующей арматурой.

На основе развернутых схем решают следующие задачи:

1) взаимное размещение оборудования при проектировании электростанций;

2) выполнение рабочих чертежей при проектировании;

3) эксплуатация станций.

Построению тепловых схем предшествует решение следующих вопросов:

1) выбор типа станции, который осуществляется на основе вида и количества ожидаемых энергетических нагрузок, т. е. КЭС или ТЭЦ;

2) определяют электрические и тепловые мощности станции в целом и мощности отдельных ее блоков (агрегатов);

3) выбирают начальные и конечные параметры пара;

4) определяют необходимость промежуточного перегрева пара;

5) выбирают типы парогенераторов и турбин;

6) разрабатывают схему регенеративного подогрева питательной воды;

7) компонуют основные технические решения по тепловой схеме (мощности агрегатов, параметры пара, тип турбин) с рядом вспомогательных вопросов: подготовка добавочной химочищенной воды, деаэрация воды, утилизация продувочной воды парогенераторов, привод питательных насосов и прочих.

На развитие тепловых схем основное влияние оказывают 3 фактора:

1) величина начальных и конечных параметров пара в паротурбинной установке;

2) промежуточный перегрев пара;

3) регенеративный подогрев питательной воды.

2.2 Начальные параметры пара

Начальные параметры пара представляют собой давление (P1) и температуру (t1) пара перед стопорным клапаном турбины.

2.2.1 Начальное давление пара

Начальное давление пара влияет на к. п.д. электростанции и в первую очередь, через термический к. п.д. цикла паротурбинной установки, который при определении к. п.д. электростанции имеет минимальное значение (ηt = 0,42…0,46):

Для определения термического к. п.д. можно использовать iS – диаграмму водяного пара (см. рис.2.1):

(2.2)

где Над – адиабатное теплопадение пара (для идеального цикла);

qподв – количество теплоты, подведенной к циклу;

i1, i2 – энтальпия пара до и после турбины;

i2" – энтальпия конденсата отработавшего в турбине пара (i2" = cpt2).

Рисунок 2.1 – К определнию термического к. п.д.

Результаты расчета по формуле (2.2) дают следующие значения к. п.д.:

ηt, доли ед.

Здесь 3,4…23,5 МПа стандартные давления пара, принятые для паротурбинных электростанций в энергетике Украины.

Из результатов расчета следует, что с увеличением начального давления пара, значение к. п.д. возрастает. Вместе с этим, увеличение давления имеет ряд негативных последствий:

1) с увеличением давления, уменьшается объем пара, уменьшается проходное сечение проточной части турбины и длина лопаток, а, следовательно, увеличиваются перетоки пара, что приводит к уменьшению внутреннего относительного к. п.д. турбины (ηоі);

2) увеличение давления приводит к увеличению потерь пара через торцевые уплотнения турбины;

3) возрастает расход металла на оборудование и стоимость паротурбинной установки.

Для исключения негативного влияния следует вместе с увеличением давления увеличить мощность турбины, что обеспечивает :

1) увеличение расхода пара (исключает уменьшение проходного сечения в турбине и длины лопаток);

2) уменьшает относительное выбивание пара через торцевые уплотнения;

3) увеличение давления совместно с увеличением мощности позволяет сделать трубопроводы более компактными и снизить расход металла.

Оптимальное соотношение между начальным давлением пара и мощностью турбины, полученное на основе анализа работы действующих электростанций за рубежом, представлено на рисунке 2.2 (оптимальное соотношение отмечено штриховкой).

Рисунок 2.2 – Соотношение между мощностью турбогенератора (N) и начальным давлением пара (P1).

2.2.2 Начальная температура пара

При повышении начального давления пара возрастает влажность пара на выходе из турбины, что иллюстрируется графиками на iS – диаграмме (см. рис. 2.3).

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

x2 < x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Рисунок 2.3 – Характер изменения конечной влажности пара при увеличении начального давления пара.

Наличие влажности пара увеличивает потери от трения, снижает внутренний относительный к. п.д. и вызывает капельную эрозию лопаток и других элементов проточной части турбины, что приводит к их разрушению.

Предельно допустимая влажность пара (y2доп) зависит от длины лопаток (lл); например:

lл ≤ 750…1000 мм y2доп ≤ 8…10%

lл ≤ 600 мм y2доп ≤ 13%

Для снижения влажности пара следует вместе с увеличением давления пара увеличить его температуру, что иллюстрируется рисунком 2.4.

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

x2 > x2" > x2"" (y = 1 - x)

y2 < y2" < y2""

Рисунок 2.4 – Характер изменения конечной влажности пара при увеличении начальной температуры пара.

Температура пара ограничивается термостойкостью стали, из которой изготавливается пароперегреватель, трубопроводы, элементы турбины.

Возможно применение сталей 4-х классов:

1) углеродистые и марганцовистые стали (с предельной температурой tпр ≤ 450…500°С);

2) хромомолибденовые и хромомолибденованадиевые стали перлитного класса (tпр ≤ 570…585°С);

3) высокохромистые стали мартенсито-ферритного класса (tпр ≤ 600…630°С);

4) нержавеющие хромоникелевые стали аустенитного класса (tпр ≤ 650…700°С).

При переходе от одного класса стали к другому, резко возрастает стоимость оборудования.

Класс стали

Относительная стоимость

На данном этапе с экономической точки зрения целесообразно применение стали перлитного класса с рабочей температурой tр ≤ 540°С (565°С). Стали мартенсито-ферритного и аустенитного класса приводят к резкому увеличению стоимости оборудования.

Следует также отметить влияние начальной температуры пара на термический к. п.д. цикла паротурбинной установки. Увеличение температуры пара приводит к увеличению термического к. п.д.:

Технологическая схема ТЭС, работающей на углях , показана на рисунке 3.4. Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.

Ниже дана краткая характеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭС на примере ТЭЦ, работающей на угле.

Рис. 3.3. Технологическая схема пылеугольной электростанции

1. Система пылеприготовления. Топливный тракт . Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1 (см. рис. 3.4). Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство – вагоноопрокидыватель 2 , в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180 0 ; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер 4 , по которому он поступает либо на угольный склад 3 , либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6 , в которые может также доставляться с угольного склада.

Из дробильной установки топливо поступает в бункер сырого угля 6 , а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7 . Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10 , а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13 .

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно–транспортного цеха ТЭС.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первого и второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт к газовым горелкам.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС. Становятся ненужными угольный склад, дробильное отделение, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.

2. Газовоздушный тракт. Система шлакозолоудаления. Воздух, необходимый для горения , подается в воздухоподо–

греватели парового котла дутьевым вентилятором 14 . Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33 , которые перекачивают их в золоотвалы.

3. Пароводяной тракт. Перегретый в пароперегревателе пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22 .

Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18 в деаэратор 20 , в котором вода доводится до кипения; при этом она освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О 2 и СО 2 , что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая предварительный нагрев воды и существенно повышая КПД ТЭС.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, поскольку в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.

Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.

Потери пара и конденсата вследствие утечек в пароводяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).

5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25 . Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню), где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами–охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателям 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31 . Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30 .

7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идет на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены также шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32 .

В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателей агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.

Принципиальное отличие технологической схемы газотурбинной энергетической установки (ГТУ) от паротурбинной заключается в том, что в ГТУ химическая энергия топлива превращается в механическую в одном агрегате – газовой турбине, вследствие чего отпадает необходимость в паровом котле.

Газотурбинная установка (рис. 3.5) состоит из камеры сгорания КС, газовой турбины ГТ, воздушного компрессора К и электрического генератора Г. Компрессор К засасывает атмосферный воздух , сжимает его в среднем до 6–10 кг/см 2 и подает в камеру сгорания КС. В камеру сгорания попадает и топливо (например, соляровое масло, природный или промышленный газ), которое сгорает в среде сжатого воздуха.


Рис. 3.4. Упрощенная технологическая схема газотурбинной

электростанции на жидком или газовом топливе: Т – топливо; В –

воздух; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; К – воздушный компрессор; Г – электрический генератор
Горячие газы с температурой 600–800 °С из камеры сгорания поступают в газовую турбину ГТ. Проходя через турбину, они расширяются до атмосферного давления и, двигаясь с большой скоростью между лопатками, вращают вал турбины. Отработавшие газы через выхлопную трубу уходят в атмосферу. Значительная часть мощности газовой турбины затрачивается на вращение компрессора и других вспомогательных устройств.

Основными преимуществами газотурбинных установок по сравнению с паротурбинными являются:

1) отсутствие котельной установки и химводоочистки;

2) значительно меньшая потребность в охлаждающей воде, что дает возможность применять ГТУ в районах с ограниченными водными ресурсами;

3) значительно меньшее количество эксплуатационного персонала;

4) быстрый пуск в ход;

5) более низкая стоимость вырабатываемой электроэнергии.
3.1.3. Компоновочные схемы ТЭС
ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком , при наличии двух котлов на одну турбину – дубль–блоком.

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование с более высокими параметрами, т.е. позволяет совершенствовать оборудование и повышать технико–экономические показатели электростанции. Процессы наладки нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P 0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P 0 ≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P 0 ≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P 0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции .

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.

В условиях теплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков , пылевых бурь и т.п. на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают легкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2–0,3 м 3 /кВт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и другие грузоподъемные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

На рис. 3.6. приведена компоновочная схема энергоблока пылеугольной электростанции: I – помещение парогенераторов; II – машинный зал, III – насосная станция охлаждающей воды; 1 – разгрузочное устройство; 2 – дробильная установка; 3 – водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватели; 5 , 6 – топочная камера; 7 – пылеугольные горелки; 8 –парогенератор; 9 – мельничный вентилятор; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели пыли; 12 – трубопроводы па­ра промежуточного перегрева; 13 – деаэратор; 14 – паровая турбина; 15 – электрический генератор; 16 – повышаю­щий электрический трансформатор; 17 – конденсатор; 18 – подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 – конденсатные насосы; 20 – регенеративные ПНД; 21 – питательный насос; 22 – регенеративные ПВД; 23 – дутьевой вентилятор; 24 – золоуловитель; 25 – шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ – электроэнергия высокого напряжения.

На рис. 3.7 приведена упрощенная компоновочная схема газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт с указанием размещения только основного и части вспомогательного оборудования, а также габаритов сооружений (м): 1 – котельное отделение; 2 –турбинное отделение; 3 – конденсаторное отделение; 4 – генераторное отделение; 5 – деаэраторное отделение; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – регенеративные воздухоподогреватели; 8 – распредустройство собственных нужд (РУСН); 9 – дымовая труба.

Рис. 3.7. Компоновка главного корпуса газомазутной

электростанции мощностью 2400 МВт
Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) – в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование – в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котел с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудованием образуют отдельную часть – моноблок электростанции.

Для турбин мощностью 150–1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500–3600 м 3 /ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль–блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из нее распределяется между турбинами.

Размеры главного корпуса зависят от мощности размещаемого в нем оборудования: длина одного блока 30–100 м, ширина 70–100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной – 50 ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближенно удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7–0,8 м 3 /кВт, а на газомазутной – около 0,6–0,7 м 3 /кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) часто устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства , электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подается обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи , инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и других условий, 25–70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в России обслуживаются персоналом из расчета 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность КЭС зависит от водных и топливных ресурсов, а также требований охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выбросы с продуктами сгорания топлива в виде твердых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничиваются установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99 %). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеиваются с помощью высоких дымовых труб, которые сооружаются для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3–4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.

Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизировано управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т.д. Автоматизированы и другие процессы КЭС: поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановка блоков, защита оборудования при ненормальных и аварийных режимах.
3.1.4. Основное оборудование ТЭС
К основному оборудованию ТЭС относятся паровые котлы (парогенераторы), турбины, синхронные генераторы, трансформаторы.

Все перечисленные агрегаты стандартизованы по соответствующим показателям. Выбор оборудования определяется в первую очередь типом электростанции и ее мощностью. Практически все вновь проектируемые электростанции – блочные, их основной характеристикой является мощность турбоагрегатов.

В настоящее время выпускаются серийные отечественные конденсационные энергоблоки ТЭС мощностью 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Для ТЭЦ наряду с блоками мощностью 250 МВт используются турбоагрегаты мощностью 50, 100 и 175 МВт, у которых блочный принцип сочетается с отдельными поперечными связями оборудования.

При заданной мощности электростанции номенклатура оборудования, включаемого в состав энергоблоков, выбирается по его мощности, параметрам пара и виду используемого топлива.
3.1.4.1. Паровые котлы
Паровой котел (ПК) – теплообменный аппарат для получения пара с давлением, превышающим атмосферное, образующий вместе со вспомогательным оборудованием котельный агрегат .

Характеристиками ПК являются:

• 
  паропроизводительность;
• 
  рабочие параметры пара (температура и давление) после первичного и промежуточного перегревателей;
• 
  поверхность нагрева, т.е. поверхность, с одной стороны омываемая дымовыми газами, а с другой – питательной водой;
• 
  КПД, т.е. отношение количества тепла, содержащегося в паре, к теплотворной способности топлива, израсходованного для получения этого пара.

Характерными для ПК являются также вес, габариты, расход металла и имеющееся оборудование для механизации и автоматизации обслуживания.

Первые ПК имели шарообразную форму. Такую форму имел и ПК, построенный в 1765 году И. Ползуновым,создавшим первую универсальную паровую машину и тем самым положившим начало энергетическому использованию водяного пара. Сначала ПК изготовлялись из меди, затем из чугуна. В конце XVIII века уровень развития черной металлургии дал возможность изготовить стальные цилиндрические ПК из листового материала путем склепывания. Постепенные изменения в конструкциях ПК привели к многочисленным разновидностям. Цилиндрический котел, имевший диаметр до 0,9 ми длину 12 м,монтировался с помощью кирпичной обмуровки, в которой выкладывались все газовые каналы. Поверхность нагрева такого ПК образовывалась лишь в нижней части котла.

Стремление к повышению параметров ПК привели к увеличению габаритов и увеличению числа потоков воды и пара. Увеличение числа потоков пошло по двум направлениям: разработке газотрубных котлов , в частности локомобильных газотрубных паровых котлов, и разработке водотрубных котлов , являющихся основой современных котельных агрегатов. Увеличение поверхности нагрева водотрубных котлов сопровождалось увеличением габаритов и, в первую очередь, высоты ПК. КПД ПК достиг 93–95 %.

Первоначально водотрубные ПК представляли собой ПК только бар абанного типа , в которых пучки прямых или изогнутых труб (змеевики) сочетались с цилиндрическими стальными барабанами (рис. 3.8).

Рис. 3.8. Принципиальная схема ПК барабанного типа:

1 – топочная камера; 2 – горелка; 3 – экранные трубы; 4 –барабан;

5 – опускные трубы; 6 – пароперегреватель; 7 – вторичный (промежуточный) пароперегреватель; 8 – экономайзер; 9 – воздухоподогреватель.
В топочной камере 1 расположены горелки 2, через которые в топку поступает смесь топлива с подогретым воздухом. Число и тип горелок зависят от их производительности , мощности блока и вида топлива. Наиболее распространены три вида топлива: уголь, природный газ и мазут. Уголь предварительно превращается в угольную пыль, которая с помощью воздуха вдувается через горелки в топку.

Стены топочной камеры изнутри покрыты трубами (экраны) 3, которые воспринимают тепло от горячих газов. В экранные трубы вода поступает по опускным необогреваемым трубам 5 из барабана 4, в котором постоянно поддерживается заданный уровень. В экранных трубах вода закипает и в виде пароводяной смеси движется вверх, попадая затем в паровое пространство барабана. Таким образом, при работе котла возникает естественная циркуляция воды с паром в контуре: барабан – опускные трубы – экранные трубы – барабан. Поэтому котел, изображенный на рис. 3.8, называется барабанным котлом с естественной циркуляцией. Отвод пара к турбине восполняется подачей в барабан котла питательной воды с помощью насосов.

Пар, поступивший из экранных труб в паровое пространство барабана, является насыщенным и в таком виде, хотя и имеет полное рабочее давление, еще не пригоден для использования его в турбине, так как обладает относительно небольшой работоспособностью. Кроме того, влажность насыщенного пара при расширении в турбине возрастает до пределов, опасных для надежности рабочих лопаток. Поэтому из барабана пар направляется в перегреватель 6, где ему сообщается дополнительное количество тепла, за счет чего он из насыщенного становится перегретым. При этом температура его повышается примерно до 560 °С и, соответственно, увеличивается его работоспособность. В зависимости от места расположения пароперегревателя в котле и, следовательно, от вида теплообмена, осуществляющегося в нем, различают радиационные, ширмовые (полурадиационные) и конвективные пароперегреватели.

Радиационные пароперегреватели размещают на потолке топочной камеры или же на стенках ее, часто между трубами экранов. Они, как и испарительные экраны, воспринимают тепло, излучаемое факелом сжигаемого топлива. Ширмовые пароперегреватели , выполненные в виде отдельных плоских ширм из параллельно включенных труб, укрепляются на выходе из топки перед конвективной частью котла. Теплообмен в них осуществляется как излучением, так и конвекцией. Конвективные пароперегреватели располагают в газоходе котлоагрегата обычно за ширмами или за топкой; они представляют собой многорядные пакеты из змеевиков. Пароперегреватели, состоящие только из конвективных ступеней, обычно устанавливают в котлоагрегатах среднего и низкого давления при температуре перегретого пара не выше 440–510 ºС. В котлоагрегатах высокого давления со значительным перегревом пара применяют комбинированные пароперегреватели, включающие конвективную, ширмовую, а иногда и радиационную части.

При давлении пара в 14 МПа (140 кгс/см 2) и выше обычно за первичным перегревателем устанавливают вторичный (промежуточный) перегреватель 7 . Он, так же как и первичный, образован из стальных труб, согнутых в змеевики. Сюда направляется пар, отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) тур­бины и имеющий температуру, близкую к температуре насыщения при давлении 2,5–4 МПа . Во вторичном (промежуточном) пароперегревателе температура этого пара снова повышается до 560 °С, соответственно увеличивается его работоспособность, после чего он проходит через цилиндр среднего давления (ЦСД) и цилиндр низкого давления (ЦНД), где расширяется до давления отработавшего пара (0,003–0,007 МПа ). Применение промежуточного перегрева пара, несмотря на усложнение конструкции котла и турбины и значительное увеличение количества паропроводов, имеет большие экономические преимущества по сравнению с котлами без промежуточного перегрева пара. Расход пара па турбину уменьшается примерно вдвое, а расход топлива уменьшается при этом на 4–5 %. Наличие промежуточного перегрева пара уменьшает также влажность пара в последних ступенях турбины, в силу чего уменьшается износ лопаток капельками воды и несколько повышается КПД ЦНД турбины.

Далее, в хвостовой части котла расположены вспомогательные поверхности, предназначенные для использования тепла уходящих газов. В этой конвективной части котла находятся водяной экономайзер 8, где питательная вода подогревается перед поступлением в барабан, и воздухоподогреватель 9, служащий для подогрева воздуха перед подачей его в горелки и в схему пылеприготовления, что повышает КПД ПК. Охлажденные уходящие газы с температурой 120–150 °С отсасываются дымососом в дымовую трубу.

Дальнейшее совершенствование водотрубных ПК сделало возможным создание ПК, состоящего сплошь из стальных труб малого диаметра, в которые с одного конца поступает вода под давлением, а с другого выходит пар заданных параметров – так называемого прямоточного котла (рис. 3.9). Таким образом, это ПК , в котором полное испарение воды происходит за время однократного (прямоточного) прохождения воды через испарительную поверхность нагрева. В прямоточный ПК вода с помощью питательного насоса подается через экономайзер . В таком котле нет барабана и опускных труб.

Рис. 3.9. Принципиальная схема прямоточного ПК:

1 – экраны нижней радиационной части ; 2 – горелки; 3 – экраны верхней радиационной части; 4 – ширмовый пароперегреватель; 5 –конвективный пароперегреватель; 6 – вторичный пароперегреватель; 7 – водяной экономайзер; 8 – подвод питательной воды; 9 – отвод пара к турбине; 10 – подвод пара от ЦВД для вторичного перегрева; 11 – отвод пара к ЦСД после вторичного перегрева; 12 – отвод дымовых газов к воздухоподогревателю
Поверхность нагрева котла можно представить как ряд параллельных змеевиков, в которых вода по мере движения нагревается, превращается в пар и далее пар перегревается до нужной температуры. Эти змеевики располагаются и на стенах топочной камеры, и в газоходах котла. Топочные устройства, вторичный паропере­греватель и воздухоподогреватель прямоточных котлов не отличаются от барабанных.

В барабанных котлах по мере выпаривания воды концентрация солей в остающейся котловой воде растет, и требуется все время небольшую долю этой котловой воды в количестве примерно 0,5 % выбрасывать из котла, чтобы не допустить нарастания концентрации солей выше определенного предела. Этот процесс называется продувкой котла. Для прямоточных котлов такой способ вывода накопленных солей неприменим ввиду отсутствия водяного объема, и поэтому нормы качества питательной воды для них значительно более жесткие.

Другим недостатком прямоточных ПК является увеличенный расход энергии на привод питательного насоса.

Прямоточные ПК устанавливают, как правило, на конденсацион ных электростанциях , где питание котлов осуществляется обессоленной водой. Применение их на теплоэлектроцентралях связано с повышенными затратами на химическую очистку добавочной (подпиточной) воды. Наиболее эффективны прямоточные ПК для сверхкритических давлений (выше 22 МПа), где другие типы котлов неприменимы.

В энергетических блоках либо устанавливают один котел на турбину (моноблоки ), либо два котла половинной производительности. К преимуществам дубль–блоков можно отнести возможность работы блока с половинной нагрузкой на турбине в случае повреждения одного из котлов. Однако наличие двух котлов в блоке существенно усложняет всю схему и управление блоком, что само по себе снижает надежность блока в целом. Кроме того, работа блока с половинной нагрузкой весьма неэкономична. Опыт ряда станций показал возможность работы моноблоков не менее надежно, чем дубль–блоков.

В блочных установках на давление до 130 кгс/см 2 (13 МПа) применяются котлы как барабанного, так и прямоточного типа. В установках на давление 240 кгс/см 2 (24 МПа) и выше применяются только прямоточные котлы.

Теплофикационный котел – это котлоагрегат теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающий одновременное снабжение паром теплофикационных турбин и производство пара или горячей воды для технологических, отопительных и других нужд. В отличие от котлов КЭС в теплофикационных котлах обычно используют в качестве питателя воды возвращаемый загрязненный конденсат. Для таких условий работы наиболее пригодны барабанные котлоагрегаты со ступенчатым испарением. На большинстве ТЭЦ теплофикационные котлы имеют поперечные связи по пару и по воде. В РФ на ТЭЦ наиболее распространены барабанные котлы паропроизводительностью 420 т/ч (давление пара 14 МПа, температура 560 ºС). С 1970 года на мощных ТЭЦ с преобладающими отопительными нагрузками при возврате почти всего конденсата в чистом виде применяют моноблоки с прямоточными котлами паропроизводительностью 545 т/ч (25 МПа, 545 ºС).

К теплофикационным ПК можно отнести также пиковые водогрейные котлы, которые используют для дополнительного подогрева воды при повышении тепловой нагрузки сверх наибольшей, обеспечиваемой отборами турбин. При этом вода нагревается сначала паром в бойлерах до 110–120 ºС, а затем в котлах до 150–170 ºС. В нашей стране эти котлы устанавливают обычно рядом с главным корпусом ТЭЦ. Применение сравнительно дешевых пиковых водогрейных теплофикационных котлов для снятия кратковременных пиков тепловых нагрузок позволяет резко увеличить число часов использования основного теплофикационного оборудования и повысить экономичность его эксплуатации.

Для теплоснабжения жилых массивов часто применяют водогрейные газомазутные котлы типа КВГМ, работающие на газе. В качестве резервного топлива таких котлов применяют мазут, для подогрева которого применяют газомазутные барабанные паровые котлы.

3.1.4.2. Паровые турбины
Паровая турбина (ПТ) является тепловым двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию паровой струи, а последняя преобразуется в механическую энергию вращения ротора.

Создать ПТ пытались с давних времен. Известно описание примитивной ПТ, сделанное Героном Александрийским (I век до н. э.). Однако только в конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, К.Г. Лаваль (Швеция) и Ч.А. Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга в 1884–1889 годах создали промышленно пригодные ПТ.

Лаваль применил расширение пара в конических неподвижных соплах в один прием от начального до конечного давления и полученную струю (со сверхзвуковой скоростью истечения) направил на один ряд рабочих лопаток, насаженных на диск. ПТ, работающие по этому принципу, получили название активных ПТ. Невозможность получения большой агрегатной мощности и очень высокая частота вращения одноступенчатых ПТ Лаваля (до 30000 об/мин у первых образцов) привели к тому, что они сохранили свое значение только для привода вспомогательных механизмов.

Парсонс создал многоступенчатую реактивную ПТ , в которой расширение пара осуществлялось в большом числе последовательно расположенных ступеней не только в каналах неподвижных (направляющих) лопаток, но и между подвижными (рабочими) лопатками. Реактивная ПТ Парсонса некоторое время применялась в основном на военных кораблях, но постепенно уступила место более компактным комбинированным активно–реактивным ПТ, у которых реактивная часть высокого давления заменена активным диском. В результате уменьшились потери на утечки пара через зазоры в лопаточном аппарате, турбина стала проще и экономичнее.

Активные ПТ электростанций развивались в направлении создания многоступенчатых конструкций , в которых расширение пара осуществлялось в ряде последовательно расположенных ступеней. Это позволило значительно увеличить единичную мощность ПТ, сохранив умеренную частоту вращения, необходимую для непосредственного соединения вала ПТ с вращаемым ею механизмом, в частности, электрическим генератором.

Существует несколько вариантов конструкций паровых турбин, позволяющих классифицировать их по ряду признаков.

По направлению движения потока пара различают аксиальные ПТ , у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные ПТ , направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В РФ строят только аксиальные ПТ.

По числу корпусов (цилиндров) ПТ подразделяют на однокорпусные , двухкорпусные и трехкорпусные (с цилиндрами высокого, среднего и низкого давлений). Многокорпусная конструкция позволяет использовать большие располагаемые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные металлы в части высокого давления и раздвоение потока пара в части низкого давления. Вместе с тем, такая ПТ получается более дорогой, тяжелой и сложной.

По числу валов различают одновальные ПТ, у которых валы всех корпусов находятся на одной оси, а также двухвальные или трехвальные , состоящие из двух или трех параллельно размещенных одновальных ПТ, связанных общностью теплового процесса, а у судовых ПТ также общей зубчатой передачей (редуктором).

Неподвижную часть ПТ (корпус) выполняют разъемной в горизонтальной плоскости для возможности монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъем которых совпадает с плоскостью разъема корпуса. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы, образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему. В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения лабиринтового типа для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Лабиринтовые уплотнения устанавливают также в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел. На переднем конце вала устанавливают предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий ПТ при увеличении частоты вращения на 10–12 % сверх номинальной. Задний конец ротора снабжают валоповоротным устройством с электрическим приводом для медленного (4–6 об/мин) проворачивания ротора после останова ПТ, что необходимо для равномерного его остывания.

На рис. 3.10 схематически показано устройство одной из промежуточных ступеней современной паровой турбины ТЭС. Ступень состоит из диска с лопатками и диафрагмы. Диафрагма представляет собой вертикальную перегородку между двумя дисками, в которой по всей окружности против рабочих лопаток расположены неподвижные направляющие лопатки, образующие сопла для расширения пара. Диафрагмы выполняют из двух половин с горизонтальным разъемом, каждая из которых укреплена в соответствующей половине корпуса турбины.

Рис. 3.10. Устройство одной из ступеней многоступенчатой

турбины: 1 – вал; 2 – диск; 3 – рабочая лопатка; 4 – стенка цилиндра турбины; 5 – сопловая решетка; 6 – диафрагма;

7 – уплотнение диафрагмы
Большое число ступеней заставляет выполнять турбину из нескольких цилиндров, размещая в каждом по 10–12 ступеней. У турбин с промежуточным перегревом пара в первом цилиндре высокого давления (ЦВД) обычно располагают группу ступеней, преобразующих энергию пара от начальных параметров до давления, при котором пар поступает на промежуточный перегрев. После промежуточного перегрева пара в турбинах мощностью 200 и 300 МВт пар поступает еще в два цилиндра – ЦСД и ЦНД.

Контрольная работа

Электрические станции

1 Общая характеристика электрических станций

2.1 Конденсационные тепловые электростанции (КЭС)

2.3 Гидроэлектростанции

2.5 Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)

2.6 Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

3.1 Транспорт топлива

3.3 Источники питания системы собственных нужд электрических станций

1 Общая характеристика электрических станций

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие, на котором производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.

В зависимости от видов природных источников энергии (твёрдое топливо, жидкое, газообразное, ядерное, водяная энергия) станции подразделяются на тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС).Станции, на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Для каждого типа станции разрабатывается своя технологическая схема превращения первичной энергии в электрическую, а для ТЭЦ - и в тепловую. Технологическая схема характеризует последовательность процесса производства электрической и тепловой энергии и оснащение преобразовательного процесса основным оборудованием (паровыми котлами, атомными реакторами, паровыми или гидравлическими турбинами, электрическими генераторами), а также разнообразным вспомогательным оборудованием и предусматривает высокую степень механизации и автоматизации процесса. Оборудование располагается в специальных зданиях, на открытых площадках или под землей. Агрегаты связаны между собой как в тепловой, так и в электрической части. Эти связи отражаются соответствующим образом в технологических, тепловых и электрических схемах. Кроме того, на станциях предусматриваются многочисленные коммуникации вторичных устройств–систем управления, контроля, защиты и автоматики, блокировки, сигнализации и т.п.

Участие различных электростанций в выработке электрической энергии:

• ТЭС (совместно КЭС и ТЭЦ) – приблизительно 65-67%;
• ГЭС–приблизительно 13-15%;
• АЭС–приблизительно 10-12%
• другие типы электростанций 6-8%.

Под энергосистемой понимают совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом (ГОСТ 21027-75).

Энергетическую систему, условно можно представить следующей структурной схемой (рисунок 1.1):

Рисунок 1–Структурная схема энергетической системы.

В энергетической системе все электрические станции в электрической части работают параллельно, т.е. объединены в общую электрическую систему. Отдельные электрические станции по тепловой части работают раздельно, создавая автономные тепловые сети.

Объединение отдельных электрических станций, в общую энергетическую систему, какого-либо региона даёт значительные технические и экономические преимущества:

Повышает надежность и экономичность электроснабжения;

Позволяет производить такое распределение нагрузки между станциями, при котором достигается наиболее экономичная выработка электроэнергии в целом по системе при наилучшем использовании энергетических ресурсов района (топлива, водной энергии);

Улучшает качество электроэнергии, т.е. обеспечивает постоянство частоты и напряжения, так как колебания нагрузки воспринимаются большим количеством агрегатов;

При параллельной работе нескольких станций нет необходимости устанавливать резервные агрегаты на каждой станции, а достаточно иметь общую для всей энергосистемы резервную мощность, величина которой составляет обычно порядка 10–12 % мощности агрегатов системы, но не менее мощности самого крупного агрегата, установленного на станциях системы (на случай аварийного отключения или планового ремонта этого агрегата);

Более полно используются энергетические ресурсы, так как пиковую часть графика нагрузки энергосистемы можно покрывать гидравлическими электростанциями, а базовую часть – тепловыми, на увеличение мощности которых в часы максимума нагрузки приходится затрачивать дополнительное топливо;

Повышается экономичность выработки электроэнергии, так как в первую очередь можно увеличить мощность более экономичных станций, имеющих меньший расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии;

Позволяет увеличить единичную мощность агрегатов, имеющих лучшие технико-экономические показатели;

Позволяет сократить численность ремонтного персонала за счет концентрации мощности оборудования, централизации ремонтов, автоматизации производственных процессов.

К недостаткам энергетических систем относят более с ложн ую релейн ую защит у , автоматику и управление режимами.

2 Технологический режим основных типов электростанций

2.1 Конденсационные тепловые электростанции (КЭС).

Рисунок 2 – Технологическая схема КЭС

КЭС производит только электрическую энергию. Принципиальная технологическая схема КЭС представлена на рисунке 2.

В парогенератор 4 (котёл) подаётся топливо от цеха его транспортировки и подготовки 1 . В парогенератор дутьевыми вентиляторами 2 подаётся подогретый воздух и питательная вода питательными насосами 16. Образующиеся при сгорания топлива газы отсасываются из котла дымососом 3 и выбрасываются через дымовую трубу (высотой 100-250 м) в атмосферу. Острый пар из котла подаётся в паровую турбину 5, где, проходя через ряд ступеней, совершает механическую работу– вращает турбину и жёстко связанный с ней ротор генератора 6 . Отработанный пар поступает в конденсатор 9 (теплообменник); здесь он конденсируется благодаря пропуску через конденсатор значительного количества холодной (5-20 о С) циркуляционной воды подаваемой циркуляционными насосами 10 от источника холодной воды 11 . Источниками холодной воды могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими башнями (градирнями) или с брызгальными бассейнами. Воздух, попадающий в конденсатор через не плотности, удаляется с помощью эжектора 12. Конденсат, образующийся в конденсаторе, с помощью конденсатных насосов 13 подаётся в деаэратор 14 , который предназначен для удаления из питательной воды газов, и в первую очередь, кислорода, вызывающего усиленную коррозию труб котла. В деаэратор также подаётся вода от устройства химической очистки воды 15 (ХОВ). После деаэратора питательная вода подаётся питательным насосом 16 в котёл . 17 –золоудаление.

Пропуск основной массы пара через конденсатор приводит к тому, что

60-70% тепловой энергии, вырабатываемой котлом, бесполезно уносится циркуляционной водой.

Электрическая энергия, вырабатываемая генератором 6, через трансформатор связи отдаётся в сеть (35-220 кВ). Электрическую энергию для обеспечения технологического процесса станция получает от трансформаторов собственных нужд 8 . Которые могут питаться от сети генераторного напряжения, так и от внешней сети. Выработанная электрическая энергия отдаётся во внешнюю сеть через трансформатор связи 7 .

Особенности КЭС следующие:

Строятся по возможности ближе к месторождениям топлива;

Подавляющая часть выработанной электроэнергии отдаётся в электрическую сеть повышенных напряжений (110-750 кВ);

Работают по свободному (т.е. не ограниченному тепловыми потребителями) графику выработки электроэнергии; мощность может меняться от расчётного максимума до так называемого технологического минимума;

Низкоманевренны: разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требует примерно 4–10 часов;

Имеют относительно низкий КПД (η=30÷40%).

2.2 Теплофикационные электростанции–ТЭЦ

В отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды. (рисунок 3). Коммунально-бытовые потребители получают тепловую энергию от сетевых подогревателей 18 (бойлеров) и сетевых насосов 19 , обеспечивающих циркуляцию теплоносителя в тепловых сетях. Отбор пара для производственных нужд производится на ступени высокого давления 20 . Конденсат из сетевых подогревателей поступает в деаэратор. При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителя тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки (РОУ) 21 .

Рисунок 3–Схема технологического процесса на ТЭЦ: 1 - агрегаты топливоподачи; 2 -дутьевые вентилятор; 3 -дымососы; 4 -парогенератор (котёл); 5 -турбина; 6 -генератор; 7 -трансформатор связи; 8 -собственные нужды; 9 -потребители, питающиеся от сети генераторного напряжения, 10 -конденсатор; 11 -циркуляционные насосы; 12 -источник холодной воды; 13 -эжектор; 14 -конденсационные насосы; 15 -деаэратор; 16 -агрегаты химической очистки воды; 17 -питательные насосы; 18 -сетевые подогреватели(бойлеры); 19 -сетевые насосы; 20 -ступени высокого давления; 21 -редукционно-охладительная установка(РОУ); 22 - устройства золоудаления; 23- устройство шлакоудаления

Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше тепловой энергии уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД электростанции. Следует отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через неё должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара. Из-за несоответствия мощностей потребителей тепловой и электрической энергии ТЭЦ часто работают по конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность.

Особенности ТЭЦ, следующие:

Строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

Обычно работают на привозном топливе;

Большую часть выработанной электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);

Работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от выработки теплового потребления);

Низкоманеврены (так же, как и КЭС);

Имеют относительно высокий суммарный КПД (при значительных отборах пара на производственные и коммунально-бытовые нужды η =60÷70%).

2.3 Гидроэлектростанции

Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора Н. Эта мощность кВт, определяется выражением

где Q –расход воды, м 3 / c ;

Н –напор, м;

η Σ –суммарный КПД;

η С – КПД водоподводящих сооружений;

η Т –КПД гидротурбины;

η Г – КПД гидрогенератора;

При небольших напорах строят русловые ГЭС, при больших напорах

строят плотинные ГЭС, в горных местностях сооружают деривационные.

Особенности ГЭС, следующие:

Строят там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с месторасположением электрической нагрузки;

Большую часть вырабатываемой электроэнергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;

Работают по свободному графику (при наличии водохранилищ);

Высокоманеврены (разворот и набор нагрузки занимает 3–5 минут);

Имеют высокий КПД (η Σ ≈85% ).

Как видно, гидроэлектростанции в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми станциями. Однако в настоящее время строятся тепловые и атомные электростанции.Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций.

Схема ГЭС представлена на рисунке

Рисунок 4–Схема ГЭС

2.4 Атомные электрические станции (АЭС)

АЭС–это тепловые станции, использующие энергию ядерной реакции. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%. Основная масса урана–изотоп U-238 (99,28% всей массы) при захвате нейтронов превращается во вторичное горючее–плутоний.

Pu-239. Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядерное топливо используют обычно в твёрдом виде. Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называются твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону.

Рисунок 5–Схемы атомных электростанций: а)-одноконтурная; б)-двухконтурная; в)-трёхконтурная. 1 -реактор; 2 -турбина; 3 -конденсатор; 4 и 6 -питательные насосы; 5 и 8 -теплообменники активных контуров; 7 -питательные насосы активных контуров; 9 -компенсаторы объёма теплоносителей активных контуров

На рисунке 5 (а, б, в) приведены технологические схемы АЭС.

РБМК–реактор большой мощности канальный, на тепловых нейтронах, водно-графитовый.

ВВЭР–водяной энергетический реактор, на тепловых нейтронах, корпусного типа.

БН–реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Особенности АЭС, следующие:

Могут сооружаться в любом географическом месте, в том числе и в труднодоступном;

По своему режиму автономны от ряда внешних факторов;

Требуют малого количества топлива;

Могут работать по свободному графику нагрузки (за исключением атомных ТЭЦ);

Чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учётом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы;

Слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.

2.5 Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)

Принципиальная технологическая схема газотурбинной электрической станции приведена на рисунке 6.

Рисунок 6–Схема ГТЭС

Топливо (газ, дизельное горючее, мазут) подается в камеру сгорания– 1 , туда же компрессором- 3 нагнетается сжатый воздух. Горючие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине– 2 , которая вращает компрессор и генератор– Запуск установки осуществляется разгонным двигателем– 5 и длится 1-3 минуты, в связи, с чем газотурбинные установки считаются высокоманевренными и пригодны для покрытие пиковых нагрузок в энергосистемах. Выработанная электроэнергия отдаётся в сеть от трансформатора связи– 6.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора, после того как они охладятся до необходимой температуры, направляются в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеют два электрических генератора, приводимых во вращение: один–газовой турбиной, другой–паровой турбиной. Мощность газовой турбины составляет около 20% паровой. Схема ПГУ приведена на рисунке 7.

Рисунок 7–Схема ПГУ

2.6 Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

Назначение гидроаккумулирующих электростанций заключается в выравнивании суточных графиков нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегата ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС; в часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС. Агрегаты ГАЭС высокоманеврены и могут быть быстро переведены из турбинного режима в насосный и при необходимости в режим синхронных компенсаторов. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70-75%, они требуют незначительного обслуживающего персонала и могут быть сооружены там, где возможно создать напорное водохранилище. Схема ГАЭС показана на рисунке 8.

Рисунок 8 – Схема ГАЭС

Кроме рассмотренных типов электростанций имеются электростанции небольшой мощности производящие электрическую энергию не традиционными способами. К ним относятся: ветроэлектростанции, солнечные электростанции (с паровым котлом, с кремневыми фотоэлементами), геотермальные электростанции, приливные электростанции.

3 Собственные нужды (с.н.) тепловых электростанций

Потребители электрической энергии станций относятся к потребителям 1-й категории по надёжности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. Потребители с.н. тепловых электростанций 1-й категории делятся на ответственные и неответственные.

Ответственными являются те механизмы с.н., кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременное прекращения питания неответственных потребителей с.н. не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.

Рисунок 9 – Схема транспорта топлива на тепловой электростанции

3.1 Транспорт топлива

С места добычи твердое топливо доставляется на электростанцию по железной дороге (рисунок 9) в специальных саморазгружающихся вагонах (1). Вагон поступает в закрытое разгрузочное устройство (2) с вагоноопрокидывателем, где топливо высыпается в находящийся под вагоноопрокидывателем приёмный бункер, из которого поступает на ленточный транспортёр (3). В зимнее время вагоны со смёрзшимся углем предварительно подаются в размораживающее устройство (4). Транспортёром уголь подается на склад угля) (5), который обслуживается мостовым грейферным краном (6). Или через дробильную установку (7) в бункера сырого угля (8), установленные перед фронтом котельных агрегатов. В эти бункера уголь может быть подан также со склада (5). Для учёта расхода топлива, поступающего в котельное отделение электростанции, на тракте топлива до бункеров котельной установлены весы для взвешивания этого топлива. Из бункеров сырого угля (8) топливо попадает в систему пылеприготовления: питатели сырого угля (9), а затем в углеразмолочные мельницы (10) , из которых угольная пыль пневматически транспортируется через мельничный сепаратор (11) , в пылевой циклон (12) и пылевые шнеки (13) и затем в пыле накопительный бункер (14), откуда питателями пыли (15) к котельным горелкам (16). Весь пневматический транспорт пыли от мельницы до топки осуществляется мельничным вентилятором (17). Воздух, необходимый для горения топлива, забирается дутьевым вентилятором (18) и подаётся в воздухоподогреватель (19), откуда после подогрева нагнетается частично в мельницу (10) для подсушки и транспортировки топлива в топку котельного агрегата (первичный воздух) и непосредственно к пылеугольным горелкам (вторичный воздух).

3.2 Получение пара, тепла и электрической энергии

Пар на ТЭЦ вырабатывается парогенератором (котлом). Нормальную работу котла обеспечивают различного рода агрегаты, рабочие машины, которые приводятся в действие электродвигателями разного рода тока, напряжения и мощности. Схема получения пара, тепла и электрической энергии представлена на рисунке 10.

Рисунок 10–Схема получения пара, тепла и эл. энергии: 2 -дутевые вентиляторы; 3 -дымовая труба; 5 - турбина; 6 -генератор; 7 -трансформатор связи; 8 -питание потребителей собственных нужд; 9 -потребители,питающиеся генераторным напряжением; 10 -конденсатор; 11 - циркуляционные насосы, подающие холодную воду в конденсатор, для охлаждения отработанного пара; 12 - источник холодной воды; 14 - конденсатные насосы, подающие воду в деаэратор; 16 - насосы, осуществляющие подпитку котла химически очищенной водой; 17 - питательные насосы, подающие подготовленную воду в котёл; 18 - бойлер тепловой сети; 19 - сетевые насосы, питающие горячей водой тепловую сеть; 20 - отбор пара на производственные нужды; 21 - редукционно-охлаждающее устройство; 22 - багорные насосы устройства гидро-золо удаления; 23 - двигатели агрегатов шлакоудаления; 24 - маслонасосы, обеспечивающие смазку вращающихся частей турбины и генератора; 25 -пылепитатели

Кроме того, имеется большое количество электродвигателей не основного оборудования, обеспечивающих работу автоматики, открытие и закрытие задвижек и клапанов, вентиляции помещений и т.п.

Тепловые электрические станции, особенно ТЭЦ, являются наиболее энергоёмкими. Собственные нужды ТЭЦ потребляют 12-14% вырабатываемой станцией электроэнергии, причём агрегаты с.н. являются потребителями 1-й и 2-й категорий по надёжности электроснабжения и расход электроэнергии больше, чем в любой отрасли промышленности.

3.3 Источники питания системы собственных нужд электрических станций

Основными источниками питания системы с.н. являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключённые непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания с.н. тоже связанны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станций, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи. В последнее время на тепловых станциях начали устанавливать газотурбинные агрегаты для питания системы с.н. в аварийных условиях.

Кроме того, на электростанциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждения оборудования при потере основного и резервных источников с.н. На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных КЭС и АЭС требуется установка дизель-генераторов соответствующей, технологическому процессу, мощности.

Основные требования, к системе с.н., состоят в обеспечении надёжности и экономичности работы механизмов с.н. первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов с.н. влечёт за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную. В настоящее время общепризнанно, что электроснабжение механизмов с.н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надёжно и экономично от генераторов станций и энергосистемы (рисунок 11 ).

Рисунок 11–Общая схема питания собственных нужд ТЭС: 1 - магистраль резервного питания; 2 - пускорезервный трансформатор с.н.; 3 - распределительное устройство высшего напряжения станции; 4 - блок генератор-трансформатор; 5 - рабочий трансформатор с.н.; 6 - распределительное устройство с.н.

Эта схема питания системы с.н. станций всех типов в настоящее время обеспечивает надёжность и экономичность:

Широким применением в системе собственных нужд асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;

Успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети с.н.;

Применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях с.н.;

Широким внедрением устройств системной автоматики (АЧР, АВР, АРВ генераторов).

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель генераторов или газотурбинными установками. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов с.н. в нормальном режиме.

Список использованных источников

1. Александров, К.К. Электрические чертежи и схемы. [Текст] / К.К. Александров, Е.Г. Кузьмина. – М. : Энергоатомиздат, 1990. – 285 с.

2. ГОСТ 2.105–95. Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.105–79, ГОСТ 2.906–71 ; введ. 1996–07–01. – Минск: Межгос. совет по стандартизации, метрологии и сертификации; М. : Изд–во стандартов, 2002. – 26 с.

3. ГОСТ 2.106–96 ЕСКД. Текстовые документы [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.106–68, ГОСТ 2.108–68, ГОСТ 2.112–70 ; введ. 1997–07–01 . – М. : Изд–во стандартов, 2004. – 40 с.

4. ГОСТ 7.32–2003. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления [Текст]. – Взамен ГОСТ 7.1-84, ГОСТ 7.16-79, ГОСТ 7.18-79, ГОСТ 7.34-81, ГОСТ 7.40-82 ; введ. 2004–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2004. – 84 с.

5. ГОСТ 7.82–2001. Библиографическая запись. Библиографическое описание электронных ресурсов [Текст]. – введ. 2002–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2001. – 33 с.

6. ГОСТ 7.83–2001. Электронные издания. Основные виды и выходные сведения [Текст]. – введ. 2002–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2002. – 16 с.

7. ГОСТ 2.701–84 ЕСКД . Общие требования к текстовым документам [Текст].– Взамен ГОСТ 2.701 – 86 ; введ. 1985–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1985. – 16 с.

8. ГОСТ 2.702–75 ЕСКД . Правила выполнения электрических схем [Текст]. – Введ. 1977–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1976. – 23 с.

9. ГОСТ 21.613 – 88. Система проектной документации для строительства. Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи [Текст]. – Введ. 88–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1988. – 16 с.

10. ГОСТ 21.614–88. Система проектной документации для строительства. Изображения условные графические электрооборудования и проводок на планах [Текст]. – Введ. 1988–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1988. – 18 с.

11. ГОСТ 2.109–79 ЕСКД. Основные требования к чертежам [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.107–68, ГОСТ 2.109–68 ; введ. 1974–07–01. – М. : Изд-во стандартов, 2001. – 38 с.

12. ГОСТ 2.710 – 81. Обозначения буквенноцифровые в электрических схемах. – М. : Изд–во стандартов, 1985. – 13 с.

13. ГОСТ 2.722 – 68. Обозначения условные графические в схемах. Машины электрические [Текст]. – Введ. 01.01.87. – М. : Изд – во стандартов, 1988. – 85 с.

14. ГОСТ 2.747-68. Обозначения условные графические в схемах. Размеры условных графических обозначений [Текст]. – Введ. 01.01.71. – М. : Изд-во стандартов. – 13 с. (Изменения к нему № 1 от 01.01.91)

15. ГОСТ 2.301–68. ЕСКД. Форматы [Текст]. – М.: Изд–во стандартов, 1981. – 3 с.

16. ГОСТ 2.304–81 ЕСКД. Шрифты чертежные [Текст]. – М. : Изд–во стандартов, 1982. – 8 с.

17. ГОСТ 2.728–74 ЕСКД. Обозначения условные графические в схемах. Резисторы. Конденсаторы [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1985. – 9 с.

18. ГОСТ 2.721–74 ЕСКД. Обозначения условные графические в схемах. Обозначения общего применения. [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1986. – 12 с.

19. ГОСТ 2.709–72 ЕСКД. Система обозначения цепей в электрических схемах. [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1987. –13 с.

20 .ГОСТ 2.104–68 ЕСКД. Основные надписи [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1988. – 5 с.

21.СТП 12–200–98 Стандарт предприятия [Текст]. – Взамен СТП АлтГТУ 12 200–96 ; . – Барнаул. : Изд–во АлтГТУ, 1998. – 30 с.

ТЭС — это предприятие по выработки электроэнергии и тепла. Когда строят электростанцию, то руководствуются следующим, что важнее: расположение рядом источника топлива или расположение рядом источника потребления энергии.

Размещение ТЭС в зависимости от источника топлива.

Давайте представим, что, допустим, мы имеем большое местророждения угля. Если мы здесь построим ТЭС, то снизим издержки на транспортировку топлива. Если учесть, что в стоимости топлива транспортная составляющая довольно большая, то имеет смысл строить ТЭС рядом с местами добычи полезных ископаемых. Но что мы будем делать с полученным электричеством? Хорошо, если есть куда его поблизости сбывать, существует дефицит электричества в районе.

А что делать, если нет потребности в новых электрических мощностях? Тогда мы получавшуюся электроэнергию будем вынуждены передавать по проводам на дальние расстояния. А для того, чтобы передать электричество на дальние расстояния без больших потерь, нужно передавать по высоковольтным проводам. Если их нет, то их нужно будет тянуть. В дальнейшем линии электропередач потребуют обслуживания. Всё это будет также требовать денег.

Размещение ТЭС в зависимости от потребителя.

Большинство новых ТЭС у нас в стране размещают в непосредственной близости от потребителя.

Это связано с тем, что выгоду от размещения ТЭС в непосредственной близости от источника топлива съедает стоимость транспортировки на дальние расстояния по линиям электропередач. К тому же, в таком случае, присутствуют большие потери.

При размещении электростанции непосредственно рядом с потребителем можно выиграть и еще в том случае, если построить ТЭЦ. Вы можете подробней прочитать, . В таком случае существенно снижается себестоимость отпускаемого тепла.

В случае размещения непосредственно рядом с потребителем отпадает надобность строить высоковольтные линии электропередач, достаточно будет напряжения 110 кВ.

Из всего выше написанного можно сделать вывод. Если источник топлива находится далеко, то в настоящей обстановке ТЭС строить лучше, все же, рядом с потребителем. Большая выгода получается, если источник топлива и источник потребления электроэнергии находятся рядом.

Уважаемые посетители! Теперь у Вас появилась возможность посмотреть России.

Процесс преобразования тепловой энергии в электрическую энергию отражается на упрощенных (принципиальных) или полных тепловых схемах.

Принципиальная тепловая схема ТЭС показывает основные потоки теплоносителей, связанные с основ­ным и вспомогательным оборудова­нием в процессах преобразования теплоты сжигаемого топлива для выработки и отпуска электроэнергии и теплоты потребителям. Практически принципиальная тепловая схема сводится к схеме пароводяного тракта ТЭС (энергоблока), эле­менты которого обычно представляют в условных изображениях.

Упрощенная (принципиальная) тепловая схема теплоэнергетической установки, работающей на угле, представлена на рис. 3.1.

Уголь подается в топливный бункер 1 , а из него - в дробильную установку 2 , где превраща­ется в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3 , имеющего систему трубок, в которых цир­кулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода

Рис. 3.1. Упрощенная тепловая схема паротурбинной

пылеугольной ТЭС и внешний вид колеса паровой турбины

нагревается, испаряется, а образовавшийся насы­щенный пар доводится в пароперегревателе до температуры 400-650 °С и под дав­лением 3…25 МПа поступает по паропроводу в паровую турби­ну 4 . Параметры перегретого пара T 0 , P 0 (температура и давление на входе в турбину) зависят от мощности агрегатов. На КЭС весь пар идет на выработку электроэнергии. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6 , а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и исполь­зуется для теплоснабжения (на рис. 3.1 штриховая ли­ния). Конденсат насосом 7 через деаэра­тор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприя­тий в тепловой энергии.

Полная тепловая схема (ПТС) отличается от принципиальной тем, что на ней полностью отображаются оборудование, трубопроводы, запорная, регулирующая и защитная арматура. Полная тепловая схема энергоблока состоит из схем отдельных узлов, в том числе дается общестанционный узел (баки запасного конденсата с перекачивающими насосами, подпитка тепловой сети, подогрев сырой воды и т.п.). К вспомогательным трубопроводам относятся трубопроводы обводные, дренажные, сливные, вспомогательные, отсосов паровоздушной смеси. Обозначения линий и арматуры ПТС следующие:

3.1.1.1. Тепловые схемы кэс

Большинство КЭС нашей страны используют в ка­честве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт∙ч электроэнергии затрачивается несколько сот грам­мов угля. В паровом котле свыше 90 % выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кине­тическая энергия струй пара пере­дается ротору (см. рис. 3.1). Вал турбины жестко соединен с валом генератора. Современные паровые турбины для ТЭС являются быстроходными (3000 об/мин) высокоэкономичными машинами с большим ресурсом работы.

КЭС большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на единицу выработанной электроэнергии, так как, чем выше начальные параметры P 0 и T 0 перед турбиной и ниже конечное давление пара P к, тем выше КПД установки. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру – до 650 °С и давление – до 25 МПа.

На рисунке 3.2 представлены типичные упрощенные тепловые схемы КЭС на органическом топливе. По схеме рисунка 3.2, а подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева t пер; по схеме рисунка 3.2, б наряду с передачей теплоты при этих условиях, теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давлении турбины.

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую – схемой с промежуточным перегревом пара . Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше.

По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2 , находящуюся на одном валу с электрогенератором 3 . Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 4 , охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8 .

Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии металла в трактах воды и пара. В то же время, деаэратор в ряде тепловых схем КЭС может отсутствовать. При этом так называемом нейтрально–кислородном водном режиме в питательную воду подаются в определенном количестве кислород, пероксид водорода или воздух; деаэратор в схеме при этом не нужен.

Р
ис. 3.1. Типичные тепловые схемы паротурбинных

конденсационных установок на органическом топливе без

промежуточного перегрева пара (а ) и с промежуточным

перегревом (б )

Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях 10 , перепускает каскадно в деаэратор 8 , а конденсат греющего пара подогревателей 6 подается дренажным насосом 7 в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора 4 .

Описанные тепловые схемы являются в значительной мере типовыми и незначительно меняются с ростом единичной мощности и начальных параметров пара.

Деаэратор и питательный насос делят схему регенеративного подогрева на группы ПВД (подогреватель высокого давления) и ПНД (подогреватель низкого давления). Группа ПВД состоит, как правило, из 2–3 подогревателей с каскадным сливом дренажей вплоть до деаэратора. Деаэратор питается паром того же отбора, что и предвключенный ПВД. Такая схема включения деаэратора по пару широко распространена. Поскольку в деаэраторе поддерживается постоянное давление пара, а давление в отборе снижается пропорционально снижению расхода пара на турбину, такая схема создает для отбора запас по давлению, который реализуется в предвключенном ПВД. Группа ПНД состоит из 3–5 регенеративных и 2–3 вспомогательных подогревателей. При наличии испарительной установки (градирни) конденсатор испарителя включается между ПНД.

КЭС, производящие только электричество, име­ют невысокий КПД (30 – 40 %), так как большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через конденсаторы пара, градирни, теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора.