МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

Ю.А. ГІЧІВ

ТЕПЛОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Частинаь I

Дніпропетровськ НМетАУ 2011

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ,

МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНА МЕТАЛУРГІЙНА АКАДЕМІЯ УКРАЇНИ

Ю.А. ГІЧІВ

ТЕПЛОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

Частинаь I

Илл 23. Бібліогр.: 4 найм.

Відповідальний випуск, д-р техн. наук, проф.

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

Канд. техн. наук, доц. (НМетАУ)

© Національна металургійна

академія України, 2011

ВСТУП…………………………………………………………………………..4

1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ТЕПЛОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ………………...5

1.1 Визначення та класифікація електростанцій………………………….5

1.2 Технологічна схема теплової електростанції………………………8

1.3 Техніко-економічні показники ТЕС……………………………….11

1.3.1 Енергетичні показники…………………………………….11

1.3.2 Економічні показники…………………………………….13

1.3.3 Експлуатаційні показники………………………………...15

1.4 Вимоги до ТЕС………………………………………16

1.5 Особливості промислових теплових електростанцій………………16

2 ПОБУДОВА ТЕПЛОВИХ СХЕМ ТЕС……………………………………...17

2.1 Загальні поняття про теплові схеми………………………………………17

2.2 Початкові параметри пара……………………………………………….18

2.2.1 Початковий тиск пари……………………………………….18

2.2.2 Початкова температура пари…………………………………...20

2.3 Проміжний перегрів пари…………………………………………..22

2.3.1 Енергетична ефективність проміжного перегріву ... 24

2.3.2 Тиск проміжного перегріву…………………………26

2.3.3 Технічне здійснення проміжного перегріву……27

2.4 Кінцеві параметри пари………………………….…………………….29

2.5 Регенеративний підігрів поживної води…………………………...30

2.5.1 Енергетична ефективність регенеративного підігріву.

2.5.2 Технічне здійснення регенеративного підігріву .......34

2.5.3 Температура регенеративного підігріву поживної води.

2.6 Побудова теплових схем ТЕС з урахуванням основних типів турбін……..39

2.6.1 Побудова теплової схеми з урахуванням турбіни «К»…………...39

2.6.2 Побудова теплової схеми з урахуванням турбіни «Т»….………..41

ЛІТЕРАТУРА……………………………………………………………………...44

ВСТУП

Дисципліна «Теплові електростанції» з низки причин займає особливе значення серед дисциплін, читаних для спеціальності 8(7). - Теплоенергетика.

По-перше, з теоретичної точки зору, дисципліна акумулює в собі знання, отримані студентами, практично за всіма основними попередніми дисциплінами: «Паливо та його спалювання», «Котельні установки», «Нагнітачі та теплові двигуни», «Джерела теплопостачання промислових підприємств» , «Очищення газів» та інші.

По-друге, з практичної точки зору теплові електричні станції (ТЕС) є комплексним енергетичним підприємством, що включає всі основні елементи енергетичного господарства: систему підготовки палива, котельний цех, турбінний цех, систему перетворення та відпуску теплової енергії зовнішнім споживачам, системи утилізації та нейтралізації шкідливі викиди.

По-третє, з промислової точки зору, ТЕС є домінуючими електрогенеруючими підприємствами у вітчизняній та зарубіжній енергетиці. На частку теплових електростанцій припадає близько 70% електрогенеруючих встановлених потужностей в Україні, а з урахуванням атомних електростанцій, де також реалізуються паротурбінні технології, встановлена ​​потужність становить близько 90%.

Даний конспект лекцій розроблений відповідно до робочої програми та навчального плану для спеціальності 8(7). - теплоенергетика і як основні теми включає: загальні відомості про теплові електростанції, принципи побудови теплових схем електростанцій, вибір обладнання та розрахунки теплових схем, компонування обладнання та експлуатація теплових електростанцій.

Дисципліна «Теплові електростанції» сприяє систематизації знань отриманих студентами, розширенню їх професійного кругозору та може бути використана при виконанні курсових робіт з низки інших дисциплін, а також під час підготовки дипломних робіт спеціалістів та випускних робіт магістрів.

1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ТЕПЛОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

1.1 Визначення та класифікація електростанцій

Електростанція- Енергетичне підприємство, призначене для перетворення різних видів паливно-енергетичних ресурсів в електроенергію.

Основні варіанти класифікації електростанцій:

I. Залежно від виду перетворюваних паливно-енергетичних ресурсів:

1) теплові електростанції (ТЕС), в яких електроенергію одержують шляхом перетворення вуглеводневих палив (вугілля, природний газ, мазут, горючі ВЕР та інші);

2) атомні електростанції (АЕС), в яких електроенергію одержують шляхом перетворення атомної енергії ядерного палива;

3) гідроелектростанції (ГЕС), в яких електроенергію одержують шляхом перетворення механічної енергії потоку природного джерела води, в першу чергу річок.

До цього варіанта класифікації можна також віднести електростанції, які використовують нетрадиційні та відновлювані джерела енергії:

· Сонячні електростанції;

· Геотермальні електростанції;

· вітроелектростанції;

· Приливні електростанції та інші.

ІІ. Для даної дисципліни цікаві більш поглиблена класифікація теплових електростанцій, які в залежності від виду теплових двигунів поділяються на:

1) паротурбінні електростанції (ПТУ);

2) газотурбінні електростанції (ГТУ);

3) парогазові електростанції (ПГЕ);

4) електростанції на двигунах внутрішнього згоряння (ДВЗ).

Серед цих електростанцій домінуючі значення мають паротурбінні електростанції, частку яких припадає понад 95% сумарної встановленої потужності ТЕС.

ІІІ. Залежно від виду енергоносіїв, що відпускаються зовнішньому споживачеві, паротурбінні електростанції поділяються на:

1) конденсаційні електростанції (КЕС), що відпускають зовнішньому споживачеві виключно електроенергію;

2) теплоелектроцентралі (ТЕЦ), що відпускають зовнішнього споживача і теплову, і електричну енергію.

IV. Залежно від призначення та відомчого підпорядкування електростанції поділяються на:

1) районні електростанції, призначені для забезпечення електроенергією всіх споживачів району;

2) промислові електростанції, які входять до складу промислових підприємств та призначені для забезпечення електроенергією насамперед споживачів підприємств.

V. Залежно від тривалості використання встановленої потужності протягом року електростанції поділяються на:

1) базисні (Б): 6000÷7500 год/рік, тобто понад 70% тривалості року;

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

3) напівпікові (П/П): 2000÷4000 год/рік, 20÷50%;

4) пікові (П): до 2000 год/рік, до 20% тривалості року.

Цей варіант класифікації можна проілюструвати з прикладу графіка тривалості електричних навантажень:

Рисунок 1.1 – Графік тривалості електричних навантажень

VI. Залежно від тиску пари, що надходить у турбіни, паротурбінні ТЕС поділяються на:

1) низький тиск: до 4 МПа;

2) середнього тиску: до 9 – 13 МПа;

3) високого тиску: до 25 – 30 МПа, зокрема:

● докритичного тиску: до 18 – 20 МПа

● критичного та надкритичного тиску: понад 22 МПа

VII. Залежно від потужності паротурбінні електростанції поділяються на:

1) електростанції малої потужності: загальна встановлена ​​потужність до 100 МВт при одиничній потужності встановлених турбогенераторів до 25 МВт;

2) середньої потужності: загальна встановлена ​​потужність до 1000 МВт при одиничній потужності встановлених турбогенераторів до 200 МВт;

3) великої потужності: загальна встановлена ​​потужність понад 1000 МВт при одиничній потужності встановлених турбогенераторів понад 200 МВт.

VIII. Залежно від способу приєднання парогенераторів до турбогенераторів теплові електростанції поділяються на:

1) централізовані (неблокові) ТЕС, у яких пара від усіх котлів надходить в один центральний паропровід, а потім розподіляється турбогенераторами (див. рис.1.2);

1 – парогенератор; 2 – парова турбіна; 3 – центральний (головний) паропровід; 4 – конденсатор парової турбіни; 5 – електрогенератор; 6 – трансформатор.

Малюнок 1.2 – Принципова схема централізованої (неблокової) ТЕС

2) блокові ТЕС, у яких кожен із встановлених парогенераторів приєднаний до цілком певного турбогенератора (див. рис.1.3).

1 – парогенератор; 2 – парова турбіна; 3 – проміжний пароперегрівач; 4 – конденсатор парової турбіни; 5 – електрогенератор; 6 – трансформатор.

Малюнок 1.3 – Принципова схема блокової ТЕС

На відміну від неблочної блочна схема ТЕС вимагає менше капітальних витрат, простіше в експлуатації та створює умови для повної автоматизації паротурбінної установки електростанції. У блоковій схемі скорочується кількість трубопроводів та виробничих обсягів станції для розміщення обладнання. При використанні проміжного перегріву пари застосування блокових схем обов'язково, тому що в іншому випадку неможливо контролювати потік пари, що відпускається з турбіни на перегрів.

1.2 Технологічна схема теплової електростанції

p align="justify"> Технологічна схема зображує основні частини електростанції, їх взаємозв'язок і, відповідно, показує послідовність технологічних операцій від моменту доставки палива на станцію до відпустки електроенергії споживачеві.

Як приклад на малюнку 1.4 представлена ​​технологічна схема пилокутної паротурбінної електростанції. Такий тип ТЕС переважає серед діючих базисних теплових електростанцій в Україні та за кордоном.

Нд – витрата палива на станції; Дп. р. – продуктивність парогенератора; Дс. н. – умовна витрата пари на власні потреби станції; Дт - витрата пари на турбіну; Евир – кількість виробленої електроенергії; Есн – витрата електроенергії на власні потреби станції; ЕОТП - кількість електроенергії, відпущеної зовнішньому споживачеві.

Рисунок 1.4 – Приклад технологічної схеми паротурбінної пиловугільної електростанції

Технологічну схему ТЕС прийнято розділяти на три частини, які на малюнку 1.4 відзначені пунктирними лініями:

I … Паливно-газоповітряний тракт, який включає:

1 - паливне господарство (розвантажувальний пристрій, склад сирого вугілля, дробильні установки, бункери дробленого вугілля, крани, транспортери);

2 - систему пилоприготування (вугільні млини, дрібні вентилятори, бункери вугільного пилу, живильники);

3 – дутьовий вентилятор для подачі повітря на спалювання палива;

4 - Парогенератор;

5 - газоочищення;

6 – димосос;

7 - Димову трубу;

8 – багерний насос для транспортування гідрозолошлакової суміші;

9 - Подачу гідрозолошлакової суміші на утилізацію.

Загалом паливно-газоповітряний тракт включає : паливне господарство, систему пилоприготування, тягодутьєві засоби, газоходи котла та систему золошлаковидалення.

II … Пароводяний тракт, який включає:

10 - Парову турбіну;

11 – конденсатор парової турбіни;

12 – циркуляційний насос оборотної системи водопостачання для охолодження конденсатора;

13 - Охолодний пристрій оборотної системи;

14 - Подачу додаткової води, що компенсує втрати води в оборотній системі;

15 - Подачу сирої води для підготовки хімочищеної води, що компенсує втрати конденсату на станції;

16 - хімводоочищення;

17 – насос хімводоочищення, що подає додаткову хімочищену воду в потік конденсату пари, що відпрацювала;

18 – конденсатний насос;

19 - Регенеративний підігрівач живильної води низького тиску;

20 - Деаератор;

21 - Поживний насос;

22 - Регенеративний підігрівач живильної води високого тиску;

23 – дренажні насоси для відведення конденсату пари, що гріє, з теплообмінника;

24 - Регенеративні відбори пари;

25 - Проміжний пароперегрівач.

Загалом пароводяний тракт включає: пароводяну частину котла, турбіну, конденсатну установку, системи підготовки охолоджувальної циркуляційної води та додаткової хімочищеної системи регенеративного підігріву поживної води та деаерацію поживної води.

III … Електрична частина, що включає:

26 - Електрогенератор;

27 - Підвищує трансформатор для електроенергії, що відпускається зовнішньому споживачеві;

28 – шини відкритого розподільчого пристрою електростанції;

29 – трансформатор для електроенергії потреб електростанції;

30 – шини розподільчого устрою електроенергії власних потреб.

Таким чином, електрична частина включає: електрогенератор, трансформатори та шини розподільчих пристроїв.

1.3 Техніко-економічні показники ТЕС

Техніко-економічні показники ТЕС поділяються на 3 групи: енергетичні, економічні та експлуатаційні, які, відповідно, призначені для оцінки технічного рівня, економічності та якості експлуатації станції.

1.3.1 Енергетичні показники

Основні енергетичні показники ТЕС включають: к. п.д. електростанції (), питома витрата теплоти (), питома витрата палива на вироблення електроенергії ().

Ці показники називають показниками теплової економічності станції.

За наслідками фактичної роботи електростанції, к. п.д. визначається співвідношеннями:

; (1.1)

; (1.2)

При проектуванні електростанції та для аналізу її роботи, к. п.д. визначають творами, які враховують к. п.д. окремих елементів станції:

де ?кот, ?турб - к. п.д. котельного та турбінного цехів;

ηт. п. – к. п.д. теплового потоку, який враховує втрати теплоти теплоносіями всередині станції внаслідок передачі теплоти в навколишнє середовищечерез стінки трубопроводу та витоків теплоносія, ηт. п. = 0,98 ... 0,99 (пор. 0,985);

eсн - частка електроенергії, витрачена на власні потреби електростанції (електропривід у системі підготовки палива, привід тягодутьевих засобів котельного цеху, привід насосів та інше), eсн = Есн / Евир = 0,05 ... 0,10 (СР 0,075);

qсн - частка витрати теплоти на власні потреби (хімводоочищення, деаерація поживної води, робота парових ежекторів, що забезпечують вакуум у конденсаторі, та інше), qсн = 0,01 ... 0,02 (СР 0,015).

К. п.д. котельного цеху можна як к. п.д. парогенератора: ηкот = ηп. р. = 0,88 ... 0,96 (пор. 0,92)

К. п.д. турбінного цеху можна як абсолютний електричний к. п.д. турбогенератора:

ηтурб = ηт. р. = ηt · ηoi · ηм, (1.5)

де ηt - Термічний к. п.д. циклу паротурбінної установки (ставлення використаної теплоти до підведеної), t = 0,42 ... 0,46 (пор. 0,44);

ηoi - внутрішній відносний к. п.д. турбіни (враховує втрати всередині турбіни внаслідок тертя пари, перетоків, вентиляції), ηoi = 0,76…0,92 (пор. 0,84);

ηм – електромеханічний к. п.д., який враховує втрати при передачі механічної енергії від турбіни до генератора та втрати в самому електрогенераторі, ηен = 0,98…0,99 (пор. 0,985).

З урахуванням твору (1.5) вираз (1.4) для к.п.д. електростанції нетто набуває вигляду:

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

і після підстановки середніх значень становитиме:

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

Загалом, для електростанції к. п.д. нетто змінюється не більше: ηснетто = 0,28…0,38.

Питома витрата теплоти на вироблення електроенергії визначається ставленням:

, (1.7)

де Qтопл - теплота, що отримується від спалювання палива .

; (1.8)

де рН - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень, рік-1.

Величина зворотна рН дає термін окупності капіталовкладень, наприклад, при рН = 0,12 рік-1 термін окупності складе:

Наведені витрати використовують для вибору найбільш економічного варіанта спорудження нової чи реконструкції існуючої електростанції.

1.3.3 Експлуатаційні показники

Експлуатаційні показники оцінюють якість експлуатації електростанції і, зокрема, включають:

1) штатний коефіцієнт (кількість обслуговуючого персоналу на 1 МВт встановленої потужності станції), Ш (чол/МВт);

2) коефіцієнт використання встановленої потужності електростанції (відношення фактичного вироблення електроенергії до максимально можливого вироблення)

; (1.16)

3) кількість годин використання встановленої потужності

4) коефіцієнт готовності обладнання та коефіцієнт технічного використання обладнання

; (1.18)

Коефіцієнти готовності устаткування котельного і турбінного цехів становлять: Кготкот = 0,96…0,97, Кготтурб = 0,97…0,98.

Коефіцієнт використання устаткування ТЕС становить: КиспТЭС = 0,85…0,90.

1.4 Вимоги до ТЕС

Вимоги до ТЕС поділяються на 2 групи: технічні та економічні.

До технічних вимог належать:

· надійність (безперебійна подача електроенергії у відповідність до вимог споживачів та диспетчерським графіком електричних навантажень);

· Маневреність (можливість швидкого збільшення або зняття навантаження, а також пуску або зупинки агрегатів);

· теплова економічність (максимальна к. п.д. та мінімальна питома витрата палива при різних режимах роботи станції);

· Екологічність (мінімальні шкідливі викиди в довкілля та не перевищення допустимих викидів при різних режимах роботи станції).

Економічні вимоги зводяться до мінімальної собівартості електроенергії за умови дотримання всіх технічних вимог.

1.5 Особливості промислових теплових електростанцій

Серед основних особливостей промислових теплових електростанцій слід виділити:

1) двосторонній зв'язок електростанції з основними технологічними цехами (електростанція забезпечує електричне навантаження технологічних цехів та відповідно до потреби змінює відпустку електроенергії, а цехи в ряді випадків є джерелами теплових та горючих ВЕР, що використовуються на електростанціях);

2) спільність низки систем електростанцій та технологічних цехів підприємства (паливопостачання, водопостачання, транспортне господарство, ремонтна база, що скорочує витрати на спорудження станції);

3) наявність на промислових електростанціях крім турбогенераторів турбокомпресорів і турбовоздуходувок для подачі технологічних газів у цехи підприємства;

4) переважання серед промислових електростанцій теплоелектроцентралей (ТЕЦ);

5) порівняно невелика потужність промислових ТЕС:

70 ... 80%, ≤ 100 МВт.

Промислові ТЕС дають 15…20% загального вироблення електроенергії.

2 ПОБУДОВА ТЕПЛОВИХ СХЕМ ТЕС

2.1 Загальні поняття про теплові схеми

Теплові схеми відносяться до пароводяних трактів електростанцій та показують :

1) взаємне розташування основного та допоміжного обладнання станції;

2) технологічний зв'язок обладнання через лінії трубопроводу теплоносіїв.

Теплові схеми можна розділити на 2 види:

1) важливі;

2) розгорнуті.

На важливих схемах устаткування показано обсягом, необхідному розрахунку теплової схеми та аналізу результатів розрахунку.

За підсумками принципової схеми вирішують такі:

1) визначають витрати та параметри теплоносіїв у різних елементах схеми;

2) вибирають обладнання;

3) розробляють розгорнуті теплові схеми.

Розгорнуті теплові схемивключають все обладнання станції, в тому числі і резервне, всі трубопроводи станції із запірно-регулюючою арматурою.

На основі розгорнутих схем вирішують такі завдання:

1) взаємне розміщення устаткування під час проектування електростанцій;

2) виконання робочих креслень під час проектування;

3) експлуатація станцій.

Побудови теплових схем передує вирішення наступних питань:

1) вибір типу станції, що здійснюється на основі виду та кількості очікуваних енергетичних навантажень, тобто КЕС або ТЕЦ;

2) визначають електричні та теплові потужності станції в цілому та потужності окремих її блоків (агрегатів);

3) вибирають початкові та кінцеві параметри пари;

4) визначають необхідність проміжного перегріву пари;

5) вибирають типи парогенераторів та турбін;

6) розробляють схему регенеративного підігріву поживної води;

7) компонують основні технічні рішення за тепловою схемою (потужності агрегатів, параметри пари, тип турбін) з низкою допоміжних питань: підготовка додаткової хімочищеної води, деаерація води, утилізація продувної води парогенераторів, привод поживних насосів та інших.

На розвиток теплових схем основний вплив мають 3 фактори:

1) величина початкових та кінцевих параметрів пари в паротурбінній установці;

2) проміжний перегрів пари;

3) регенеративний підігрів поживної води.

2.2 Початкові параметри пари

Початкові параметри пари є тиск (P1) і температуру (t1) пари перед стопорним клапаном турбіни.

2.2.1 Початковий тиск пари

Початковий тиск пари впливає на к. п.д. електростанції і в першу чергу через термічний к. п.д. циклу паротурбінної установки, що при визначенні к. п.д. електростанції має мінімальне значення (?t = 0,42 ... 0,46):

Для визначення термічного к.п.д. можна використовувати iS– діаграму водяної пари (див. рис.2.1):

(2.2)

де Над – адіабатне теплопадіння пари (для ідеального циклу);

qпідв – кількість теплоти, підведеної до циклу;

i1, i2 – ентальпія пари до і після турбіни;

i2" – ентальпія конденсату пари, що відпрацювала в турбіні (i2" = cpt2).

Малюнок 2.1 - До визначення термічного к.п.д.

Результати розрахунку за формулою (2.2) дають такі значення к. п.д.:

ηt, частки од.

Тут 3,4…23,5 МПа стандартні тиски пари, прийняті для паротурбінних електростанцій в енергетиці України.

З результатів розрахунку випливає, що зі збільшенням початкового тиску пари значення к. п.д. зростає. Разом з цим, збільшення тиску має низку негативних наслідків:

1) зі збільшенням тиску, зменшується об'єм пари, зменшується прохідний переріз проточної частини турбіни і довжина лопаток, а, отже, збільшуються перетікання пари, що призводить до зменшення внутрішнього відносного к. п.д. турбіни (ηоі);

2) збільшення тиску призводить до збільшення втрат пари через торцеві ущільнення турбіни;

3) зростає витрата металу на обладнання та вартість паротурбінної установки.

Для виключення негативного впливу слід разом із збільшенням тиску збільшити потужність турбіни, що забезпечує :

1) збільшення витрати пари (виключає зменшення прохідного перерізу в турбіні та довжини лопаток);

2) зменшує відносне вибивання пари через торцеві ущільнення;

3) збільшення тиску разом із збільшенням потужності дозволяє зробити трубопроводи більш компактними та знизити витрату металу.

Оптимальне співвідношення між початковим тиском пари і потужністю турбіни, отримане на основі аналізу роботи електростанцій, що діють за кордоном, представлено на малюнку 2.2 (оптимальне співвідношення зазначено штрихуванням).

Рисунок 2.2 – Співвідношення між потужністю турбогенератора (N) та початковим тиском пари (P1).

2.2.2 Початкова температура пари

При підвищенні початкового тиску пари зростає вологість пари на виході з турбіни, що ілюструється графіками на iS – діаграмі (див. рис. 2.3).

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

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Рисунок 2.3 – Характер зміни кінцевої вологості пари зі збільшенням початкового тиску пари.

Наявність вологості пари збільшує втрати від тертя, знижує відносний внутрішній к. п.д. і викликає краплинну ерозію лопаток та інших елементів проточної частини турбіни, що призводить до їхнього руйнування.

Гранично допустима вологість пари (y2доп) залежить від довжини лопаток (lл); наприклад:

lл ≤ 750…1000 мм y2доп ≤ 8…10%

lл ≤ 600 мм y2доп ≤ 13%

Для зниження вологості пари слід разом із збільшенням тиску пари збільшити її температуру, що ілюструється малюнком 2.4.

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

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

y2< y2" < y2""

Рисунок 2.4 – Характер зміни кінцевої вологості пари зі збільшенням початкової температури пари.

Температура пари обмежується термостійкістю сталі, з якої виготовляється пароперегрівач, трубопроводи, елементи турбіни.

Можливе застосування сталей 4-х класів:

1) вуглецеві та марганцеві сталі (з граничною температурою tпр ≤ 450…500°С);

2) хромомолібденові та хромомолібденованадієві сталі перлітного класу (tпр ≤ 570…585°С);

3) високохромисті сталі мартенсито-феритного класу (tпр ≤ 600...630°С);

4) нержавіючі хромонікелеві сталі аустенітного класу (tпр ≤ 650…700°С).

При переході від одного класу стали до іншого, різко зростає вартість обладнання.

Клас сталі

Відносна вартість

На даному етапі з економічного погляду доцільно застосування сталі перлітного класу з робочою температурою tр ≤ 540°С (565°С). Сталі мартенсито-феритного та аустенітного класу призводять до різкого збільшення вартості обладнання.

Слід зазначити вплив початкової температури пари на термічний к. п.д. циклу паротурбінної установки. Збільшення температури пари призводить до збільшення термічного к.п.д.:

Технологічна схема ТЕС, що працює на вугіллі , показано малюнку 3.4. Вона є складним комплексом взаємозалежних трактів і систем: систему пилоприготування; систему паливоподачі та розпалювання палива (паливний тракт); систему шлакозоловидалення; газоповітряний тракт; систему пароводяного тракту, що включає пароводяний котел і турбінну установку; систему приготування та подачі додаткової води на поповнення втрат поживної води; систему технічного водопостачання, що забезпечує охолодження пари; систему мережевих водопідігрівальних установок; електроенергетичну систему, що включає синхронний генератор, що підвищує трансформатор, високовольтний розподільний пристрій та ін.

Нижче дана коротка характеристикаосновних систем та трактів технологічної схеми ТЕС на прикладі ТЕЦ, що працює на вугіллі.

Мал. 3.3. Технологічна схема пилокутної електростанції

1. Система пилоприготування. Паливний тракт. Доставка твердого палива здійснюється залізницею у спеціальних напіввагонах 1 (Див. рис. 3.4). Напіввагони з вугіллям зважують на залізничних терезах. У зимовий час напіввагони з вугіллям пропускають через тепляк, що розморожує, в якому здійснюється підігрів стінок напіввагону підігрітим повітрям. Далі напіввагон заштовхується в розвантажувальний пристрій - вагоноперекидач 2 , у якому він повертається навколо поздовжньої осі на кут близько 180 0 ; вугілля скидається на грати, що перекривають приймальні бункери. Вугілля з бункерів подається живильниками на транспортер 4 , яким він надходить чи вугільний склад 3 , або через дробильне відділення 5 в бункери сирого вугілля котельні 6 , які можуть також доставлятися з вугільного складу.

З дробильної установки паливо надходить у бункер сирого вугілля. 6 , а звідти через живильники – до пиловугільних млинів 7 . Вугільний пил пневматично транспортується через сепаратор 8 та циклон 9 в бункер вугільного пилу 10 , а звідти живильниками 11 подається до пальників. Повітря з циклону засмоктується вентилятором млина. 12 і подається в камеру топки котла 13 .

Весь цей паливний тракт разом із вугільним складом відноситься до системи паливоподачі, яку обслуговує персонал паливно-транспортного цеху ТЕС.

Пилокутні котли обов'язково мають також паливо, зазвичай мазут. Мазут доставляється в залізничних цистернах, де він перед зливом розігрівається парою. За допомогою насосів першого та другого підйому він подається до мазутних форсунок. Паливом може бути також природний газ, що надходить з газопроводу через газорегулювальний пункт до газових пальників.

На ТЕС, що спалюють газомазутне паливо, паливне господарство значно спрощується порівняно з пилокутними ТЕС. Стають непотрібними вугільний склад, дробильне відділення, система транспортера, бункера сирого вугілля та пилу, а також системи золоуловлювання та золошлаковидалення.

2. Газоповітряний тракт. Система шлакозоловидалення.Повітря, необхідне для горіння, подається в воздухоподо–

грівачі парового котла дуттьовим вентилятором 14 . Забирається повітря зазвичай з верхньої частини котельні та (при парових котлах великої продуктивності) зовні котельного відділення.

Гази, що утворюються при горінні в камері топки, після виходу з неї проходять послідовно газоходи котельної установки, де в пароперегрівачі (первинному і вторинному, якщо здійснюється цикл з проміжним перегрівом пари) і водяному економайзері віддають теплоту робочому тілу, а повітропідігрівачу - подається в паровий котел повітря. Потім у золоуловлювачах (електрофільтрах) 15 гази очищаються від летючої золи та через димову трубу 17 димососами 16 викидаються у повітря.

Шлак і зола, що випадають під камерою топки, повітропідігрівачем і золоуловлювачами, змиваються водою і по каналах надходять до багерних насосів 33 які перекачують їх у золовідвали.

3. Пароводяний тракт.Перегріта в пароперегрівачі пара від парового котла 13 по паропроводам та системі сопел надходить до турбіни 22 .

Конденсат із конденсатора 23 турбіни подається конденсатними насосами 24 через регенеративні підігрівачі низького тиску 18 у деаератор 20 , В якому вода доводиться до кипіння; при цьому вона звільняється від розчинених у ній агресивних газів Про 2 і 2 , що запобігає корозії в пароводяному тракті. З деаератора вода подається живильними насосами 21 через підігрівачі високого тиску 19 в економайзер котла, забезпечуючи попередній нагрівання води та суттєво підвищуючи ККД ТЕС.

Пароводяний тракт ТЕС є найбільш складним і відповідальним, оскільки в цьому тракті мають місце найвищі температури металу та найвищі тиски пари та води.

Для забезпечення функціонування пароводяного тракту необхідні система приготування та подачі додаткової води на поповнення втрат робочого тіла, а також система технічного водопостачання ТЕС для подачі води, що охолоджує, в конденсатор турбіни.

4. Система приготування та подачі додаткової води.Додаткова вода утворюється в результаті хімічного очищення сирої води, що здійснюється в спеціальних іонообмінних фільтрах хімводоочищення.

Втрати пари та конденсату внаслідок витоків у пароводяному тракті заповнюються в даній схемі хімічно знесоленою водою, яка подається з бака знесоленої води насосом, що перекачує, в лінію конденсату за конденсатором турбіни.

Пристрої для хімічної обробки додаткової води знаходяться у хімічному цеху. 28 (цеху хімводоочищення).

5. Система охолодження пари.Охолоджувальна вода подається в конденсатор із приймального колодязя водопостачання 26 циркуляційними насосами 25 . Підігріта в конденсаторі вода, що охолоджує, скидається в збірну криницю 27 того ж джерела води на деякій відстані від місця забору, достатньому для того, щоб підігріта вода не підмішувалася до забирається.

У багатьох технологічних схемах ТЕС вода, що охолоджує, прокачується через трубки конденсатора циркуляційними насосами. 25 і потім надходить до баштового охолоджувача (градирню), де за рахунок випаровування вода охолоджується на той же перепад температур, на який вона нагрілася в конденсаторі. Система водопостачання із градирнями застосовується переважно на ТЕЦ. На КЕС застосовується система водопостачання з ставками-охолоджувачами. При випарному охолодженні води випар приблизно дорівнює кількості конденсується в конденсаторах турбін пари. Тому потрібне підживлення систем водопостачання, зазвичай водою з річки.

6. Система мережевих водопідігрівальних установок.У схемах може бути передбачена невелика підігрівальна мережна установка для теплофікації електростанції та прилеглого селища. До мережних підігрівачів 29 цієї установки пара надходить від відборів турбіни, конденсат відводиться по лінії 31 . Мережева вода підводиться до підігрівача і відводиться від нього трубопроводами 30 .

7. Електроенергетична система.Електричний генератор, що обертається паровою турбіною, виробляє змінний електричний струм, який через трансформатор, що підвищує, йде на збірні шини відкритого розподільного пристрою (ГРП) ТЕС. До висновків генератора через трансформатор потреб приєднані також шини системи потреб. Таким чином, споживачі власних потреб енергоблока (електродвигуни агрегатів власних потреб – насосів, вентиляторів, млинів тощо) живляться від генератора енергоблоку. Для постачання електроенергії електродвигунів, освітлювальних пристроїв та приладів електростанції є електричний розподільний пристрій власних потреб 32 .

У особливих випадках (аварійні ситуації, скидання навантаження, пуск та зупинки) харчування власних потреб забезпечується через резервний трансформатор шин ОРУ. Надійне електроживлення електродвигунів агрегатів власних потреб забезпечує надійність функціонування енергоблоків та ТЕС загалом. Порушення електроживлення власних потреб призводить до відмов та аварій.

Принципова відмінність технологічної схеми газотурбінної енергетичної установки (ГТУ) від паротурбінної полягає в тому, що ГТУ хімічна енергія палива перетворюється на механічну в одному агрегаті - газовій турбіні, внаслідок чого відпадає необхідність у паровому котлі.

Газотурбінна установка (рис. 3.5) складається з камери згоряння КС, газової турбіни ГТ, повітряного компресора К та електричного генератора Г. Компресор К засмоктує атмосферне повітря, стискає його в середньому до 6-10 кг/см 2 і подає до камери згоряння КС. У камеру згоряння потрапляє і паливо (наприклад, солярове масло, природний чи промисловий газ), яке згоряє серед стисненого повітря.


Мал. 3.4. Спрощена технологічна схема газотурбінної

електростанції на рідкому чи газовому паливі: Т – паливо; В –

повітря; КС – камера згоряння; ГТ – газова турбіна; К – повітряний компресор; Г – електричний генератор
Гарячі гази з температурою 600–800 °З камери згоряння надходять у газову турбіну ГТ. Проходячи через турбіну, вони розширюються до атмосферного тиску і, рухаючись із великою швидкістю між лопатками, обертають вал турбіни. Гази, що відпрацювали, через вихлопну трубу йдуть в атмосферу. Значна частина потужності газової турбіни витрачається обертання компресора та інших допоміжних пристроїв.

Основними перевагами газотурбінних установок у порівнянні з паротурбінними є:

1) відсутність котельної установки та хімводоочищення;

2) значно менша потреба в охолодній воді, що дає можливість застосовувати ГТУ у районах з обмеженими водними ресурсами;

3) значно менша кількість експлуатаційного персоналу;

4) швидкий пуск у хід;

5) нижча вартість вироблюваної електроенергії.
3.1.3. Компунувальні схеми ТЕС
ТЕС за типом (структурою) теплової схеми поділяються на блокові та неблокові.

При блоковій схемівсе основне та допоміжне обладнання установки не має технологічних зв'язків з обладнанням іншої установки електростанції. На електростанціях на органічному паливі до кожної турбіни пара підводиться лише від одного або двох з'єднаних з нею котлів. Паротурбінну установку, турбіна якої живиться парою від одного парового котла, називають моноблоком, за наявності двох котлів на одну турбіну – дубль-блоком.

При неблоковій схеміТЕС пар від усіх парових котлів надходить у загальну магістраль і лише звідти розподіляється окремими турбінами. У ряді випадків є можливість спрямовувати пару безпосередньо від парових котлів до турбін, проте загальна сполучна магістраль при цьому зберігається, тому завжди можна використовувати пару від усіх котлів для живлення будь-якої турбіни. Лінії, якими вода подається в парові котли (поживні трубопроводи), також мають поперечні зв'язки.

Блокові ТЕС дешевші за неблочні, оскільки спрощується схема трубопроводів, скорочується кількість арматури. Керувати окремими агрегатами на такій станції простіше, установки блокового типу легко автоматизувати. В експлуатації робота одного блоку не відбивається на сусідніх блоках. При розширенні електростанції наступний блок може мати іншу потужність та працювати на нових параметрах. Це дає можливість на станції, що розширюється, встановлювати більш потужне обладнання з більш високими параметрами, тобто. дозволяє вдосконалювати обладнання та підвищувати техніко-економічні показники електростанції. Процеси налагодження нового устаткування у своїй не відбиваються на роботі раніше встановлених агрегатів. Однак для нормальної експлуатації блокових ТЕС надійність їхнього обладнання має бути значно вищою, ніж на неблочних. У блоках немає резервних парових казанів; якщо можлива продуктивність котла вище необхідної для цієї турбіни витрати, частину пари (так званий прихований резерв, який широко використовується на неблочних ТЕС) тут не можна перепустити на іншу установку. Для паротурбінних установок з проміжним перегріванням пара блокова схема є практично єдино можливою, оскільки неблочна схема станції в цьому випадку виявиться надмірно складною.

У нашій країні паротурбінні установки ТЕС без регульованих відборів пари з початковим тиском P 0 ≤8,8 МПа та установки з регульованими відборами при P 0 ≤12,7 МПа, що працюють за циклами без проміжного перегріву пари, будуються неблочними. При більш високих тисках (на КЕС при P 0 ≥12,7 МПа, а на ТЕЦ при P 0 = 23,5 МПа) всі паротурбінні агрегати працюють за циклами з проміжним перегрівом, і станції з такими установками будують блоковими.

У головній будівлі (головному корпусі) розміщують основне та допоміжне обладнання, що безпосередньо використовується в технологічному процесі електростанції. Взаємне розташування обладнання та будівельних конструкцій називають компонуванням головної будівлі електростанції.

Головна будівля електростанції зазвичай складається з машинного залу, котельні (з бункерним відділенням під час роботи на твердому паливі) або реакторного відділення на АЕС та деаераторного приміщення. У машинному залі поряд з основним обладнанням (насамперед турбоагрегатами) розміщують: конденсатні насоси, регенеративні підігрівачі низького і високого тиску, живильні насосні установки, випарники, пароперетворювачі, мережні підігрівачі (на ТЕЦ), допоміжні підігрівачі та інші.

У разі теплого клімату (наприклад, на Кавказі, у Середній Азії та інших.), за відсутності значних атмосферних опадів , пилових бур і т.п. на КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкрите компонування обладнання. При цьому над казанами влаштовують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне обладнання турбоустановки розміщують у закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС із відкритим компонуванням знижується до 0,2–0,3 м 3 /кВт, що здешевлює споруду КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани та інші вантажопідйомні механізми для монтажу та ремонту енергетичного обладнання.

На рис. 3.6. наведено компонувальну схему енергоблоку пиловугільної електростанції: I – приміщення парогенераторів; II – машинний зал, III – насосна станція води, що охолоджує; 1 - Розвантажувальний пристрій; 2 - Дробильна установка; 3 – водяний економайзер та повітропідігрівач; 4 – пароперегрівачі; 5 6 - топкова камера; 7 – пиловугільні пальники; 8 -парогенератор; 9 - Млиновий вентилятор; 10 - Бункер вугільного пилу; 11 - живильники пилу; 12 - трубопроводи пари проміжного перегріву; 13 - Деаератор; 14 - парова турбіна; 15 - Електричний генератор; 16 - Підвищує електричний трансформатор; 17 – конденсатор; 18 - подачі та зливні трубопроводи охолоджувальної води; 19 - Конденсатні насоси; 20 - Регенеративні ПНД; 21 - Поживний насос; 22 - Регенеративні ПВД; 23 – дутьовий вентилятор; 24 - золоуловлювач; 25 – шлакосмивні та золозмивні канали; ЕЕ– електроенергія високої напруги.

На рис. 3.7 наведено спрощену компонувальну схему газомазутної електростанції потужністю 2400 МВт із зазначенням розміщення тільки основного та частини допоміжного обладнання, а також габаритів споруд (м): 1 - Котельне відділення; 2 -турбінне відділення; 3 – конденсаторне відділення; 4 - генераторне відділення; 5 - Деаераторне відділення; 6 – дутьовий вентилятор; 7 - Регенеративні повітропідігрівачі; 8 - розподіл власних потреб (РУСН); 9 - димова труба.

Мал. 3.7. Компонування головного корпусу газомазутного

електростанції потужністю 2400 МВт
Основне обладнання КЕС (котельні та турбінні агрегати) розміщують у головному корпусі, котли та пилопідготовчу установку (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) – у котельному відділенні, турбоагрегати та їх допоміжне обладнання – у машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному казану на турбіну. Котел із турбоагрегатом та їх допоміжним обладнанням утворюють окрему частину – моноблок електростанції.

Для турбін потужністю 150-1200 МВт потрібні котли продуктивністю відповідно 500-3600 м 3 /год пара. Раніше на ДРЕС застосовували по два казани на турбіну, тобто. дубль-блоки . На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 МВт і менше застосовували неблочну централізовану схему, коли пар з котлів відводиться у загальну парову магістраль, та якщо з неї розподіляється між турбінами.

Розміри головного корпусу залежать від потужності обладнання, що розміщується в ньому: довжина одного блоку 30-100 м, ширина 70-100 м. Висота машинного залу близько 30 м, котельні - 50 мі більше. Економічність компонування головного корпусу оцінюють приблизно питомою кубатурою, що дорівнює пиловугільній КЕС близько 0,7–0,8 м 3 /кВт , а на газомазутній – близько 0,6–0,7 м 3 /кВт. Частину допоміжного обладнання котельні (димососи, дутьові вентилятори, золоуловлювачі, пилові циклони та сепаратори пилу системи пилоприготування) часто встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.

КЕС споруджують безпосередньо біля джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поряд із КЕС створюють водосховище (ставок). На території КЕС, крім головного корпусу, розміщують споруди та пристрої технічного водопостачання та хімводоочищення, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії та майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, який обслуговує КЕС. Паливо на територію КЕС зазвичай подається залізничними складами. Золу і шлаки з камери топлення і золоуловлювачів видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають залізничні колії та автомобільні дороги, споруджують висновки ліній електропередачі, інженерні наземні та підземні комунікації. Площа території, яку займають споруди КЕС, становить, залежно від потужності електростанції, виду палива та інших умов, 25–70 га .

Великі пиловугільні КЕС у Росії обслуговуються персоналом з розрахунку 1 людина кожні 3 МВт потужності (приблизно 1000 чол. на КЕС потужністю 3000 МВт); крім того, потрібний ремонтний персонал.

Потужність КЕС залежить від водних та паливних ресурсів, а також вимог охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного та водного басейнів. Викиди з продуктами згоряння палива у вигляді твердих частинок у повітря в районі дії КЕС обмежуються установкою скоєних золоуловлювачів (електрофільтрів з ККД близько 99%). Домішки, що залишилися, оксиди сірки і азоту розсіюються за допомогою високих димових труб, які споруджуються для виведення шкідливих домішок у вищі шари атмосфери. Димові труби висотою до 300 м і більше споруджують із залізобетону або з 3-4 металевими стволами всередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркасу.

Управління численним різноманітним обладнанням КЕС можливе лише з урахуванням комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегаті автоматизовано управління процесами горіння палива, живлення котлоагрегату водою, підтримання температури перегріву пари тощо. Автоматизовано та інші процеси КЕС: підтримання заданих режимів експлуатації, пуск та зупинення блоків, захист обладнання при ненормальних та аварійних режимах.
3.1.4. Основне обладнання ТЕС
До основного обладнання ТЕСвідносяться парові котли (парогенератори), турбіни, синхронні генератори, трансформатори.

Усі перелічені агрегати стандартизовані за відповідними показниками. Вибір обладнання визначається насамперед типом електростанції та її потужністю. Практично всі новостворені електростанції - блокові, їх основною характеристикою є потужність турбоагрегатів.

Наразі випускаються серійні вітчизняні конденсаційні енергоблоки ТЕС потужністю 200, 300, 500, 800 та 1200 МВт. Для ТЕЦ поряд із блоками потужністю 250 МВт використовуються турбоагрегати потужністю 50, 100 та 175 МВт, у яких блоковий принцип поєднується з окремими поперечними зв'язками обладнання.

При заданій потужності електростанції номенклатура обладнання, що включається до складу енергоблоків, вибирається за його потужністю, параметрами пари та видом палива, що використовується.
3.1.4.1. Парові котли
Паровий котел(ПК) – теплообмінний апарат для отримання пари з тиском, що перевищує атмосферне, утворює разом із допоміжним обладнанням котельний агрегат.

Характеристиками ПК є:

• 
  паропродуктивність;
• 
  робочі параметри пари (температура та тиск) після первинного та проміжного перегрівачів;
• 
  поверхню нагріву, тобто. поверхня, з одного боку омивається димовими газами, з другого – живильною водою;
• 
  ККД, тобто. відношення кількості тепла, що міститься в парі, до теплотворної здатності палива, витраченого для отримання цієї пари.

Характерними для ПК є також вага, габарити, витрата металу та наявне обладнання для механізації та автоматизації обслуговування.

Перші ПК мали кулясту форму. Таку форму мав і ПК, побудований в 1765 році І. Повзуновим, який створив першу універсальну парову машину і тим самим започаткував енергетичне використання водяної пари. Спочатку ПК виготовлялися із міді, потім із чавуну. Наприкінці XVIII століття рівень розвитку чорної металургії дав можливість виготовити сталеві циліндричні ПК із листового матеріалу шляхом склепування. Поступові зміни у конструкціях ПК призвели до численних різновидів. Циліндричний котел, що мав діаметр до 0,9 м довжину 12 м, монтувався за допомогою цегляного обмуровування, в якому викладалися всі газові канали. Поверхня нагріву такого ПК утворювалася лише у нижній частині котла.

Прагнення до підвищення параметрів ПК призвели до збільшення габаритів та збільшення кількості потоків води та пари. Збільшення кількості потоків пішло за двома напрямками: розробкою газотрубних котлів, зокрема локомобільних газотрубних парових котлів, та розробки водотрубних котлів, що є основою сучасних котелень. Збільшення поверхні нагріву водотрубних котлів супроводжувалося збільшенням габаритів і насамперед висоти ПК. ККД ПК досяг 93-95%.

Спочатку водотрубні ПК являли собою ПК тільки бар абанного типу , В яких пучки прямих або вигнутих труб (змійовики) поєднувалися з сталевими циліндричними барабанами (рис. 3.8).

Мал. 3.8. Принципова схема ПК барабанного типу:

1 – топкова камера; 2 - Пальник; 3 - Екранні труби; 4 -Барабан;

5 – опускні труби; 6 - Пароперегрівач; 7 – вторинний (проміжний) пароперегрівач; 8 - Економайзер; 9 - Повітропідігрівач.
У камері топки 1 розташовані пальники 2, через які в топку надходить суміш палива з підігрітим повітрям. Число та тип пальників залежать від їх продуктивності, потужності блоку та виду палива. Найбільш поширені три види палива: вугілля, природний газ та мазут. Вугілля попередньо перетворюється на вугільний пил, який за допомогою повітря вдується через пальники на топку.

Стіни камери згоряння зсередини покриті трубами (екрани) 3, які сприймають тепло від гарячих газів. В екранні труби вода надходить по опускних трубах, що не обігріваються. 5 з барабана 4, у якому постійно підтримується заданий рівень . В екранних трубах вода закипає і у вигляді пароводяної суміші рухається вгору, потім потрапляючи в паровий простір барабана. Таким чином, під час роботи котла виникає природна циркуляція води з парою в контурі: барабан – опускні труби – екранні труби – барабан. Тому казан, зображений на рис. 3.8 називається барабанним котлом з природною циркуляцією. Відведення пари до турбіни поповнюється подачею в барабан котла живильної води за допомогою насосів.

Пар, що надійшов з екранних труб у паровий простір барабана, є насиченим і в такому вигляді, хоча і має повний робочий тиск, ще не придатний для використання його в турбіні, оскільки має відносно невелику працездатність. Крім того, вологість насиченої пари при розширенні в турбіні зростає до меж, небезпечних для надійності робочих лопаток. Тому з барабана пар прямує в перегрівач 6, де йому повідомляється додаткова кількість тепла, за рахунок чого він із насиченого стає перегрітим. При цьому температура його підвищується приблизно до 560 ° С і відповідно збільшується його працездатність. Залежно від місця розташування пароперегрівача в казані і, отже, від виду теплообміну, що здійснюється в ньому, розрізняють радіаційні, ширмові (напіврадіаційні) та конвективні пароперегрівачі.

Радіаційні пароперегрівачірозміщують на стелі камери згоряння або ж на стінках її, часто між трубами екранів. Вони, як і випарні екрани, сприймають тепло, що випромінюється факелом палива, що спалюється. Ширмові пароперегрівачі, Виконані у вигляді окремих плоских ширм з паралельно включених труб, зміцнюються на виході з топки перед конвективною частиною котла. Теплообмін у яких здійснюється як випромінюванням, і конвекцією. Конвективні пароперегрівачірозташовують у газоході котлоагрегату зазвичай за ширмами або за топкою; вони є багаторядні пакети із змійовиків. Пароперегрівачі, що складаються тільки з конвективних щаблів, зазвичай встановлюють у котлоагрегатах середнього та низького тиску при температурі перегрітої пари не вище 440–510 ºС. У котлоагрегатах високого тиску зі значним перегріванням пари застосовують комбіновані пароперегрівачі, що включають конвективну, ширмову, а іноді радіаційну частини.

При тиску пари 14 МПа (140 кгс/см 2 ) і вище зазвичай за первинним перегрівачем встановлюють вторинний (проміжний) перегрівач 7 . Він, як і первинний, утворений із сталевих труб, зігнутих у змійовики. Сюди прямує пара, що відпрацювала в циліндрі високого тиску (ЦВД) турбіни і має температуру, близьку до температури насичення при тиску 2,5-4 МПа . У вторинному (проміжному) пароперегрівачі температура цієї пари знову підвищується до 560 °С, відповідно збільшується її працездатність, після чого він проходить через циліндр середнього тиску (ЦСД) і циліндр низького тиску (ЦНД), де розширюється до тиску відпрацьованої пари (0,003–0,007 МПа ). Застосування проміжного перегріву пари, незважаючи на ускладнення конструкції котла та турбіни та значне збільшення кількості паропроводів, має великі економічні переваги порівняно з котлами без проміжного перегріву пари. Витрата пари на турбіну зменшується приблизно вдвічі, а витрата палива зменшується при цьому на 4–5 %. Наявність проміжного перегріву пари зменшує також вологість пари в останніх щаблях турбіни, внаслідок чого зменшується зношування лопаток крапельками води і дещо підвищується ККД ЦНД турбіни.

Далі, в хвостовій частині котла розташовані допоміжні поверхні, призначені для використання тепла газів. У цій конвективній частині котла є водяний економайзер. 8, де поживна вода підігрівається перед надходженням в барабан, і повітропідігрівач 9, службовець для підігріву повітря перед подачею його в пальники та в схему пилоприготування, що підвищує ККД ПК. Охолоджені гази з температурою 120–150 °С відсмоктуються димососом у димову трубу.

Подальше вдосконалення водотрубних ПК уможливило створення ПК, що складається суцільно зі сталевих труб малого діаметра, в які з одного кінця надходить вода під тиском, а з іншого виходить пара заданих параметрів - так званого прямоточного котла (Рис. 3.9). Таким чином, це ПК, в якому повне випаровування води відбувається за час одноразового (прямоткового) проходження води через поверхню випарної нагрівання. У прямоточний ПК вода за допомогою живильного насоса подається через економайзер. У такому котлі немає барабана та опускних труб.

Мал. 3.9. Принципова схема прямоточного ПК:

1 – екрани нижньої радіаційної частини; 2 - Пальники; 3 - Екрани верхньої радіаційної частини; 4 - ширмовий пароперегрівач; 5 -Конвективний пароперегрівач; 6 – вторинний пароперегрівач; 7 – водяний економайзер; 8 - Підведення поживної води; 9 - відведення пари до турбіни; 10 - підведення пари від ЦВД для вторинного перегріву; 11 - відведення пари до ЦСД після вторинного перегріву; 12 - відведення димових газів до повітропідігрівача
Поверхню нагрівання котла можна як ряд паралельних змійовиків, у яких вода у міру руху нагрівається, перетворюється на пару і далі пара перегрівається до потрібної температури. Ці змійовики розташовуються і на стінах камери згоряння, і в газоходах котла. Топкові пристрої, вторинний пароперегрівач та повітропідігрівач прямоточних котлів не відрізняються від барабанних.

У барабанних котлах у міру випарювання води концентрація солей у решті котлової води зростає, і потрібно весь час невелику частку цієї котлової води в кількості приблизно 0,5 % викидати з котла, щоб не допустити наростання концентрації солей вище за певну межу. Цей процес називається продуваннямказана. Для прямоточних котлів такий спосіб виведення накопичених солей не застосовується через відсутність водяного об'єму, і тому норми якості живильної води для них значно жорсткіші.

Іншим недоліком прямоточних ПК є збільшення витрат енергії на привід живильного насоса.

Прямоточні ПК встановлюють, як правило, на конденсацію них електростанціяхде живлення котлів здійснюється знесоленою водою. Застосування їх на теплоелектроцентралях пов'язане з підвищеними витратами на хімічне очищення додаткової (живильної) води. Найбільш ефективні прямоточні ПК для надкритичних тисків (понад 22 МПа), де інші типи котлів не застосовуються.

В енергетичних блоках або встановлюють один казан на турбіну ( моноблоки), або два котли половинної продуктивності. До переваг дубль-блоківможна віднести можливість роботи блоку з половинним навантаженням на турбіні у разі пошкодження одного котла. Однак наявність двох котлів у блоці суттєво ускладнює всю схему та управління блоком, що саме по собі знижує надійність блоку загалом. Крім того, робота блоку з половинним навантаженням дуже неекономічна. Досвід ряду станцій показав можливість роботи моноблоків не менш надійно, ніж дубль-блоків.

У блокових установках тиск до 130 кгс/см 2 (13 МПа) застосовуються котли як барабанного, і прямоточного типу. В установках на тиск 240 кгс/см 2 (24 МПа) і вищезастосовуються лише прямоточні котли.

Теплофікаційний котел – це котлоагрегат теплоелектроцентралі (ТЕЦ), що забезпечує одночасне постачання парою теплофікаційних турбін та виробництво пари або гарячої води для технологічних, опалювальних та інших потреб. На відміну від котлів КЕС в теплофікаційних котлах зазвичай використовують як живильник води забруднений конденсат, що повертається. Для таких умов роботи найбільш придатні барабанні котлоагрегати зі східчастим випаром. На більшості ТЕЦ теплофікаційні котли мають поперечні зв'язки по парі та воді. У РФ на ТЕЦ найбільш поширені барабанні котли паропродуктивністю 420 т/год (тиск пари 14 МПа, температура 560 ºС). З 1970 року на потужних ТЕЦ з переважаючими опалювальними навантаженнями при поверненні майже всього конденсату в чистому вигляді застосовують моноблоки з прямоточними котлами паропродуктивністю 545 т/год (25 МПа , 545 ºС).

До теплофікаційних ПК можна віднести також пікові водогрійні котли,які використовують для додаткового підігріву води при підвищенні теплового навантаження понад найбільше, що забезпечується відборами турбін. Вода нагрівається спочатку парою в бойлерах до 110–120 ºС, а потім у котлах до 150–170 ºС. У нашій країні ці котли зазвичай встановлюють поруч із головним корпусом ТЕЦ. Застосування порівняно дешевих пікових водогрійних теплофікаційних котлів для зняття короткочасних піків теплових навантажень дозволяє різко збільшити кількість годин використання основного теплофікаційного обладнання та підвищити економічність його експлуатації.

Для теплопостачання житлових масивів часто застосовують водогрійні газомазутні котли типу КВГМ, що працюють на газі. Як резервне паливо таких котлів застосовують мазут, для підігріву якого застосовують газомазутні барабанні парові котли.

3.1.4.2. Парові турбіни
Парова турбіна(ПТ) є тепловим двигуном, в якому потенційна енергія пари перетворюється на кінетичну енергію парового струменя, а остання перетворюється на механічну енергію обертання ротора.

Створити ПТ намагалися з давніх-давен. Відомий опис примітивної ПТ, зроблений Героном Олександрійським (I століття до н. Е..). Однак лише наприкінці XIX століття, коли термодинаміка, машинобудування та металургія досягли достатнього рівня, К.Г. Лаваль (Швеція) та Ч.А. Парсонс (Великобританія) незалежно один від одного у 1884-1889 роках створили промислово придатні ПТ.

Лаваль застосував розширення пари в конічних нерухомих соплах в один прийом від початкового до кінцевого тиску та отриманий струмінь (з надзвуковою швидкістю закінчення) направив на один ряд робочих лопаток, насаджених на диск. ПТ, які працюють за цим принципом, отримали назву активнихПТ. Неможливість отримання великої агрегатної потужності та дуже висока частота обертання одноступеневих ПТ Лаваля (до 30000 об/хв у перших зразків) призвели до того, що вони зберегли своє значення лише приводу допоміжних механізмів.

Парсонс створив багатоступінчасту реактивну ПТ, в якій розширення пари здійснювалося у великій кількості послідовно розташованих щаблів не тільки в каналах нерухомих (напрямних) лопаток, а й між рухомими (робочими) лопатками. Реактивна ПТ Парсонса деякий час застосовувалася в основному на військових кораблях, але поступово поступилася місцем більш компактним комбінованим. активно-реактивнимПТ, які мають реактивну частину високого тиску замінено активним диском. В результаті зменшилися втрати на витоку пари через зазори в лопатковому апараті, турбіна стала простішою та економічнішою.

Активні ПТ електростанцій розвивалися у напрямі створення багатоступеневих конструкцій , у яких розширення пари здійснювалося у низці послідовно розташованих щаблів. Це дозволило значно збільшити одиничну потужність ПТ, зберігши помірну частоту обертання, необхідну для безпосереднього з'єднання валу ПТ з механізмом, що обертається нею, зокрема, електричним генератором.

Існує кілька варіантів конструкцій парових турбін, що дозволяють класифікувати їх за низкою ознак.

У напрямку рухупотоку пари розрізняють аксіальні ПТ, у яких потік пари рухається вздовж осі турбіни, і радіальні ПТнапрямок потоку пари в яких перпендикулярно, а робочі лопатки розташовані паралельно осі обертання. У РФ будують лише аксіальні ПТ.

За кількістю корпусів (циліндрів)ПТ поділяють на однокорпусні, двокорпусніі трикорпусні(з циліндрами високого, середнього та низького тиску) . Багатокорпусна конструкція дозволяє використовувати великі перепади ентальпії, розмістивши велику кількість ступенів тиску, застосувати високоякісні метали в частині високого тиску і роздвоєння потоку пари в частині низького тиску. Водночас, така ПТ виходить дорожчою, тяжчою та складнішою.

За кількістю валіврозрізняють одновальніПТ, у яких вали всіх корпусів знаходяться на одній осі, а також двовальніабо тривальні, Що складаються з двох або трьох паралельно розміщених одновальних ПТ, пов'язаних спільністю теплового процесу, а у суднових ПТ також загальною зубчастою передачею (редуктором).

Нерухому частину ПТ (корпус) виконують роз'ємною горизонтальною площиною для можливості монтажу ротора. У корпусі є виточки для встановлення діафрагм, роз'єм яких збігається з площиною гнізда корпусу. По периферії діафрагм розміщені соплові канали, утворені криволінійними лопатками, залитими в тіло діафрагм або привареними до нього. У місцях проходу валу крізь стінки корпусу встановлені кінцеві ущільнення лабіринтового типу для попередження витоків пари назовні (з боку високого тиску) та засмоктування повітря в корпус (з боку низького). Лабіринтові ущільнення встановлюють також у місцях проходу ротора крізь діафрагми, щоб уникнути перетікань пари з ступеня в ступінь в обхід сопел. На передньому кінці валу встановлюють граничний регулятор (регулятор безпеки), який автоматично зупиняє ПТ зі збільшенням частоти обертання на 10–12 % понад номінальну. Задній кінець ротора забезпечують валоповоротним пристроєм з електричним приводом для повільного (4-6 об/хв) прокручування ротора після зупинки ПТ, що необхідно для рівномірного охолодження.

На рис. 3.10 схематично показано пристрій одного з проміжних щаблів сучасної парової турбіни ТЕС. Ступінь складається з диска з лопатками та діафрагми. Діафрагма є вертикальною перегородкою між двома дисками, в якій по всьому колу проти робочих лопаток розташовані нерухомі напрямні лопатки, що утворюють сопла для розширення пари. Діафрагми виконують із двох половин з горизонтальним роз'ємом, кожна з яких укріплена у відповідній половині корпусу турбіни.

Мал. 3.10. Пристрій одного з ступенів багатоступінчастого

турбіни: 1 - Вал; 2 – диск; 3 - Робоча лопатка; 4 - Стінка циліндра турбіни; 5 - Соплова решітка; 6 – діафрагма;

7 - Ущільнення діафрагми
Велика кількість ступенів змушує виконувати турбіну з кількох циліндрів, розміщуючи у кожному по 10–12 ступенів. У турбін з проміжним перегрівом пари в першому циліндрі високого тиску (ЦВД) зазвичай мають групу ступенів, що перетворюють енергію пари від початкових параметрів до тиску, при якому пара надходить на проміжний перегрів. Після проміжного перегріву пари в турбінах потужністю 200 і 300 МВт пар надходить ще в два циліндри - ЦСД та ЦНД.

Контрольна робота

Електричні станції

1 Загальна характеристикаелектричних станцій

2.1 Конденсаційні теплові електростанції (КЕС)

2.3 Гідроелектростанції

2.5 Газотурбінні електричні станції (ГТЕС)

2.6 Гідроакумулюючі станції (ГАЕС)

3.1 Транспорт палива

3.3 Джерела живлення системи потреб електричних станцій

1 Загальна характеристика електричних станцій

Електрична станція є промисловим підприємством, на якому виробляється електрична, а в деяких випадках і теплова енергія на основі перетворенняпервинних енергоресурсів.

Залежно від видів природних джерел енергії (тверде паливо, рідке, газоподібне, ядерне, водяна енергія) станції поділяються на теплові (ТЕС), гідравлічні (ГЕС), атомні (АЕС). називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ).

Для кожного типу станції розробляється своя технологічна схема перетворення первинної енергії на електричну, а для ТЕЦ - і на теплову. Технологічна схема характеризує послідовність процесу виробництва електричної та теплової енергії та оснащення перетворювального процесу основним обладнанням (паровими котлами, атомними реакторами, паровими або гідравлічними турбінами, електричними генераторами), а також різноманітним допоміжним обладнанням та передбачає високий ступінь механізації та автоматизації процесу. Обладнання розташовується у спеціальних будинках, на відкритих майданчиках або під землею. Агрегати пов'язані між собою як у тепловій, так і в електричній частині. Ці зв'язки відображаються відповідним чином у технологічних, теплових та електричних схемах. Крім того, на станціях передбачаються численні комунікації вторинних пристроїв, систем управління, контролю, захисту та автоматики, блокування, сигналізації тощо.

Участь різних електростанцій у виробленні електричної енергії:

• ТЕС (разом КЕС і ТЕЦ) приблизно 65-67%;
• ГЕС приблизно 13-15%;
• АЕС приблизно 10-12%
• Інші типи електростанцій 6-8%.

Під енергосистемою розуміютьсукупність електростанцій, електричних та теплових мереж, з'єднаних між собою та пов'язаних спільністю режиму у безперервному процесі виробництва, перетворення та розподілу електричної енергії та тепла при загальному керуванні цим режимом (ГОСТ 21027-75).

Енергетичну систему умовно можна представити наступною структурною схемою (рисунок 1.1):

Малюнок 1 Структурна схема енергетичної системи.

У енергетичній системі все електричні станції електричної частини працюють паралельно, тобто. об'єднані у загальну електричну систему. Окремі електричні станції теплової частини працюють окремо, створюючи автономні теплові мережі.

Об'єднання окремих електричних станцій у загальну енергетичну систему будь-якого регіону дає значні технічні та економічні переваги:

Підвищує надійність та економічність електропостачання;

Дозволяє здійснювати такий розподіл навантаження між станціями, при якому досягається найбільш економічний виробіток електроенергії в цілому за системою при найкращому використанні енергетичних ресурсів району (палива, водної енергії);

Поліпшує якість електроенергії, тобто. забезпечує сталість частоти та напруги, оскільки коливання навантаження сприймаються великою кількістю агрегатів;

При паралельній роботі кількох станцій немає необхідності встановлювати резервні агрегати на кожній станції, а достатньо мати загальну для всієї енергосистеми резервну потужність, величина якої становить зазвичай близько 10?12 % потужності агрегатів системи, але не менше потужності найбільшого агрегату, встановленого на станціях системи ( на випадок аварійного відключення чи планового ремонту цього агрегату);

Більш повно використовуються енергетичні ресурси, так як пікову частину графіка навантаження енергосистеми можна покривати гідравлічними електростанціями, а базову частину тепловими, на збільшення потужності яких в години максимуму навантаження доводиться витрачати додаткове паливо;

Підвищується економічність виробітку електроенергії, так як в першу чергу можна збільшити потужність більш економічних станцій, що мають меншу витрату умовного палива на вироблення 1 кВт·год електроенергії;

Дозволяє збільшити одиничну потужність агрегатів, що мають найкращі техніко-економічні показники;

Дозволяє скоротити чисельність ремонтного персоналу з допомогою концентрації потужності устаткування, централізації ремонтів, автоматизації виробничих процесів.

До недоліків енергетичнихсистем відносять більш складний релейний захист , автоматику та керування режимами.

2 Технологічний режим основних типів електростанцій

2.1 Конденсаційні теплові електростанції (КЕС).

Малюнок 2 Технологічна схема КЕС

КЕС виробляє лише електричну енергію. Принципова технологічна схема КЕС представлена ​​малюнку 2.

У парогенератор 4 (котел) подається паливо відцехи його транспортування та підготовки 1 . У парогенератор дутевими вентиляторами 2 подається підігріте повітря та поживна вода живильними насосами 16. Гази, що утворюються при згорянні палива, відсмоктуються з котла димососом. 3 та викидаються через димову трубу (заввишки 100-250 м) в атмосферу. Гостра пара з котла подається в парову турбіну 5, де, проходячи через ряд щаблів, здійснює механічну роботу | обертає турбіну і жорстко пов'язаний з нею ротор генератора 6 . Відпрацьована пара надходить у конденсатор 9 (Теплообмінник); тут він конденсується завдяки пропуску через конденсатор значної кількості холодної (5-20о С) циркуляційної води, що подається циркуляційними насосами 10 від джерела холодної води 11 . Джерелами холодної води можуть бути річка, озеро, штучне водосховище, а також спеціальні установки з вежами (градирнями), що охолоджують, або з бризгальними басейнами. Повітря, що потрапляє в конденсатор через не щільність, видаляється за допомогою ежектора 12. Конденсат, що утворюється в конденсаторі за допомогою конденсатних насосів 13 подається в деаератор 14 , який призначений для видалення з живильної води газів, і в першу чергу кисню, що викликає посилену корозію труб котла. У деаератор також подається вода від пристрою хімічного очищення води 15 (ХОВ). Після деаератора поживна вода подається живильним насосом 16 в котел. 17 |золовидалення.

Пропуск основної маси пари через конденсатор призводить до того, що

60-70% теплової енергії, що виробляється котлом, марно виноситься циркуляційною водою.

Електрична енергія, що виробляється генератором 6, через трансформатор зв'язку віддається до мережі (35-220 кВ). Електричну енергію для забезпечення технологічного процесу станція одержує від трансформаторів власних потреб 8 . Які можуть харчуватися як від мережі генераторної напруги, так і від зовнішньої мережі. Вироблена електрична енергія віддається у зовнішню мережу через трансформатор зв'язку 7 .

Особливості КЕС такі:

Будуються якомога ближче до родовищ палива;

Переважна частина виробленої електроенергії надається в електричну мережу підвищених напруг (110-750 кВ);

Працюють за вільним (тобто не обмеженим тепловими споживачами) графіком вироблення електроенергії; потужність може змінюватись від розрахункового максимуму до так званого технологічного мінімуму;

Низькоманеврені: розворот турбін і набір з холодного стану вимагає приблизно 4?10 годин;

Мають відносно низький ККД (η=30÷40%).

2.2 Теплофікаційні електростанції ТЕЦ

На відміну від КЕС на ТЕЦ є значні відбори пари, частково відпрацьованої в турбіні, на виробничі та комунально-побутові потреби. (Рисунок 3). Комунально-побутові споживачі одержують теплову енергію від мережевих підігрівачів 18 (бойлерів) та мережевих насосів 19 , що забезпечують циркуляцію теплоносія у теплових мережах Відбір пари для виробничих потреб проводиться на рівні високого тиску 20 . Конденсат із мережевих підігрівачів надходить у деаератор. При зниженні електричного навантаження ТЕЦ нижче за потужність на тепловому споживанні необхідна для споживача теплова енергія може бути отримана за допомогою редукційно-охолоджувальної установки (РОУ) 21 .

Малюнок 3 Схема технологічного процесу на ТЕЦ: 1 - агрегати паливоподачі; 2 -Дутьові вентилятор; 3-димососи; 4 -парогенератор (котел); 5 -турбіна; 6-генератор; 7 -Трансформатор зв'язку; 8 -власні потреби; 9 -споживачі, що живляться від мережі генераторної напруги, 10-конденсатор; 11 -циркуляційні насоси; 12 -Джерело холодної води; 13-ежектор; 14 -конденсаційні насоси; 15 -деаератор; 16 -агрегати хімічного очищення води; 17 -Поживні насоси; 18 -Мережові підігрівачі (бойлери); 19-мережні насоси; 20 -Східці високого тиску; 21 -Редукційно-охолоджувальна установка (РОУ); 22 - пристрої золовидалення; 23- пристрій шлаковидалення

Чим більший відбір пари з турбіни для теплофікаційних потреб, тим менше теплової енергії йде з циркуляційною водою і, отже, тим вищий ККД електростанції. Слід зазначити, що для запобігання перегріву хвостової частини турбіни через неї повинен бути забезпечений у всіх режимах пропуск певної кількості пари. Через невідповідність потужностей споживачів теплової та електричної енергії ТЕЦ часто працюють за конденсаційним (змішаним) режимом, що знижує їх економічність.

Особливості ТЕЦ, такі:

Будуються поблизу споживачів теплової енергії;

Зазвичай працюють на паливі, що привіз;

Більшу частину виробленої електроенергії видають споживачам прилеглого району (на генераторному чи підвищеному напрузі);

Працюють за частково вимушеним графіком вироблення електроенергії (тобто графік залежить від вироблення теплового споживання);

Низькоманевровані (так само, як і КЕС);

Мають відносно високий сумарний ККД (при значних відборах пари на виробничі та комунально-побутові потреби =60÷70%).

2.3 Гідроелектростанції

Потужність ГЕС залежить від витрати води через турбіну та напорун. Ця потужність кВт визначається виразом

де Q | витрата води, м 3 / c;

Н напір, м;

η Σ ¦сумарний ККД;

η З ККД водопідвідних споруд;

η Т ККД гідротурбіни;

η Г ККД гідрогенератора;

При невеликих натисках будують руслові ГЕС, при великих натисках

будують греблі ГЕС, у гірських місцевостях споруджують дериваційні.

Особливості ГЕС, наступні:

Будують там, де є гідроресурси та умови для будівництва, що зазвичай не збігається з місцем розташування електричного навантаження;

Більшу частину електроенергії, що виробляється, віддають в електричні мережі підвищених напруг;

Працюють за вільним графіком (за наявності водосховищ);

Високоманеврени (розворот і набір навантаження займає 35 хвилин);

Мають високий ККД(η Σ ≈85%).

Як видно, гідроелектростанції щодо режимних параметрів мають низку переваг перед тепловими станціями. Проте в даний час будуються теплові та атомні електростанції. Визначальними факторами тут є розміри капіталовкладень та час будівництва електростанцій.

Схема ГЕС представлена ​​малюнку

Малюнок 4 Схема ГЕС

2.4 Атомні електричні станції (АЕС)

АЕС це теплові станції, що використовують енергію ядерної реакції. Як ядерне паливо зазвичай використовують ізотоп урану U-235, вміст якого в природному урані становить 0,714%. Основна маса урану ізотоп U-238 (99,28% всієї маси) при захопленні нейтронів перетворюється на вторинне пальне плутоній.

Pu-239. Реакція поділу відбувається в ядерному реакторі. Ядерне паливо використовують зазвичай у твердому вигляді. Його укладають у запобіжну оболонку. Такі тепловиділяючі елементи називаються твелами. Їх встановлюють у робочих каналах активної зони реактора. Теплова енергія, що виділяється при реакції поділу, відводиться з активної зони реактора за допомогою теплоносія, який прокачується під тиском через кожен робочий канал або через активну зону.

Рисунок 5 Схеми атомних електростанцій:а)-одноконтурна; б)-двоконтурна; в)-трьохконтурна. 1-реактор; 2-турбіна; 3-конденсатор; 4 та 6 -Поживні насоси; 5 та 8 -Теплообмінники активних контурів; 7 -Поживні насоси активних контурів; 9 -компенсатори об'єму теплоносіїв активних контурів

На малюнку 5 (а, б, в) наведено технологічні схеми АЕС.

РБМК реактор великої потужності канальний, на теплових нейтронах, водно-графітовий.

ВВЕР водяний енергетичний реактор, на теплових нейтронах, корпусного типу.

БН реактор на швидких нейтронах з рідкометалевим натрієвим теплоносієм.

Особливості АЕС, наступні:

Можуть споруджуватись у будь-якому географічному місці, у тому числі й у важкодоступному;

За своїм режимом автономні від низки зовнішніх факторів;

Вимагають малої кількості палива;

Можуть працювати за вільним графіком навантаження (за винятком атомних ТЕЦ);

Чутливі до змінного режиму, особливо АЕС із реакторами на швидких нейтронах; з цієї причини, а також з урахуванням вимог економічності для АЕС виділяється базова частина графіка навантаження енергосистеми;

Слабко забруднюють атмосферу; викиди радіоактивних газів та аерозолів незначні і не перевищують значень, допустимих санітарними нормами. Щодо цього АЕС виявляються чистішими, ніж ТЕС.

2.5 Газотурбінні електричні станції (ГТЕС)

Принципова технологічна схема газотурбінної електричної станції наведено малюнку 6.

Малюнок 6 Схема ГТЕС

Паливо (газ, дизельне пальне, мазут) подається в камеру згоряння 1 , туди ж компресором- 3 нагнітається стиснене повітря. Горючі продукти згоряння віддають свою енергію газовій турбіні 2 , яка обертає компресор і генератор Запуск установки здійснюється розгінним двигуном 5 і триває 1-3 хвилини, у зв'язку з чим газотурбінні установки вважаються високоманевреними та придатними для покриття пікових навантажень в енергосистемах. Вироблена електроенергія віддається в мережу від трансформатора зв'язку 6.

Для підвищення економічності газових турбін розроблено парогазові установки (ПГУ). У них паливо спалюється в топці парогенератора, пара з якого прямує до парової турбіни. Продукти згоряння з парогенератора після того, як вони охолонуть до необхідної температури, направляються в газову турбіну. Таким чином, ПДУ мають два електричних генераторів, що приводяться в обертання: один газовою турбіною, інший парової турбіною. Потужність газової турбіни становить близько 20% парової. Схема ПГУ наведено малюнку 7.

Малюнок 7 Схема ПДУ

2.6 Гідроакумулюючі станції (ГАЕС)

Призначення гідроакумулюючих електростанцій полягає у вирівнюванні добових графіків навантаження електричної системи та підвищення економічності ТЕС та АЕС. У години мінімального навантаження системи агрегату ГАЕС працюють у насосному режимі, перекачуючи воду з нижнього водосховища у верхнє та збільшуючи тим самим навантаження ТЕС та АЕС; у години максимального навантаження системи вони працюють у турбінному режимі, спрацьовуючи воду з верхнього водосховища та розвантажуючи тим самим ТЕС та АЕС. Агрегати ГАЕС високоманеврені і можуть бути швидко переведені з турбінного режиму в насосний і при необхідності режим синхронних компенсаторів. Коефіцієнт корисної дії ГАЕС становить 70-75%, вони вимагають незначного обслуговуючого персоналу та можуть бути споруджені там, де можливо створити напірне водосховище. Схема ГАЕС показана малюнку 8.

Малюнок 8 Схема ГАЕС

Крім розглянутих типів електростанцій є електростанції невеликої потужності, що виробляють електричну енергію не традиційними способами. До них відносяться: вітроелектростанції, сонячні електростанції (з паровим котлом, з крем'яними фотоелементами), геотермальні електростанції, приливні електростанції.

3 Власні потреби (с.н.) теплових електростанцій

Споживачі електричної енергії станцій відносяться до споживачів 1-ї категорії щодо надійності живлення та вимагають електропостачання від двох незалежних джерел. Споживачі с. теплових електростанцій 1-ї категорії поділяються на відповідальні та невідповідальні.

Відповідальними є ті механізми с.н., короткочасна зупинка яких призводить до аварійного відключення чи розвантаження основних агрегатів станції. Короткочасне припинення харчування невідповідальних споживачів с. не призводить до негайного аварійного зупинення основного обладнання. Однак, щоб не засмутити технологічний цикл виробництва електроенергії, їх електропостачання через невеликий проміжок часу має бути відновлено.

Малюнок 9 Схема транспорту палива на тепловій електростанції

3.1 Транспорт палива

З місця видобутку тверде паливо доставляється на електростанцію залізницею (рисунок 9) у спеціальних вагонах, що саморозвантажуються.(1). Вагон надходить у закритий розвантажувальний пристрій(2) з вагоноперекидачем, де паливо висипається в приймальний бункер, що знаходиться під вагоноперекидачем, з якого надходить на стрічковий транспортер(3). У зимовий час вагони зі змерзлим вугіллям попередньо подаються в пристрій, що розморожує.(4). Транспортером вугілля подається складу вугілля)(5), який обслуговується мостовим грейферним краном(6). Або через подрібнювальну установку(7) в бункери сирого вугілля(8), встановлені перед фронтом котелень. У ці бункери вугілля може бути подане також зі складу(5). Для обліку витрати палива, що надходить у котельне відділення електростанції, на тракті палива до бункерів котельні встановлено ваги для зважування цього палива. З бункерів сирого вугілля(8) паливо потрапляє в систему пилоприготування: живильники сирого вугілля(9), а потім у вуглерозмолочні млини(10) , з яких вугільний пил пневматично транспортується через млиновий сепаратор.(11) , у пиловий циклон(12) та пилові шнеки (13) і потім у пилу накопичувальний бункер(14), звідки живильниками пилу(15) до котельних пальників(16). Весь пневматичний транспорт пилу від млина до топки здійснюється вентилятором млина.(17). Повітря, необхідне горіння палива, забирається дутьевым вентилятором(18) і подається в повітропідігрівач(19), звідки після підігріву частково нагнітається до млина.(10) для підсушування та транспортування палива в топку котельного агрегату (первинне повітря) та безпосередньо до пиловугільних пальників (вторинне повітря).

3.2 Отримання пари, тепла та електричної енергії

Пара на ТЕЦ виробляється парогенератором (котлом). Нормальну роботу котла забезпечують різноманітні агрегати, робочі машини, які приводяться в дію електродвигунами різного роду струму, напруги та потужності. Схема отримання пари, тепла та електричної енергії представлена ​​на малюнку 10.

Малюнок 10 Схема отримання пари, тепла та ел. енергії: 2 -Дутьові вентилятори; 3-димова труба; 5 – турбіна; 6-генератор; 7 -Трансформатор зв'язку; 8 -живлення споживачів потреб; 9 -споживачі, що живляться генераторною напругою; 10-конденсатор; 11 - циркуляційні насоси, що подають холодну воду в конденсатор, для охолодження відпрацьованої пари; 12 - Джерело холодної води; 14 - конденсатні насоси, що подають воду в деаератор; 16 - насоси, що здійснюють підживлення казана хімічно очищеною водою; 17 - живильні насоси, що подають воду в котел; 18 - бойлер теплової мережі; 19 - мережеві насоси, що живлять гарячою водою теплову мережу; 20 - відбір пари на виробничі потреби; 21 - редукційно-охолодний пристрій; 22 - багорні насоси пристрою гідрозоло видалення; 23 - двигуни агрегатів шлаковидалення; 24 - маслонасоси, що забезпечують мастило обертових частин турбіни та генератора; 25 -пиложивителі

Крім того, є велика кількістьелектродвигунів не основного обладнання, які забезпечують роботу автоматики, відкриття та закриття засувок та клапанів, вентиляції приміщень тощо.

Теплові електростанції, особливо ТЕЦ, є найбільш енергоємними. Власні потреби ТЕЦ споживають 12-14% станцією електроенергії, що виробляється, причому агрегати с.н. є споживачами 1-ї та 2-ї категорій з надійності електропостачання та витрата електроенергії більше, ніж у будь-якій галузі промисловості.

3.3 Джерела живлення системи потреб електричних станцій

Основними джерелами живлення системи с. є понижуючі трансформатори або реакційні лінії, підключені безпосередньо до висновків генераторів або їх розподільних пристроїв. Пускорезервні джерела живлення с.м. теж пов'язані із загальною електричною мережею, оскільки зазвичай приєднуються до розподільних пристроїв станцій, найближчих підстанцій, третинних обмоток автотрансформаторів зв'язку. Останнім часом на теплових станціях почали встановлювати газотурбінні агрегати для живлення с.н. у аварійних умовах.

Крім того, на електростанціях усіх типів передбачаються незалежні від енергосистеми джерела енергії, які забезпечують зупинку та розхолодження станції без пошкодження обладнання при втраті основного та резервних джерел с.н. На гідростанціях і звичайних теплових станціях для цього достатньо акумуляторних батарей. На потужних КЕС та АЕС потрібно встановлення дизель-генераторів відповідної, технологічного процесу, потужності.

Основні вимоги до системи с.н. полягають у забезпеченні надійності та економічності роботи механізмів с.н. перша вимога є найважливішою, оскільки порушення роботи механізмів с.н. спричиняє розлад складного технологічного циклу виробництва електроенергії, порушення роботи основного обладнання, а іноді й станції в цілому та розвиток аварії в системну. В даний час загальновизнано, що електропостачання механізмів с. теплових електростанцій на органічному та ядерному паливі та гідроелектростанцій може бути забезпечено найбільш просто, надійно та економічно від генераторів станцій та енергосистеми(Малюнок 11).

Малюнок 11 Загальна схема харчування власних потреб ТЕС: 1 - магістраль резервного харчування; 2 - пускорезервний трансформатор с.н.; 3 - розподільний пристрій вищої напруги станції; 4 - блок генератор-трансформатор; 5 - Робочий трансформатор с.н.; 6 - Розподільний пристрій с.н.

Ця схема живлення системи с. станцій всіх типів в даний час забезпечує надійність та економічність:

Широким застосуванням у системі власних потреб асинхронних двигунів з короткозамкненим ротором, пуском їх від повної напруги мережі без будь-яких регулюючих пристроїв та відмовою від захисту мінімальної напруги на відповідальних механізмах;

Успішним самозапуском електродвигунів при відновленні напруги після відключення коротких замикань в енергосистемі та мережі с.н.;

Застосування швидкодіючих релейних захистів та вимикачів на всіх елементах системи та приєднаннях с.н.;

Широким використанням пристроїв системної автоматики (АЧР, АВР, АРВ генераторів).

Всі типи АЕС у нашій країні обов'язково забезпечуються аварійними джерелами живлення у вигляді дизель генераторів або газотурбінними установками. Їхня потужність вибирається виходячи з покриття навантажень системи розхолодження АЕС та пристроїв безпеки, але вона недостатня для живлення механізмів с.н. у нормальному режимі.

Список використаних джерел

1. Александров, К.К.Електричні креслення та схеми. [Текст]/К.К. Александров, Є.Г. Кузьміна. М.: Енергоатоміздат, 1990. 285 с.

2. ГОСТ 2.10595. Міждержавний стандарт. ЕСКД. Загальні вимоги до текстових документів [Текст].– Замість ГОСТ 2.10579, ГОСТ 290671; введ. 1996 07 01. ¦ Мінськ: Міждерж. рада зі стандартизації, метрології та сертифікації; М.: Вид стандартів, 2002. 26 с.

3. ГОСТ 2.10696 ЕСКД. Текстові документи [Текст]. Замість ГОСТ 2.10668, ГОСТ 2.10868, ГОСТ 2.11270; введ. 1997 07 01 . М.: Вид стандартів, 2004. 40 с.

4. ГОСТ 7.32 2003. Бібліографічний запис. Бібліографічне опис. Загальні вимоги та правила складання [Текст]. ¦ Натомість 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.: ІПК Вид стандартів, 2004. 84 с.

5. ГОСТ 7.82 2001. Бібліографічний запис. Бібліографічне опис електронних ресурсів [Текст]. ¦ введ. 2002 07 01 . М.: ІПК Вид стандартів, 2001. 33 с.

6. ГОСТ 7.83 2001. Електронні видання. Основні види та вихідні відомості [Текст]. ¦ введ. 2002 07 01 . М.: ІПК Вид стандартів, 2002. 16 с.

7. ГОСТ 2.70184 ЕСКД . Загальні вимоги до текстових документів [Текст]. Замість ГОСТ 2.701 86; введ. 1985 07 01. М.: Вид стандартів, 1985. 16 с.

8. ГОСТ 2.702 75 ЕСКД . Правила виконання електричних схем [Текст]. | Введ. 1977 07 01. М.: Вид стандартів, 1976. 23 с.

9. ГОСТ 21.613 88. Система проектної документації для будівництва. Силове електрообладнання. Робочі креслення [Текст].– Введ. 88 07 01. М.: Вид стандартів, 1988. 16 с.

10. ГОСТ 21.61488. Система проектної документації для будівництва. Зображення умовні графічні електроустаткування та проводок на планах [Текст].– Введ. 1988 07 01. М.: Вид стандартів, 1988. 18 с.

11. ГОСТ 2.109 79 ЕСКД. Основні вимоги до креслень [Текст]. Замість ГОСТ 2.10768, ГОСТ 2.10968; введ. 1974 07 01. М.: Вид-во стандартів, 2001. 38 с.

12. ГОСТ 2.710 81. Позначення буквено-цифрові в електричних схемах. М.: Вид стандартів, 1985. 13 с.

13. ГОСТ 2.722 68. Позначення умовні графічні в схемах. Електричні машини [Текст].– Введ. 01.01.87. М.: Вид у стандартів, 1988. 85 с.

14. ГОСТ 2.747-68. Позначення умовні графічні в схемах. Розміри умовних графічних позначень [Текст].– Введ. 01.01.71. М.: Вид-во стандартів. 13 с. (Зміни щодо нього № 1 від 01.01.91)

15. ГОСТ 2.30168. ЕСКД. Формати [Текст]. М.: Вид стандартів, 1981. 3 с.

16. ГОСТ 2.304 81 ЕСКД. Шрифти креслярські [Текст]. М.: Вид стандартів, 1982. 8 с.

17. ГОСТ 2.72874 ЕСКД. Позначення умовні графічні в схемах. Резистори. Конденсатори [Текст]. М.: Вид у стандартів, 1985. 9 с.

18. ГОСТ 2.721 74 ЕСКД. Позначення умовні графічні в схемах. Позначення загального застосування. [Текст]. М.: Вид у стандартів, 1986. 12 с.

19. ГОСТ 2.70972 ЕСКД. Система позначення ланцюгів у електричних схемах. [Текст]. М.: Вид у стандартів, 1987. 13 с.

20. ГОСТ 2.10468 ЕСКД. Основні написи [Текст]. М.: Вид у стандартів, 1988. 5 с.

21.СТП 12 200 98 Стандарт підприємства [Текст]. Замість СТП АлтГТУ 12 20096; . Барнаул. : Издво АлтГТУ, 1998. 30 с.

ТЕС - це підприємство з вироблення електроенергії та тепла. Коли будують електростанцію, то керуються наступним, що важливіше: розташування поряд джерела палива або розташування джерела споживання енергії.

Розміщення ТЕС залежно джерела палива.

Уявімо, що, припустимо, ми маємо велике родовища вугілля. Якщо ми тут збудуємо ТЕС, то знизимо витрати на транспортування палива. Якщо врахувати, що у вартості палива транспортна складова досить велика, то є сенс будувати ТЕС поряд із місцями видобутку корисних копалин. Але що ми робитимемо з отриманою електрикою? Добре, якщо є куди його збувати поблизу, існує дефіцит електрики в районі.

А що робити, якщо немає потреби у нових електричних потужностях? Тоді ми електроенергію будемо змушені передавати по проводах на далекі відстані. А для того, щоб передати електрику на далекі відстані без великих втрат, потрібно передавати високовольтними проводами. Якщо їх немає, їх потрібно буде тягнути. Надалі лінії електропередач вимагатимуть обслуговування. Все це також вимагатиме грошей.

Розміщення ТЕС залежно від споживача.

Більшість нових ТЕС у нашій країні розміщують у безпосередній близькості від споживача.

Це пов'язано з тим, що вигоду від розміщення ТЕС безпосередньо біля джерела палива з'їдає вартість транспортування на далекі відстані по лініях електропередач. До того ж, у такому разі, є великі втрати.

При розміщенні електростанції безпосередньо поруч із споживачем можна виграти ще в тому випадку, якщо побудувати ТЕЦ. Ви можете прочитати детальніше, . У такому випадку істотно знижується собівартість тепла, що відпускається.

У разі розміщення безпосередньо поруч із споживачем відпадає потреба будувати високовольтні лінії електропередач, достатньо буде напруги 110 кВ.

З усього вище написаного можна дійти невтішного висновку. Якщо джерело палива знаходиться далеко, то в реальній обстановці ТЕС будувати краще, все ж таки, поряд зі споживачем. Великий зиск виходить, якщо джерело палива та джерело споживання електроенергії знаходяться поруч.

Шановні відвідувачі! Тепер у Вас з'явилася нагода подивитися Росії.

Процес перетворення теплової енергії на електричну енергію відбивається на спрощених (принципових) чи повних теплових схемах.

Принципова теплова схема ТЕСпоказує основні потоки теплоносіїв, пов'язані з основним та допоміжним обладнанням у процесах перетворення теплоти палива, що спалюється для вироблення та відпуску електроенергії та теплоти споживачам. Фактично важлива теплова схема зводиться до схеми пароводяного тракту ТЕС (енергоблоку), елементи якого зазвичай представляють умовних зображеннях.

Спрощена (принципова) теплова схема теплоенергетичної установки, що працює на вугіллі, представлена ​​на рис. 3.1.

Вугілля подається до паливного бункеру. 1 , а з нього - в дробильну установку 2 , де перетворюється на пил. Вугільний пил надходить у топку парогенератора (парового котла) 3 , що має систему трубок, в яких циркулює хімічно очищена вода, яка називається живильною. У казані вода

Мал. 3.1. Спрощена теплова схема паротурбінної

пиловугільні ТЕС та зовнішній вигляд колеса парової турбіни

нагрівається, випаровується, а насичена пара, що утворилася, доводиться в пароперегрівачі до температури 400-650 °С і під тиском 3...25 МПа надходить паропроводом в парову турбіну 4 . Параметри перегрітої пари T 0 , P 0 (температура та тиск на вході в турбіну) залежать від потужності агрегатів. На КЕС вся пара йде на вироблення електроенергії. На ТЕЦ одна частина пари повністю використовується в турбіні для вироблення електроенергії в генераторі 5 і потім надходить у конденсатор 6 а інша, що має велику температуру і тиск, відбирається від проміжного ступеня турбіни і використовується для теплопостачання (на рис. 3.1 штрихова лінія). Конденсат насосом 7 через деаератор 8 і далі живильним насосом 9 подається у парогенератор. Кількість пари залежить від потреби підприємств в тепловій енергії.

Повна теплова схема (ПТС)відрізняється від важливої ​​тим, що у ній повністю відображаються устаткування, трубопроводи, запірна, регулююча і захисна арматура. Повна теплова схема енергоблока складається зі схем окремих вузлів, у тому числі дається загальностанційний вузол (баки запасного конденсату з насосами, що перекачують, підживлення теплової мережі, підігрів сирої води тощо). До допоміжних трубопроводів відносяться трубопроводи обвідні, дренажні, зливні, допоміжні, відсмоктування пароповітряної суміші. Позначення ліній та арматури ПТС такі:

3.1.1.1. Теплові схеми кес

Більшість КЕС нашої країни використовують як паливо вугільний пил. Для вироблення 1 кВт∙год електроенергії витрачається кілька сотень грамів вугілля. У паровому котлі понад 90 % енергії, що виділяється паливом, передається пару. У турбіні кінетична енергія струменів пари передається ротору (див. рис. 3.1). Вал турбіни жорстко з'єднаний із валом генератора. Сучасні парові турбіни для ТЕС є швидкохідними (3000 об/хв) високоекономічними машинами з великим ресурсом роботи.

КЕС великої потужності на органічному паливі будуються нині переважно на високі початкові параметри пари і низький кінцевий тиск (глибокий вакуум). Це дає можливість зменшити витрату теплоти на одиницю виробленої електроенергії, оскільки, ніж вище початкові параметри P 0 і T 0 перед турбіною і нижче кінцевий тиск пари Pдо, тим вище ККД установки. Тому пар, що надходить в турбіну, доводять до високих параметрів: температуру – до 650 °С і тиск – до 25 МПа.

На малюнку 3.2 подано типові спрощені теплові схеми КЕС на органічному паливі. За схемою малюнка 3.2 апідведення теплоти до циклу здійснюється тільки при генерації пари та підігріву його до обраної температури перегріву tпров; за схемою малюнка 3.2, бпоряд з передачею теплоти за цих умов, теплота підводиться до пари і після того, як він відпрацював у частині високого тиску турбіни.

Першу схему називають схемою без проміжного перегріву, другу – схемою з проміжним перегріванням пари. Як відомо з курсу термодинаміки, теплова економічність другої схеми при тих самих початкових і кінцевих параметрах і правильному виборі параметрів проміжного перегріву вище.

За обома схемами пар із парового котла 1 прямує в турбіну 2 , що знаходиться на одному валу з електрогенератором 3 . Відпрацьована пара конденсується в конденсаторі 4 , що охолоджується технічною водою, що циркулює в трубках. Конденсат турбіни конденсатним насосом 5 через регенеративні підігрівачі 6 подається в деаератор 8 .

Деаератор служить видалення з води розчинених у ній газів; одночасно в ньому, так само як у регенеративних підігрівачах, поживна вода підігрівається парою, що відбирається для цього з відбору турбіни. Деаерація води проводиться для того, щоб довести до допустимих значень вміст кисню та вуглекислого газу в ній, і тим самим знизити швидкість корозії металу в трактах води та пари. У той же час, деаератор у ряді теплових схем КЕС може бути відсутнім. При цьому так званому нейтрально-кисневому водному режимі поживну воду подаються в певній кількості кисень, пероксид водню або повітря; деаератор у схемі у своїй не потрібен.

Р
іс. 3.1. Типові теплові схеми паротурбінних

конденсаційних установок на органічному паливі без

проміжного перегріву пари ( а) та з проміжним

перегрівом ( б)

Деаерована вода живильним насосом 9 через підігрівачі 10 подається до котельної установки. Конденсат пари, що гріє, утворюється в підігрівачах 10 , перепускає каскадно в деаератор 8 а конденсат гріючої пари підігрівачів 6 подається дренажним насосом. 7 у лінію, якою протікає конденсат з конденсатора 4 .

Описані теплові схеми є значною мірою типовими і незначно змінюються зі зростанням одиничної потужності та початкових параметрів пари.

Деаератор і живильний насос ділять схему регенеративного підігріву групи ПВД ​​(підігрівач високого тиску) і ПНД (підігрівач низького тиску). Група ПВД складається, як правило, із 2–3 підігрівачів із каскадним зливом дренажів аж до деаератора. Деаератор живиться парою того ж відбору, що і передвімкнений ПВД. Така схема включення деаератора по кілька широко поширена. Оскільки в деаераторі підтримується постійний тиск пари, а тиск у відборі знижується пропорційно зниженню витрати пари на турбіну, така схема створює для відбору запас тиску, який реалізується в передвключеному ПВД. Група ПНД складається з 3-5 регенеративних та 2-3 допоміжних підігрівачів. За наявності випарної установки (градирні) конденсатор випарника включається між ПНД.

КЕС, що виробляють тільки електрику, мають невисокий ККД (30 - 40%), так як велика кількість виробленого тепла скидається в атмосферу через конденсатори пари, градирні, втрачається з топковими газами, що відходять, і охолоджувальною водою конденсатора.