Тепловая часть электрических станций достаточно подробно рассматривается в курсе «Общая энергетика». Однако здесь, в этом курсе, целесообразно вернуться к рассмотрению некоторых вопросов тепловой части. Но это рассмотрение необходимо произвести с точки зрения влияния ее на электрическую часть электрических станций.
2.1. Схемы конденсационных электростанций (КЭС)
В котел питательным насосом (ПН) подается также питательная вода, которая под действием высокой температуры превращается в пар. Таким образом, на выходе котла получают острый пар с параметрами: p=3...30 МПа, t=400...650°С. Острый пар подается в паровую турбину (Т). Здесь энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Эта энергия передается электрическому синхронному генератору (Г), где она преобразуется в электрическую энергию.
Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор (К) (поэтому эти станции называют конденсационными), охлаждается холодной водой и конденсируется. Конденсат конденсатным насосом (КН) подается в систему водоподготовки (СВП), а затем, после пополнения химически очищенной водой (теперь он называется питательной водой), питательным насосом подается в котел.
Источниками холодной воды, которая подается в конденсатор циркуляционным насосом (ЦН), могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также градирни и брызгальные бассейны. Пропуск основной части пара через конденсатор приводит к тому, что 60...70 % тепловой энергии, вырабатываемой котлом, уносится циркуляционной водой.
Газообразные продукты сгорания топлива из котла удаляются дымососами (Дс) и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу высотой 100...250 м (самая высокая труба высотой 420 м занесена в книгу рекордов Гиннесса), а твердые частицы системой гидрозолоудаления (ГЗУ) отправляются на золоотвал.
Все эти устройства и агрегаты (питатели пыли, дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы и т.д.) предназначенные для обеспечения технологического процесса и нормальной работы основного оборудования (котлов, турбин, генераторов) называются механизмами собственных нужд (С.Н.). На блочных станциях механизмы С.Н. делятся на блочные, предназначенные для обеспечения работы только одного блока, и общестанционные – для работы станции в целом.
Основными механизмами С.Н. являются:
– дутьевой вентилятор (ДВ) для подачи воздуха в котел;
– дымосос (Дс) для выброса газообразных (и в значительной степени твердых во взвешенном состоянии частиц) продуктов сгорания топлива из котла в дымовую трубу высотой 100...250 м (420 м в книге Гиннесса);
– циркуляционный насос (ЦН) для подачи в конденсатор холодной циркуляционной воды;
– конденсатный насос (КН) для откачки конденсата из конденсатора;
– питательный насос (ПН) для подачи питательной воды в котел и для создания требуемого давления в технологическом контуре.
На электростанции используются и другие механизмы собственных нужд для топливоподачи и топливоприготовления, в системе химводоочистки и шлако-золоудаления, в системах регулирования различных задвижек, кранов и вентилей и т.д. и т.п. Все их в рамках данного курса перечислять не целесообразно, но тем не мене большинство из них мы рассмотрим в процессе изучения материала.
Механизмы С.Н. делятся на ответственные и неответственные .
Ответственными являются те механизмы, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременный перерыв в работе неответственных механизмов собственных нужд не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако чтобы не расстраивать технологического цикла производства электроэнергии, спустя небольшой промежуток времени они вновь должны быть запущены в работу.
В котельном отделении ответственными механизмами являются дымососы, дутьевые вентиляторы, питатели пыли. Прекращение работы дымососов, дутьевых вентиляторов и питателей пыли приводит к погасанию факела и остановке парового котла. К неответственным относятся смывные и багерные насосы системы гидрозолоудаления (ГЗУ), а также электрофильтры.
К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и маслонасосы системы уплотнения вала генераторов. К неответственным механизмам относятся сливные насосы регенеративных подогревателей, дренажные насосы, эжекторы.
Важное место в технологическом цикле станции занимают питательные насосы, подающие питательную воду в паровые котлы. Мощность электроприводов питательных насосов высокого давления достигает 40 % (для газомазутных КЭС) общей мощности потребителей собственных нужд, т.е. нескольких мегаватт. Остановка питательных насосов приводит к аварийному отключению паровых котлов технологическими защитами. Особенно тяжело переносят такую остановку прямоточные котлы блочных электростанций.
Отключение конденсатных и циркуляционных насосов приводит к срыву вакуума турбин и к их аварийной остановке.
К числу особо ответственных механизмов собственных нужд, останов которых может привести к повреждению основных агрегатов, следует отнести маслонасосы системы смазки турбогенератора и уплотнения вала генератора. Отказ во включении резервных масляных насосов во время аварийной остановки станции с потерей питания собственных нужд может привести к срыву маслоснабжения подшипников турбины и генератора и выплавлению их вкладышей. Поэтому питание маслонасосов турбин и уплотнений вала генератора резервируется аккумуляторными батареями.
Особое место на ТЭС занимают механизмы топливоприготовления и топливоподачи: дробилки, мельницы для размола угля, мельничные вентиляторы, конвейеры и транспортеры топливоподачи и бункеров пылезавода, краны перегружатели на складе угля, вагоноопрокидыватели. Кратковременная остановка этих механизмов обычно не приводит к расстройству технологического цикла производства электрической и тепловой энергии, и поэтому эти механизмы можно отнести к неответственным. Действительно, в бункерах всегда имеется запас сырого угля, и поэтому останов транспортеров или угледробильных устройств не приводит к прекращению подачи топлива в топочные камеры. Допускается останов и барабанных шаровых мельниц, так как при их использовании на электростанциях обычно имеются промежуточные бункеры с запасом угольной пыли, рассчитанным примерно на два часа работы котла с номинальной производительностью. В случае применения молотковых мельниц промежуточных бункеров обычно не предусматривают, но на каждый котел устанавливают не менее трех мельниц. При остановке одной из них оставшиеся обеспечивают не менее 90 % производительности.
К общестанционным механизмам относят насосы химводоочистки и хозяйственного водоснабжения. Большинство из них можно отнести к неответственным потребителям, так как кратковременная остановка насосов химводоочистки не должна привести к аварийному режиму в снабжении водой котельных агрегатов. Исключением являются насосы подачи химически очищенной воды в турбинное отделение, так как при нарушении баланса между их производительностью и расходом питательной воды возможна аварийная ситуация на станции.
К механизмам общестанционного назначения относятся также резервные возбудители, насосы кислотной промывки, противопожарные насосы (эти механизмы при нормальных условиях эксплуатации агрегатов не работают), вентиляционные устройства, компрессоры воздушных магестралей, крановое хозяйство, мастерские, зарядные устройства аккумуляторных батарей, механизмы открытого распределительного устройства и объединенного вспомогательного корпуса. Большинство этих механизмов можно классифицировать как неответственные. Ответственными являются некоторые из вспомогательных механизмов электрической части станции: двигатель-генераторы питателей пыли и вентиляторы охлаждения мощных трансформаторов, осуществляющие обдув маслоохладителей и принудительную циркуляцию масла. При работе генератора на резервном возбудителе последний также относится к ответственным механизмам собственных нужд.
В качестве приводов механизмов собственных нужд, как правило, используются электродвигатели и только на станциях с блоками большей мощности для снижения токов короткого замыкания в системе электроснабжения собственных нужд могут применяться паровые турбины (об этом речь пойдет ниже). Для питания электропотребителей С.Н. на станциях предусматривается система электроснабжения С.Н. со специальным источником питания, в качестве которого обычно используют трансформатор ТСН, включенный на генераторное напряжение.
Особенности КЭС следующие :
1) строятся по возможности ближе к месторождениям топлива или потребления электрической энергии;
2) подавляющую часть вырабатываемой электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений (110...750 кВ);
Первые два пункта определяют назначение станций конденсационного типа – электроснабжение районных сетей (если станция строится в районе потребления электрической энергии) и выдача мощности в систему (при строительстве станции в местах добычи топлива).
3) работают по свободному (не зависящему от тепловых потребителей) графику выработки электроэнергии – мощность может меняться от расчетного максимума до технологического минимума (определяемого в основном устойчивостью горения факела в котле);
4) низкоманевренны – разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требуют примерно 3...10 ч;
Пункты 3 и 4 определяют режим работы таких станций – они работают в основном в базовой части графика нагрузки системы.
5) требуют большего количества охлаждающей воды для подачи ее в конденсаторы турбин;
Эта особенность определяет строительную площадку станции – вблизи водоема с достаточным количеством воды.
6) имеют относительно низкий КПД – 30...40 %.
1.2. Схемы ТЭЦ
Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Поэтому в отличие от КЭС на ТЭЦ кроме электрической энергии производят тепло в виде пара или горячей воды для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения . Для этих целей на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине . При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным электроснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных .
Наибольшее применение на ТЭЦ получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами. Регулируемые отборы позволяют независимо регулировать в известных пределах отпуск тепла и выработку электроэнергии.
При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденсаторы. При большом и постоянном потреблении пара в технологических процессах применяют также турбины с противодавлением без конденсаторов. Рабочая мощность таких агрегатов полностью определяется тепловой нагрузкой . Наибольшее распространение получили агрегаты мощностью 50 МВт и выше (до 250 МВт).
Механизмы собственных нужд на ТЭЦ аналогичны механизмам на КЭС, но дополненные механизмами, обеспечивающими выдачу тепловой энергии потребителю. К ним относятся: сетевые насосы (СН), конденсатные насосы бойлеров, насосы подпитки теплосети, насосы обратного конденсата (НОК), другие механизмы.
Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии существенно усложняет технологическую схему ТЭЦ и обуславливает зависимость выработки электрической энергии от теплового потребителя. Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбины и в конденсаторы . Кроме того, во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее должен быть обеспечен пропуск определенного количества пара во всех режимах . Экономичность электростанции при этом снижается . При снижении электрической нагрузки на ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром котла .
Радиус действия мощных ТЭЦ – снабжения горячей водой для отопления – не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 45 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,8...1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2...3 км.
При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300...500 МВт. Лишь в самых больших городах (Москве, Санкт Петербурге) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000...1500 МВт .
Особенности ТЭЦ следующие :
1) строятся вблизи потребителей тепловой энергии;
2) обычно работают на привозном топливе (большинство ТЭЦ использует газ, транспортируемый по газопроводам );
3) большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);
4) работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от теплового потребителя);
5) низкоманевренны (как и КЭС);
6) имеют относительно высокий суммарный КПД (60...75 % при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды).
1.3. Схемы АЭС
Атомные электрические станции – это тепловые стан-ции, использующие энергию ядерных реакций. Тепловая энергия, выделяющаяся в реакторе при реакции деления ядер урана, отводится из активной зоны с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую подвергают тщательной очистке в неорганических фильтрах .
Атомные электростанции проектируются и сооружаются с реакторами различного типа на тепловых или быстрых нейтронах по одноконтурной, двухконтурной или трехконтурной схеме. Оборудование последнего контура, включающего турбину и конденсатор, аналогично оборудованию тепловых электростанций. Первый, радиоактивный контур содержит реактор, парогенератор и питательный насос .
На атомных станциях СНГ используются ядерные реакторы следующих основных типов :
РБМК (реактор большой мощности, канальный) – реактор на тепловых нейтронах, водо-графитовый;
ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) – реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;
БН (быстрые нейтроны) – реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.
Единичная мощность ядерных энергоблоков достигла 1500 МВт. В настоящее время считается, что единичная мощность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображениями, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами .
Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора .
 |
| Рис. 2.6. Одноконтурная схема АЭС |
Одноконтурная схема с кипящим реактором и графитовым замедлителем типа РБМК-1000 применена на Ленинградской АЭС. Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генераторами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту .
Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом, схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С .
Первая в мире промышленная Обнинская АЭС мощностью 5 МВт была пущена в эксплуатацию в СССР 27 июня 1954 г. В 1956...1957 гг. были пущены агрегаты АЭС в Англии (Колдер-Холл мощностью 92 МВт) и в США (АЭС Шиппингпорт мощностью 60 МВт). В дальнейшем программы строительства АЭС стали форсироваться в Англии, США, Японии, Франции, Канаде, ФРГ, Швеции и в ряде других стран. Предполагалось, что к 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС в мире может достигнуть 50 % общей выработки электроэнергии. Однако в настоящее время темпы развития атомной энергетики в мире в силу ряда причин существенно снизились .
Особенности АЭС следующие :
1) могут строиться в любом географическом месте, в том числе в труднодоступном;
2) по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;
3) требуют малого количества топлива;
4) могут работать по свободному графику нагрузки;
5) чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учетом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы (продолжительность использования установленной мощности 6500...7000 ч/год );
6) слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.
1.4. Схемы ГЭС
При сооружении ГЭС обычно преследуют цель:
Выработки электроэнергии;
Улучшение условий судоходства по реке;
Улучшение условий орошения прилегающих земель.
Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора (разницы уровней верхнего и нижнего бьефа) .
Агрегаты для каждой ГЭС, как правило, проектируются индивидуально, применительно к характеристикам данной ГЭС .
При небольших напорах строят русловые (Угличская и Рыбинская ГЭС) или совмещенные (Волжские ГЭС имени В.И.Ленина и имени XXII съезда КПСС) гидроэлектростанции, а при значительных напорах (более 30...35 м) – приплотинные ГЭС (ДнепроГЭС, Братская ГЭС). В горных районах сооружают деривационные ГЭС (ГюмюшГЭС, ФархадГЭС) с большими напорами при малых расходах .
 |
| Рис. 6 |
ГЭС обычно имеют водохранилища, позволяющие аккумулировать воду и регулировать ее расход и, следовательно, рабочую мощность станции так, чтобы обеспечить наивыгоднейший режим для энергосистемы в целом.
Процесс регулирования заключается в следующем. В течении некоторого времени, когда нагрузка энергосистемы мала (или естественный приток воды в реке велик), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище, а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время, когда нагрузка системы велика (или приток воды мал), ГЭС расходует воду в количестве, превышающем естественный приток. При этом расходуется вода, накопленная в водохранилище, а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время, необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища, может составлять сутки, неделю, несколько месяцев и более. В течении этого времени ГЭС может израсходовать строго определенное количество воды, определяемое естественным притоком.
При совместной работе ГЭС с ТЭС и АЭС нагрузку энергосистемы распределяют между ними так, чтобы при заданном расходе воды в течение рассматриваемого периода обеспечить спрос на электроэнергию с минимальным расходом топлива (или минимальными затратами на топливо) в системе. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что в течении большей части года гидроэлектростанции целесообразно использовать в пиковом режиме. Это означает, что в течении суток рабочая мощность ГЭС должна изменяться в широких пределах - от минимальной в часы, когда нагрузка энергосистемы мала, до максимальной в часы наибольшей нагрузки системы. При таком использовании ГЭС нагрузка тепловых станций выравнивается и работа их становится более экономичной.
В периоды паводка целесообразно использовать ГЭС круглосуточно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом уменьшить холостой сброс воды через плотину.
Работа ГЭС характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов такой режим также приемлем, так как в отличии от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набор мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.
Продолжительность использования установленной мощности ГЭС, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500...3000 ч для пиковых станций и до 5000...6000 ч для базовых. ГЭС целесообразно строить на горных и полугорных реках.
3-4. Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Механизмы собственных нужд ГЭС по назначению делятся на агрегатные и общестанционные.
Агрегатные механизмы собственных нужд обеспечивают пуск, остановку и нормальную работу гидрогенераторов и связанных с ними при блочных схемах повышающих силовых трансформаторов. К ним относятся:
Маслянные насосы системы регулирования гидротурбины;
Насосы и вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;
Маслянные или водянные насосы системы смазки агрегата;
Насосы непосредственного водянного охлаждения генераторов;
Компрессоры торможения агрегата;
Насосы откачки воды с крышки турбины;
Вспомогательные устройства системы возбуждения генератора;
Возбудители в системах самовозбуждения. К общестанционным относятся:
Насосы откачки воды из спиральных камер и отсасывающих труб;
Насосы хозяйственного водоснабжения;
Дренажные насосы;
Устройства заряда, обогрева и вентиляции аккумуляторных батарей;
Краны, подъемные механизмы затворов плотин, щитов, шандоров отсасывающих труб, сороудерживающих решеток;
Компрессоры ОРУ;
Отопление, освещение и вентиляция помещений и сооружений;
Устройства обогрева затворов, решеток и пазов.
При централизованной системе снабжения агрегатов сжатым воздухом в состав общестанционных входят и компрессоры маслонапорных установок и торможения агрегатов.
На состав и мощность электроприемников собственных нужд ГЭС оказывают влияние климатические условия: при суровом климате появляется значительная (несколько тысяч киловатт) нагрузка обогрева выключателей, масляных баков, маслонаполненных концевых кабельных муфт, решеток, затворов, пазов; при жарком климате эти нагрузки отсутствуют, но возрастает расход энергии на охлаждение оборудования, вентиляцию, кондеционирование.
На ГЭС относительно малая доля механизмов собственных нужд работает непрерывно в продолжительном режиме. Сюда относятся: насосы и вентиляторы охлаждения генераторов и трансформаторов; вспомогательные устройства систем возбуждения; насосы водяной или масляной смазки подшпников. Эти механизмы принадлежат к числу наиболее ответственных и допускают перерыв питания на время действия автоматического ввода резерва (АВР). В продолжительном режиме работают также насосы технического водоснабжения и устройств электрообогрева. Остальные электроприемники работают повторно-кратковременно, кратковременно или даже только эпизодически. К числу ответственных механизмов собственных нужд следует также отнести пожарные насосы, насосы маслонапорных установок, некоторые дренажные насосы, компрессоры ОРУ, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов. Эти механизмы допускают перерыв питания до нескольких минут без нарушения нормальной и безопасной работы агрегатов. Остальные потребители собственных нужд можно отнести к неответственным.
Маслонапорные установки гидроагрегатов имеют достаточный запас энергии, чтобы закрыть направляющий аппарат и затормозить агрегат даже при аварийной потере напряжения в системе собственных нужд. Поэтому для обеспечения сохранности оборудования при потере напряжения на гидростанциях не требуются автономные источники в виде аккумуляторных батарей и дизель-генераторов.
Единичная мощность механизмов собственных нужд колеблется от единиц до сотен киловат. Наиболее мощными механизмами собственных нужд являются насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, некоторые подъемные механизмы. На большинстве гидростанциях, за исключением ГЭС деривационного типа, потребители собственных нужд сосредоточены на ограниченной территории, в пределах здания станции и прлотины.
В отличие от ТЭС механизмы собственных нужд ГЭС не требуют непрерывного регулирования производительности; достаточным является повторно-кратковременный режим работы (насосы маслонапорных установок, компрессоры).
Особенности ГЭС следующие :
1) строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с местоположением электрической нагрузки;
2) большую часть электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;
3) работают по свободному графику (при наличии водохранилища);
4) высокоманевренны (разворот и набор нагрузки занимает примерно 3...5 мин.);
5) имеют высокий КПД (до 85 %).
ГЭС в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми электростанциями. Однако в настоящее время преимущественно строятся тепловые и атомные электростанции. Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций. (Есть данные по удельным капвложениям, себестоимости электроэнергии и срокам строительства различных типов эл. станций).
Удельная стоимость ГЭС (руб/МВт) выше удельной стоимости ТЭС той же мощности вследствие большего объема строительных работ. Время сооружения ГЭС также больше. Однако себестоимость электроэнергии ниже, так как в состав эксплуатационных расходов не входит стоимость топлива.
Гидроаккумулирующие электростанции.
Назначение ГАЭС заключается в выравнивании суточного графика нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС. В часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС от кратковременной пиковой нагрузки. Агрегаты ГАЭС используются также в качестве вращающихся резервных агрегатов и в качестве синхронных компенсаторов.
Пиковые ГАЭС проектируются, как правило, на продолжительность работы в турбинном режиме 4...6 ч в сутки. Длительность работы ГАЭС в насосном режиме составляет 7...8 ч при отношении насосной мощности к турбинной 1,05...1,10. Годовое число использования мощности ГАЭС составляет 1000...1500 ч.
ГАЭС сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы максимальной нагрузки. Их выполняют из ряда блоков, выдающих энергию в сети повышенного напряжения и получающих ее из сети при работе в насосном режиме. Агрегаты высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный или в режим синхронного компенсатора. КПД ГАЭС составляет 70...75 %. Они требуют незначительного количества обслуживающего персонала. ГАЭС могут быть сооружены там, где имеются источники водоснабжения и местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище.
1.4. Газотурбинные установки
1.7. Солнечные электростанции.
Среди солнечных электростанций (гелиоэлектростанций) можно выделить два типа электростанций - с паровым котлом и с кремниевыми фотоэлементами. Такие электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных дней в году. По опубликованным данным их КПД может быть доведен до 20 %.
1.8. Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников.
Геотермальные электростанции работают в Исландии, Новой Зеландии, Папуа, Новой Гвинее, США, а в Италии они дают около 6 % всей вырабатываемой электроэнергии. В России (на Комчатке) сооружена Паужетская геотермальная электростанция.
1.9. Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами строятся там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. Наиболее мощная ПЭС Ранс построена в 1966 г. во Франции: ее мощность составляет 240 МВт. Проектируются ПЭС в США мощностью 1000 МВт, в Великобритании мощностью 7260 МВт и т.д. В России на Кольском полуострове, где приливы достигают 10...13 м, в 1968 г. вошла в строй первая очередь опытной Кислогубской ПЭС (2·0,4 МВт).
1.10. В магнитогидродинамических электростанциях используется принцип образования тока при прохождении движущегося проводника через магнитное поле. В качестве рабочего тела используется низкотемпературная плазма (около 2700 С), образующаяся при сгорании органического топлива и подаче в камеру сгорания специальных ионизирующих присадок. Рабочее тело, проходящее через сверхпроводящую магнитную систему, создает постоянный ток, который с помощью инверторных преобразователей превращается в переменный. Рабочее тело после прохождения через магнитную систему поступает в паротурбинную часть электростанции, состоящую из парогенератора и обычной конденсационной паровой турбины. В настоящее время на Рязанской ГРЭС сооружон головной МГД-энергоблок 500 МВт, включающий МГД-генератор мощностью около 300 МВт и паротурбинную часть мощностью 315 МВт с турбиной К-300-240. При установленной мощности свыше 610 МВт выдача мощности МГД-энергоблока в систему составляет 500 МВт за счет значительного расхода энергии на собственные нужды в МГД- 
части. КПД МГД-500 превышает 45 %, удельный расход топлива составляет примерно 270 г/(кВт*ч). Головной МГД- энергоблок запроектирован на использование природного газа, в дальнейшем предполагался переход на твердое топливо. Однако дальнейшего развития МГД-установки не получили из-за отсутствия материалов, способных работать при столь высоких температурах.
1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.
На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.
Обозначения на схеме ТЭС:
- Топливное хозяйство;
- подготовка топлива;
- промежуточный пароперегреватель;
- часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
- часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
- электрический генератор;
- трансформатор собственных нужд;
- трансформатор связи;
- главное распределительное устройство;
- конденсатный насос;
- циркуляционный насос;
- источник водоснабжения (например, река);
- (ПНД);
- водоподготовительная установка (ВПУ);
- потребитель тепловой энергии;
- насос обратного конденсата;
- деаэратор;
- питательный насос;
- (ПВД);
- шлакозолоудаление;
- золоотвал;
- дымосос (ДС);
- дымовая труба;
- дутьевой вентилятов (ДВ);
- золоуловитель.
Описание технологической схемы ТЭС:
Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:
- топливное хозяйство и система подготовки топлива;
- котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
- турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
- установка водоподготовки и конденсатоочистки;
- система технического водоснабжения;
- система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
- электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.
Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.
Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.
Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.
Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.
При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.
При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.
Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.
В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.
На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.
Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.
Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.
Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.
Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.
На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.
На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.
Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.
Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.
Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.
Современный мир требует огромного количества энергии (электрической и тепловой), которая производится на электростанциях различного типа.
Человек научился добывать энергию из нескольких источников (углеводородное топливо, ядерные ресурсы, падающая вода, ветер и т.д.) Однако и по сей день наиболее востребованными и эффективными остаются тепловые и атомные электростанции, о которых и пойдет речь.
Что такое АЭС?
Атомная электростанция (АЭС) – это объект, на котором для производства энергии используется реакция распада ядерного топлива.
Попытки использования управляемой (то есть контролируемой, прогнозируемой) ядерной реакции для выработки электроэнергии были предприняты советскими и американскими учеными одновременно – в 40-х годах прошлого века. В 50-х годах «мирный атом» стал реальностью, и во многих странах мира стали строить АЭС.
Центральным узлом любой АЭС является ядерная установка, в которой происходит реакция. При распаде радиоактивных веществ происходит выделение огромного количества тепла. Выделяемая тепловая энергия используется для нагрева теплоносителя (как правило, воды), который, в свою очередь, нагревает воду второго контура до перехода ее в пар. Горячий пар вращает турбины, благодаря чему происходит образование электроэнергии.
В мире не утихают споры о целесообразности использования атомной энергии для выработки электричества. Сторонники АЭС говорят об их высокой продуктивности, безопасности реакторов последнего поколения, а также о том, что такие электростанции не загрязняют окружающую среду. Противники утверждают, что АЭС потенциально чрезвычайно опасны, а их эксплуатация и, особенно, утилизация отработанного топлива сопряжены с огромными расходами.
Что такое ТЭС?
Наиболее традиционным и распространенным в мире видом электростанциЙ являются ТЭС. Тепловые электростанции (так расшифровывается данная аббревиатура) вырабатывают электроэнергию за счет сжигания углеводородного топлива – газа, угля, мазута.
Схема работы ТЭС выглядит следующим образом: при сгорании топлива образуется большое количество тепловой энергии, с помощью которой нагревается вода. Вода превращается в перегретый пар, который подается в турбогенератор. Вращаясь, турбины приводят в движение детали электрогенератора, образуется электрическая энергия.
На некоторых ТЭЦ фаза передачи тепла теплоносителю (воде) отсутствует. В них используются газотурбинные установки, в которых турбину вращают газы, полученные непосредственно при сжигании топлива.
Существенным преимуществом ТЭС считается доступность и относительная дешевизна топлива. Однако есть у тепловых станций и недостатки. Это, прежде всего, угроза окружающей среде. При сжигании топлива в атмосферу выбрасывается большое количество вредных веществ. Чтобы сделать ТЭС более безопасными, применяется ряд методов, в том числе: обогащение топлива, установка специальных фильтров, задерживающих вредные соединения, использование рециркуляции дымовых газов и т.п.
Что такое ТЭЦ?
Само название данного объекта напоминает предыдущее, и на самом деле, ТЭЦ, как и тепловые электростанции преобразуют тепловую энергию сжигаемого топлива. Но помимо электроэнергии теплоэлектроцентрали (так расшифровывается ТЭЦ) поставляют потребителям тепло. ТЭЦ особенно актуальны в холодных климатических зонах, где нужно обеспечить жилые дома и производственные здания теплом. Именно поэтому ТЭЦ так много в России, где традиционно используется центральное отопление и водоснабжение городов.
По принципу работы ТЭЦ относятся к конденсационным электростанциям, но в отличие от них, на теплоэлектроцентралях часть выработанной тепловой энергии идет на производство электричества, а другая часть – на нагрев теплоносителя, который и поступает к потребителю.
ТЭЦ более эффективна по сравнению с обычными ТЭС, поскольку позволяет использовать полученную энергию по максимуму. Ведь после вращения электрогенератора пар остается горячим, и эту энергию можно использовать для отопления.
Помимо тепловых, существуют атомные ТЭЦ, которые в перспективе должны сыграть ведущую роль в электро- и теплоснабжении северных городов.
ИА сайт. Тепловая электростанция (тепловая электрическая станция) - энергетическая установка, на которой вырабатывается электрическая энергия за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.
|
|
||
|---|---|---|
| 1 | Cooling tower | Градирня |
| 2 | Cooling water pump | Насос водяного охлаждения; Циркуляционный насос |
| 3 | Transmission line (3-phase) | Линия электропередачи (3-х фазная) |
| 4 | Step-up transformer (3-phase) | Повышающий трансформатор |
| 5 | Electrical generator (3-phase) | Электрогенератор; Электромашинный генератор |
| 6 | Low pressure steam turbine | Паровая турбина низкого давления |
| 7 | Condensate pump | Конденсатный насос |
| 8 | Surface condenser | Поверхностный конденсатор |
| 9 | Intermediate pressure steam turbine | Паровая турбины среднего давления |
| 10 | Steam control valve | Клапан регулировки подачи пара |
| 11 | High pressure steam turbine | Паровая турбина высокого давления |
| 12 | Deaerator | Деаэратор |
| 13 | Feedwater heater | Подогреватель питательной воды |
| 14 | Coal conveyor | Транспортёр угля |
| 15 | Coal hopper | Бункер угля |
| 16 | Coal pulverizer | Углеразмольная мельница; Мельница для измельчения угля |
| 17 | Boiler drum | Барабан котла |
| 18 | Bottom ash hopper | Шлаковый бункер |
| 19 | Superheater | Пароперегреватель; Перегреватель пара |
| 20 | Forced draught (draft) fan | Дутьевой вентилятор; Тягодутьевой вентилятор |
| 21 | Reheater | Промежуточный пароперегреватель |
| 22 | Combustion air intake | Заборник первичного воздуха; Заборник воздуха в топку |
| 23 | Economiser | Экономайзер |
| 24 | Air preheater | Предварительный воздухоподогреватель |
| 25 | Precipitator | Золоуловитель |
| 26 | Induced draught (draft) fan | Дымосос; Вытяжной вентилятор |
| 27 | Flue-gas stack | Дымовая труба |
| 28 | Feed pump | Питательный насос |
Уголь транспортируется (14) из внешней шахты и измельчается в очень мелкий порошок крупными металлическими сферами в мельнице (16).
Там он смешивается с предварительно подогретым воздухом (24), нагнетаемым вентилятором поддува (20).
Горячая воздушно-топливная смесь принудительно, при высоком давлении, попадает в котел, где быстро воспламеняется.
Вода поступает вертикально вверх по трубчатым стенкам котла, где превращается в пар и поступает в барабан котла (17), в котором пар отделяется от оставшейся воды.
Пар проходит через коллектор в крышке барабана в подвесной подогреватель (19), где его давление и температура быстро возрастают до 200 бар и 570°С, достаточных для того, чтобы стенки труб светились тускло-красным цветом.
Затем пар поступает в турбину высокого давления (11), первую из трех в процессе генерации электроэнергии.
Клапан регулировки подачи пара (10) обеспечивает как ручное управление турбиной, так и автоматическое по заданным параметрам.
Пар выпускается из турбины высокого давления как со снижением давления, так температуры, после чего он возвращается на подогрев в промежуточный пароперегреватель (21) котла.
ТЭС - основной тип электростанций в России, доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет 67% на 2000 г.
В промышленно развитых странах этот показатель доходит до 80%.
Тепловая энергия на ТЭС используется для нагрева воды и получения пара - на паротурбинных электростанциях или для получения горячих газов-на газотурбинных.
Для получения тепла органическое топливо сжигают в котлоагрегатах ТЭС.
В качестве топлива используется уголь, торф, природный газ, мазут, горючие сланцы.
1.Котлотурбинные электростанции
1.1. Конденсационные электростанции (КЭС, исторически получили название ГРЭС - государственная районная электростанция)
1.2.Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)
2.Газотурбинные электростанции
3.Электростанции на базе парогазовых установок
4.Электростанции на основе поршневых двигателей
5. Комбинированного цикла
Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. Рассматриваемая ТЭЦ выполнена по блочной схеме с поперечными связями по пару и питательной воде. ТЭЦ с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное с ним непосредственно вспомогательное оборудование.
Применение блочной схемы связано со следующими особенностями эксплуатации:
1. Котельный резерв на блочных ТЭЦ отсутствует, что компенсируется аварийным резервом в энергосистеме. Останов котла означает потерю мощности энергоблока.
2. Аварийные ситуации локализуются в рамках энергоблока, не затрагивая соседние блоки.
3. Упрощение тепловой схемы и коммуникаций, отсутствие соединительных магистралей, уменьшение числа элементов арматуры облегчает и делает его более надежным.
4. Управление блоком ввиду тесной взаимосвязи котла и турбины осуществляется из единого центра, каковым является блочный щит управления.
5. Каждый последующий энергоблок ТЭЦ может быть выполнен отличным от предыдущего с применением более прогрессивных решений.
6. Блочная схема приводит к блочному пуску, т. е. к одновременному пуску котла и турбины на скользящих параметрах пара.
Основным оборудованием ТЭЦ являются турбина, котел и генератор. Серийные агрегаты стандартизированы по соответствующим показателям: мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т. д. При выборе предпочтение отдается стандартным агрегатам. На выбор агрегатов существенное влияние оказывает тепловая схема электростанции.
При выборе основного оборудования блочной ТЭЦ должны соблюдаться следующие требования:
1. Тип и количество основного оборудования должны соответствовать заданной мощности электростанции и предусмотренному режиму ее работы. Возможные варианты по значениям мощности блоков и параметрам пара сопоставляются по технико-экономическим показателям, таким как удельные капитальные затраты, себестоимость энергии, удельный расход условного топлива.
2. Ограничения по мощности выбираемых блоков накладывается мощностью энергосистемы.
3. К блокам, предназначенным для регулирования нагрузки системы (пиковым и полупиковым), предъявляются дополнительные ограничения по мощности и параметрам пара.
4. Выбор основного оборудования для блочных ТЭЦ заключается в выборе блоков, включающих в себя все основные агрегаты и вспомогательное оборудование.
5. Тип парового котла должен соответствовать виду топлива, выделенному для проектируемой электростанции.
6. Производительность парового котла блока ТЭЦ выбирается такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину вместе с расходом на собственные нужды и запасом, равным 3%.
7. Число котлов выбирается равным числу турбин – это позволяет иметь одинаковую строительную длину котельного и турбинного отделений.
8. При расширении ТЭЦ в целях увеличения отопительной мощности рассматриваются два варианта: или установка турбины типа Т, или увеличение количества водогрейных котлов.
На ТЭЦ-2 сооружено три блока, на которых установлено следующее технологическое оборудование для покрытия тепловых и электрических нагрузок:
1. Турбоагрегаты:
Блоки №1,2 – турбина типа ПТ-80-130/13;
Блок №3 – турбина типа Т-100/120-13.
Для промышленно-отопительных ТЭЦ применяются конденсационные турбины типа ПТ с двумя регулируемыми отборами пара. Т. к. на рассматриваемой ТЭЦ преобладает отопительная нагрузка, то в дополнение к турбинам ПТ установлена турбина типа Т с теплофикационными отборами. В таблице 1.1 представим технические характеристики турбин.
Таблица 1.1 – Технические характеристики турбин рассматриваемой ТЭЦ
| № | Характеристики | Данные | |
| ПТ-80-130/13 | Т-100/120-130 | ||
| Номинальная мощность, МВт | |||
| Максимальная мощность, МВт | - | ||
| Давление свежего пара | |||
| Температура свежего пара, | |||
| Номинальный расход свежего пара, т/час | |||
| Число регенеративных отборов | |||
| Пределы регулирования давления пара в отборах: | |||
| - производственном, МПа | 1-1,6 | - | |
| - отопительном, МПа | 0,03-0,25 | - | |
| - верхнем отопительном, Мпа | - | 0,06-0,25 | |
| -нижнем отопительном, МПа | - | 0,05-0,20 | |
| Удельный расход свежего пара при номинальном теплофикационном режиме, кг/ кВт ч | 5,6 | 4,3 | |
| Число цилиндров турбины | |||
| Число конденсаторов | |||
| Расход пара в отборах: | - | ||
| -производственном, т/час | - | ||
| -отопительном, т/час | 0,06-0,25 | ||
| -верхнем и нижнем отопительных, т/час | 0,05-0,20 | ||
| Температура охлаждающей среды, | |||
2. Котлоагрегаты. На рассматриваемой ТЭЦ установлены следующие котлоагрегаты:
Для всех блоков – энергетические котлы типа ТГМ-96б (три штуки) парапроизводительностью 480 т/час;
Три пиковых водогрейных котла типа ПТВМ-100 производительностью 100 Г кал/час;
Два пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью 1180 Г кал/час.
Резервные котлы на блочных ТЭЦ не устанавливаются. На ТЭЦ в качестве резерва устанавливаются водогрейные котлы. Количество их принимается равным не менее двух, а суммарная мощность такова, чтобы при отключении одного энергетического котла остальные вместе с водогрейными котлами обеспечивали среднюю отопительную нагрузку наиболее холодного месяца. Для принятой блочной схемы ТЭЦ котлы ТГМ-96б обеспечивают максимальный расход пара на турбину ПТ-80/13-130 с запасом 2,1%, а для турбин Т-100/1220 130-3 обеспечивают только номинальный пропуск пара турбиной без запаса. Максимальный пропуск пара турбиной 485 т/час не покрываются. В таблице 1.2 представим технические характеристики котлов.
Таблица 1.2 – Технические характеристики котлов рассматриваемой ТЭЦ
| № | Характеристики | Данные |
| Энергетический котел типа ТГМ-96б | ||
| Паропроизводительность, т/час | ||
| Температура питательной воды, | ||
| Температура пара, | ||
| Давление пара, | ||
| -МПа | 13,8 | |
| -кг с/ см² | ||
| Температура уходящих газов, | ||
| К.п.д. гарантийный, % | 92,8 | |
| Воздухоподогреватель – РВП | - | |
| Топливо – газ и мазут | - | |
| Водогрейный котел типа ПТВМ-100 | ||
| Давление, кг с/см² | 10,3 | |
| Топливо – газ и мазут | - | |
| Расход воды | ||
| - в основном режиме, т/час | ||
| - в пиковом режиме, т/час | ||
| К.п.д., % | 90,5 | |
| Температура воды на входе в котел | ||
| - в основном режиме, | ||
| - в пиковом режиме, | ||
| Водогрейный котел типа КВГМ-180 | ||
| Теплопроизводительность, Гкал/час | ||
| Давление, кг с/см² | 8-25 | |
| Топливо – газ | - | |
| Расход воды, т/час | ||
| К.п.д., % | 88,8 | |
| Температура воды на входе в котел, | ||
| Температура воды на выходе из котла, |
Каждый из блоков ТЭЦ-2 в номинальном режиме выдает 80 МВт электроэнергии, а также тепло с сетевой водой (на отопление и горячее водоснабжение) – 100 Гкал/час. С блоков №1, 2 можно выдать пар для промышленных предприятий – 80 Гкал/час. Пиковые водогрейные котлы могут выдать суммарную тепловую мощность 660 Гкал/час. Так как ТЭЦ-2 является электростанцией комбинированного типа, она производит электричество и тепло в разных количествах в зависимости от климатических условий и от инструкций со стороны контрольных органов.
В определенных условиях ТЭЦ может производить только электроэнергию (при конденсационном режиме) или же напротив поставлять максимальное количество теплоэнергии турбин блоков и дополнительно электроэнергию. В зависимости от ситуации с топливом, можно поставить дополнительное тепло с пиковых водогрейных котлов.
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭЦ. ТОПЛИВО
На технологической схеме ТЭЦ отображают цепочку технологических процессов от доставки топлива до выдачи электроэнергии.
Технологическая схема выполнена по блочному принципу (рис.1.1).
Рис. 1.1 – Технологическая схема ТЭЦ (Обозначения: G – генератор; Т – трансформатор; ТСН – трансформатор собственных нужд; ТХ – топливное хозяйство; ГВТ – газовоздушный тракт)
Рассмотрим работу схемы: пар из котла 1 поступает через пароперегреватель 2 в турбину, состоящую из цилиндра высокого давления 3 и из цилиндра низкого давления 4. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе 5 водой, подаваемой из охлаждающей градирни 14 циркуляционным насосом 13, а затем конденсат подается конденсатным насосом 6 в подогреватели низкого давления (ПНД) 7 со сливным насосом из ПНД конденсатора 8. В ПНД конденсат подогревается и поступает в деаэратор 9. Подпиточная вода из природного водоема насосом технического водоснабжения 16 подается в водоподготовительную установку (химводоочистку) 15, после специальной обработки, в которой также поступает в деаэратор 9. Питательная вода, освобожденная в деаэраторе от кислорода и углекислого газа, подается в котел 1 питательным насосом 10. При этом проходит через подогреватели высокого давления (ПВД) 11 и экономайзер 12, где подогревается отбираемым из турбины паром и отходящими от котла газами.
Для промышленных нужд имеется в наличии отбор пара из турбины 22, возврат конденсата от технологических потребителей осуществляется насосом 23. Для подогрева сетевой воды (для отопления и горячего водоснабжения) используется теплофикационный отбор, пар из которого направляется в подогреватели сетевой воды 17. В пиковом режиме работы для подогрева сетевой воды используются водогрейные котлы 18 и пиковые бойлера 24, со сливными насосами 25. Для обеспечения циркуляции воды в теплофикационной сети служат сетевые насосы I-го и II-го 19 подъемов. Для покрытия потерь сетевой воды используется насос подпитки тепловых сетей 21.
Реально технологическая схема ТЭЦ намного сложнее, т. к. в приведенной схеме на рисунке1.1 однотипное оборудование изображено один раз независимо от числа установленных на электростанции вспомогательных и основных агрегатов. Количество рабочих и резервных агрегатов зависит от вида и мощности станции, места механизмов в технологическом процессе и других факторов.
В энергетических установках требуемые параметры рабочего тела получают, используя энергию топлива. Под энергетическим топливом понимают вещества, выделяющие при определенных условиях значительное количество теплоты, которое экономически целесообразно использовать как источник энергии.
Энергетические и водогрейные котлы на ТЭЦ-2 газомазутные. Основным топливом для электростанции является природный газ, а резервным – мазут марки М100 и М40.
Мазут – высокий, тяжелый остаток перегонки нефти, получающийся после отгона легких фракций (бензина, керосина, лигроина и др.), применяют в энергетике преимущественно в качестве жидкого топлива. Мазут классифицируют по вязкости и содержанию соединений серы на малосернистые (S<0,5%), сернистые (S=0,5¸2%) и высокосернистые (S>2%).
На ТЭЦ топливо перед сжиганием специально подготавливают, что обеспечивает надежную и экономичную работу топочных устройств и всего котла. Характер подготовительных операций зависит от вида топлива.
Природный газ, подаваемый по газопроводам, имеет давление, значительно превышающее необходимое при сжигании. Поэтому предварительно на газораспредилительных станциях (ГРС) или пунктах (ГРП) электростанции снижают давление газа, а также очищают его от механических примесей и влаги. Подготовка газообразного топлива наиболее проста и требует небольших площадей и материальных затрат.
Горение жидкого топлива (мазута) происходит после его испарения. Скорость испарения жидкости, а следовательно, горения, тем выше, чем больше ее удельная поверхность, т. е. поверхность, приходящаяся на единицу массы топлива. Чтобы получить большую удельную поверхность жидкого топлива, его распыляют на мелкие частицы. Для качественного распыления и надежной транспортировки по трубопроводам мазут марок М100 и М40 предварительно подогревают до 95-135 . Кроме того, мазут, как и газообразное топливо, очищают от механических примесей, а также повышают в зависимости от типа распыляющих устройств – горелок – до определенных значений его давление.