Котлотурбинный цех тэц принцип работы. Тепловая электростанция. Мини-ТЭЦ и экология

Тепловая электростанция

Теплова́я электроста́нция

(ТЭС), энергетическая установка, на которой в результате сжигания органического топлива получают тепловую энергию, преобразуемую затем в электрическую. ТЭС – основной тип электрических станций, доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет в промышленно развитых странах 70–80 % (в России в 2000 г. – ок. 67 %). Тепловая на ТЭС используется для нагрева воды и получения пара (на паротурбинных электростанциях) или для получения горячих газов (на газотурбинных). Для получения тепла органическое сжигают в котлоагрегатах ТЭС. В качестве топлива используется уголь, природный газ, мазут, горючие . На тепловых паротурбинных электростанциях (ТПЭС) получаемый в парогенераторе (котлоагрегате) пар приводит во вращение паровую турбину , соединённую с электрическим генератором. На таких электростанциях вырабатывается почти вся электроэнергия, производимая ТЭС (99 %); их кпд приближается к 40 %, единичная установленная мощность – к 3 МВт; топливом для них служат уголь, мазут, торф, сланцы, природный газ и т. д. Электростанции с теплофикационными паровыми турбинами, на которых тепло отработанного пара утилизируется и выдаётся промышленным или коммунальным потребителям, называются теплоэлектроцентралями. На них вырабатывается примерно 33 % электроэнергии, производимой ТЭС. На электростанциях с конденсационными турбинами весь отработанный пар конденсируется и в виде пароводяной смеси возвращается в котлоагрегат для повторного использования. На таких конденсационных электростанциях (КЭС) вырабатывается ок. 67 % электроэнергии, производимой на ТЭС. Официальное название таких электростанций в России – Государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

Паровые турбины ТЭС соединяют с электрогенераторами обычно непосредственно, без промежуточных передач, образуя турбоагрегат. Кроме того, как правило, турбоагрегат объединяют с парогенератором в единый энергоблок, из них затем компонуют мощные ТПЭС.

В камерах сгорания газотурбинных тепловых электростанций сжигают газ или жидкое топливо. Получаемые продукты сгорания поступают на газовую турбину , вращающую электрогенератор. Мощность таких электростанций, как правило, составляет несколько сотен мегаватт, кпд – 26–28 %. Газотурбинные электростанции обычно сооружают в блоке с паротурбинной электростанцией для покрытия пиков электрической нагрузки. Условно к ТЭС относят также атомные электростанции (АЭС), геотермальные электростанции и электростанции с магнитогидродинамическими генераторами . Первые ТЭС, работающие на угле, появились в 1882 г. в Нью-Йорке, в 1883 г. – в Санкт-Петербурге.

Энциклопедия «Техника». - М.: Росмэн . 2006 .

Смотреть что такое "тепловая электростанция" в других словарях:

Тепловая электростанция - (ТЭС) - электрическая станция (комплекс оборудования, установок, аппаратуры), вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. В настоящее время среди ТЭС… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

тепловая электростанция - Электростанция, преобразующая химическую энергию топлива в электрическую энергию или электрическую энергию и тепло. [ГОСТ 19431 84] EN thermal power station a power station in which electricity is generated by conversion of thermal energy Note… … Справочник технического переводчика

тепловая электростанция - Электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива … Словарь по географии

- (ТЭС) вырабатывает электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Основные типы ТЭС: паротурбинные (преобладают), газотурбинные и дизельные. Иногда к ТЭС условно относят… … Большой Энциклопедический словарь

ТЕПЛОВАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ - (ТЭС) предприятие для производства электрической энергии в результате преобразования энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Основные части ТЭС котельная установка, паровая турбина и электрогенератор, превращающий механическую… … Большая политехническая энциклопедия

Тепловая электростанция - ПГУ 16. Тепловая электростанция По ГОСТ 19431 84 Источник: ГОСТ 26691 85: Теплоэнергетика. Термины и определения оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

- (ТЭС),вырабатывает электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. ТЭС работают на твёрдом, жидком, газообразном и смешанном топливе (угле, мазуте, природном газе, реже буром… … Географическая энциклопедия

- (ТЭС), вырабатывает электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Основные типы ТЭС: паротурбинные (преобладают), газотурбинные и дизельные. Иногда к ТЭС условно относят… … Энциклопедический словарь

тепловая электростанция - šiluminė elektrinė statusas T sritis automatika atitikmenys: angl. thermal power station; thermal station vok. Wärmekraftwerk, n rus. тепловая электростанция, f pranc. centrale électrothermique, f; centrale thermoélectrique, f … Automatikos terminų žodynas

тепловая электростанция - šiluminė elektrinė statusas T sritis fizika atitikmenys: angl. heat power plant; steam power plant vok. Wärmekraftwerk, n rus. тепловая электростанция, f; теплоэлектростанция, f pranc. centrale électrothermique, f; centrale thermique, f; usine… … Fizikos terminų žodynas

- (ТЭС) Электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 в. (в 1882 в Нью Йорке, 1883 в Петербурге, 1884 в… … Большая советская энциклопедия

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее .

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу - вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, ) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на 110-750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок - система 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500-2500 мВт.

Такие сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35-220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

ISBN 5 - 7046 - 0733 - 0

Дана характеристика оборудования ТЭЦ МЭИ, приведены тепло­вые схемы, описание конструкций котлов, турбин и вспомогательного оборудования. Изложены основные задачи эксплуатации и тепловых испытаний котла и турбины.

Для студентов специальностей 100100, 100200, 100300, 100500, 100600, изучающих тепловую часть электростанций согласно учебным планам.

ПРЕДИСЛОВИЕ

ТЭЦ МЭИ является электростанцией, построенной специально для учебно-исследовательских целей. В то же время ТЭЦ работает в систе­ме ОАО «Мосэнерго» как обычная теплоэлектроцентраль, отпускаю­щая потребителю тепло- и электроэнергию. Обучение студентов на действующем оборудовании в промышленных условиях имеет большое преимущество по сравнению с использованием модели любой степени сложности. Ежегодно на ТЭЦ МЭИ проходит обучение около 1500 студентов энергетических специальностей. ^

Отвечая требованиям учебного графика, ТЭЦ МЭИ практически непрерывно работает при переменных нагрузках, с частыми пусками и остановами. Помимо трудностей эксплуатационного характера, это приводит к более быстрому износу оборудования и к необходимости

его замены.

Настоящее учебное пособие является третьим дополненным и пе­реработанным изданием. В нем учтен многолетний опыт кафедры теп­ловых электрических станций по проведению занятий со студентами электроэнергетического факультета. Пособие является одним из не­многих изданий, в котором приведена характеристика всего теплотех­нического оборудования ТЭЦ МЭИ, основного и вспомогательного. Оно состоит из четырех разделов, включающих общую схему станции, котельное и турбинное отделение, вспомогательные установки.

При подготовке материалов квалифицированную и заинтересованную помощь авторам оказывал весь персонал ТЭЦ, и, в первую очередь, А.М.Пронин, Г.Н.Акарачков, В.И.Юденков, а также сотрудники кафед­ры тепловых электрических станций Б.В Конакотин и А.И.Михалев. Особую признательность авторы выражают Л.Н.Дубинской, чьими ста­раниями выполнена основная работа по подготовке издания к печати.

isbn 5 -7046-0733.о © Московский энергетический институт, 2001

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЭЦ МЭИ

ТЭЦ МЭИ является промышленной электростанцией небольшой мощности, предназначенной для комбинированной выработки электри­ческой и тепловой энергии. Электроэнергия мощностью 10 МВт пере­дается в энергокольцо ОАО «Мосэнерго», а теплота (67 ГДж/ч) в виде горячей воды поступает в четвертый участок теплосети. Кроме того, ТЭЦ обеспечивает паром, горячей водой и электроэнергией экспери­ментальные установки ряда кафедр института. На действующем обору­довании ТЭЦ, стендах и моделях кафедр проводятся научно-исследова­тельские работы по более чем 30 темам одновременно.

Строительство ТЭЦ МЭИ было начато в конце 40-х годов, а пер­вый турбоагрегат пущен в декабре 1950 гУТЭЦ проектировалась на средние параметры пара, что соответствовало уровню энергетики того периода. Большую часть оборудования представляли собой установки, полученные по репарации из ГерманииУВ отборе энергетического обо­рудования принимали участие профессора и преподаватели института.

В котельном цехе первоначально были установлены барабанный котел фирмы Бабкок-Вилькокс, котел фирмы Ле Монт (барабанный с принудительной циркуляцией) и прямоточный котел отечественного производства. В турбинном отделении первыми установленными агре­гатами являлись: турбина фирмы Сименс-Шуккерт (двухвальная, ради-ально-осевая), турбина фирмы Эшер-Висс и экспериментальная уста­новка кафедры ПГТ фирмы Серенсен.

Уже в начале 1952 г. началась замена оборудования на более мощ­ное и современное. В 1956 г. в котельном цехе был пущен новый котел барабанного типа паропроизводительностью 20 т/ч Таганрогского ко­тельного завода. В 1962 г. на месте демонтированного котла Бабкок-Вилькокс установлен двухконтурный парогенератор, имитирующий работу паропроизводящей установки АЭС. В 1975 г. котел Ле Монт заменен новым более мощным котлом барабанного типа на 55 т/ч про­изводства Белгородского котельного завода.

В турбинном цехе в 1963 г. вместо турбины Эшер-Висс установле­на турбина П-4-35/5, а в 1973 г. на месте турбины Сименс-Шуккерт смонтирована турбина типа П-6-35/5.

Установка более мощных агрегатов в турбинном и котельном це­хах потребовала реконструкции и электрической части станции. В 1973 г. смонтированы два новых силовых трансформатора на 6300 кВ А каждый вместо двух трансформаторов на 3200 и 4000 кВА.

тел № 2- барабанный типа БМ-35 РФ паропроизводительностью 55 т/ч. Котел № 4-барабанный типа ТП-20/39 паропроизводительностью 28 т/ч. Номинальные параметры пара обоих котлов: давление - 4 МПа; температура перегретого пара - 440 С; топливо - природный газ.

В турбинном отделении установлены две однотипные турбины -конденсационные с регулируемым производственным отбором пара давлением 0,5 МПа, используемым для теплофикации. Турбина № 1 типа П-6-35/5 мощностью 6 МВт, турбина № 2 типа П-4-35/5 мощно­стью 4 МВт.

Общестанционное оборудование ТЭЦ включает питательную уста­новку, состоящую из двух деаэраторов атмосферного типа, питатель­ных насосов и ПВД. Производительность деаэраторов по воде - 75 т/ч; питательных насосов пять, из них четыре-с электроприводом, один-с турбоприводом. Давление нагнетания питательных насосов составляет 5,0-6,2 МПаУ

Сетевая подогревательная установка состоит из двух подогревате-

2 лей вертикального типа с поверхностью нагрева 200 м каждый и двух

сетевых насосов. Расход сетевой воды в зависимости от режима работы составляет 500 м /ч, давление 0,6-0,7 МПа.

Система технического водоснабжения - оборотная, с градирнями. В помещении циркнасосной установлены четыре насоса общей произ­водительностью 3000 м /ч; напор насосов составляет 23-25 м вод. ст.

Охлаждение циркуляционной воды происходит в двух градирнях сум-

з марной производительностью 2500 м /ч.

В настоящее время значительная часть оборудования ТЭЦ, прора­ботавшая более 25 лет, требует замены или модернизации. По заказу ТЭЦ специалистами МЭИ и ОАО «Мосэнерго» разработан план рекон­струкции, использующий современные решения в области энергетики с применением газотурбинных и парогазовых установок. Одновременно с реконструкцией предполагается создание учебно-тренажерного цен­тра по газотурбинным и парогазовым установкам для обучения студен­тов и подготовки специалистов - энергетиков. <

1.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ МЭИ

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ представлена на рис. 1.1. Пар, вырабатываемый котлами /, поступает в сборно-распределитель­ную магистраль 2, откуда он направляется в турбины 3. Пройдя после­довательно ряд ступеней турбин, пар расширяется, совершая механиче­скую работу. Отработавший пар поступает в конденсаторы 5, где кон­денсируется благодаря охлаждению циркуляционной водой, проходя-

шей по трубкам конденсаторов. Часть пара отбирается из турбин до конденсаторов и направляется в магистраль отборного пара 4. Отсюда отборный пар поступает на сетевые подогреватели 12, в деаэраторы 9 и в подогреватель высокого давления (ПВД) //.

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ МЭИ

/-паровые котлы; 2-паровая магистраль; 3-турбины; ^-магистраль отбор­ного пара; J-конденсаторы; 6-конденсатные насосы; 7-охладители эжекторов; 8-ПОДОгреватели низкого давления; 9-деаэраторы; /0-питательные насосы; //-подогреватель высокого давления; /2-сетевые подогреватели; /3-дренаж-пые насосы: /-^-сетевые насосы; /5-тепловой потребитель; /6-циркуляцион-ные насосы; /7-|радирни

Из конденсаторов поток конденсата поступает в насосы б. Под давлением насосов конденсат проходит последовательно охладители

эжекторов 7, подогреватели низкого давления (ПНД) 8 и направляется в деаэраторы 9.

В охладители эжекторов 7 поступает пар из пароструйных эжекто­ров, которые поддерживают вакуум в конденсаторах, отсасывая прони­кающий в них воздух. В ПНД 8 поступает пар из нерегулируемых от­боров турбин и пар из лабиринтовых уплотнений.

В деаэраторах конденсат нагревается паром регулируемого отбора до кипения при давлении 0,12 МПа (104 °С). При этом происходит уда­ление из конденсата агрессивных газов, вызывающих коррозию обору­дования. Кроме основного потока конденсата и греющего пара в де­аэраторы поступает дренаж (конденсат) пара, идущего в сетевые по­догреватели 12, обессоленная вода, восполняющая потери от утечек в тепловой схеме, дренаж греющего пара ПВД //. Все эти потоки, сме­шиваясь в деаэраторах, образуют питательную воду, которая поступа­ет на насосы 10 и далее направляется в линию питания котлов.

В сетевых подогревателях 12 вода городской теплосети подогрева­ется до 75 -120 °С (в зависимости от температуры наружного воздуха). Вода к тепловому потребителю 15 подается сетевыми насосами 14: конденсат греющего пара сетевых подогревателей возвращается в де­аэраторы дренажными насосами 13.

Охлаждающая вода в конденсаторы турбин подается циркуляцион­ными насосами 16 после градирен 17. Охлаждение нагретой в конден­саторах воды происходит в градирнях преимущественно за счет испа­рения части воды. Потери охлаждающей воды восполняются из город­ского водопровода.

Таким образом, на ТЭЦ можно выделить три замкнутых контура:

По пару и питательной воде (котел - турбина - конденсатор - де­аэратор - питательный насос - котел);

По сетевой воде (сетевые насосы - подогреватели - тепловой по­требитель - сетевые насосы);

По циркуляционной охлаждающей воде (конденсаторы - градирни - циркуляционные насосы - конденсаторы).

Все три контура связаны между собой через оборудование, трубо­проводы и арматуру, образуя принципиальную тепловую схему ТЭЦ.

1.2. Схема электрических соединений ТЭЦ

Схема главных электрических соединений ТЭЦ представлена на рис. 1.2. Генераторы турбины № 1 и № 2 электрическими кабелями соединены со сборными шинами напряжением 6 кВ через силовые

трансформаторы связи типа ТМ-6300 6,3/10,5. Сборные шины связа­ны с открытым распределительным устройством 10 кВ типа РП-Ю1 , откуда отходят линии, связывающие ТЭЦ МЭИ с системой Мосэнерго.

380В 6|< 8 10 кВ

Рис.1.2. Принципиальнаясхема главныхэлектрических со­единений ТЭЦ МЭИ

/-турбогенераторы; 2-трансформаторы связи; 3-трансформаторы собст­венных нужд; 4-выключатели; 5-разъединители

К каждой сборной шине 6 кВ подключены трансформаторы собст­венных нужд 6/0,4 кВ. Через секции 1 и II они обеспечивают питание двигателей и механизмов собственных нужд ТЭЦ напряжением 380 В. Для питания приборов теплового контроля и автоматики установлены два трансформатора 380/220-127 В (на схеме не показаны). На случай потери напряжения переменного тока цепи управления, сигнализации, релейной защиты и аварийного освещения подключены к аккумулятор­ной батарее емкостью 360 А-ч и напряжением 220 В.

Генератор турбины №1 мощностью 7500 кВА имеет напряжение статора 6300 В, ток статора 688 А, ток возбуждения 333 А. Генератор турбины №2 мощностью 5000 кВА имеет напряжение статора 6300 В, ток статора 458 А, ток возбуждения 330 А.

Общестанционным оперативным пунктом управления ТЭЦ являет­ся главный щит (ГЩУ). На ГЩУ расположены приборы и аппараты,

предназначенные для управления и контроля над работой генераторов, трансформаторов собственных нужд, выключателей, а также приборы предупреждающей и аварийной сигнализации. Со щита производится синхронизация и включение генераторов в сеть. Управление работой всей ТЭЦ с главного щита осуществляет начальник смены станции.

КОТЕЛЬНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ 2.1. Топливное хозяйство ТЭЦ МЭИ

Первоначально топливное хозяйство ТЭЦ МЭИ было спроектиро­вано для работы на каменном угле. Уголь, поступающий на склады станции Сортировочная по железной дороге, на ТЭЦ предполагалось доставлять автомобильным транспортом. Приход в Москву в июне 1946 г. природного газа из Саратова изменил структуру топливного баланса города, что сделало возможным изменение проекта топливного хозяйства ТЭЦ. Оборудование пылеприготовления даже не было смон­тировано, и с первых дней существования ТЭЦ МЭИ работает на газе.

Природный газ, являющийся смесью газов различных месторожде­ний юга и востока России, поступает на ТЭЦ из второго (всего пять) Московского газового кольца по подземному магистральному газопро­воду под давлением 100 кПа.

Основной горючий элемент в составе газа - метан СЩ (96-98 %); содержание прочих горючих примесей (Нг, СО, H2S и др.) - незначи­тельно. Химическим балластом топлива являются азот N2 (1,3 %) и диоксид углерода СОг (до 0,6 %). Теплота сгорания Q р н нормального кубического метра газа (при 0 С и давлении 760 мм рт. ст.) составляет 32-36 МДж/нм. Для сжигания одного нм природного газа теоретиче­ски требуется 9,5-10,5 нм воздуха. Действительный объем воздуха, подаваемый в топку, несколько выше, поскольку не удается идеально перемешивать газ и воздух. Природный газ легче воздуха. Его плот­ность при 0 С и атмосферном давлении равна 0,75-0,78 кг/м. Влаж­ность газа составляет в среднем не более 6 г воды на один м.

При работе на газе значительно улучшаются условия эксплуатации и показатели электростанции, но есть и отрицательные стороны: газ ядовит и взрывоопасен. В смеси с воздухом (4-20 % газа) образуется взрывоопасная гремучая смесь. Эти свойства газа требуют соблюдения ряда дополнительных правил безопасной эксплуатации газовых уст­ройств.

Давление газа, поступающего на ТЭЦ из магистрали, может коле­баться в зависимости от нагрузки сети. Для обеспечения устойчивого горения и возможности регулировать подачу топлива степенью откры­тия газовой заслонки необходимо, чтобы давление газа перед котлом поддерживалось постоянным. Регулирование давления газа (поддер­жание его постоянным с одновременным редуцированием) осуществ­ляется в газорегуляторном пункте (ГРП). Схема газопроводов в преде­лах ГРП приведена на рис 2.1.

ГРП расположен отдельно от котельного цеха во взрыво- и пожа­робезопасном помещении. Под давлением 70-80 кПа газ поступает на ГРП из магистрального подземного газопровода /, пройдя задвижки 2,4 и устройство 3 для отвода конденсата. Содержащиеся в газе пары конденсируются и скапливаются в нижних точках газопровода. В хо­лодных местах конденсат может замерзать и вызывать разрывы трубо­провода и арматуры.В ГРП первым по ходу газа установлен механиче­ский фильтр 6 для очистки газа от пыли. Степень загрязнения фильтра контролируется дифференциальным манометром 7. Для регистрации давления и расхода газа установлены приборы 9,10,11. Пропускная способность ГРП рассчитана на максимальный расход газа на ТЭЦ -9200 нм 3 /ч.

В соответствии с нормами проектирования имеются две парал­лельные независимые линии с регуляторами давления газа, соединен­ные перемычками. В каждой линии установлен предохранительный запорный клапан 13, прекращающий подачу газа на ТЭЦ в двух случа­ях: если давление газа после регулятора 14 упадет ниже 3 кПа или пре­высит 22 кПа. Подача газа в котел при низком давлении сопряжена с возможностью затягивания пламени в горелки; чрезмерное повышение давления может вызвать механические повреждения в газопроводах.

Регулятор давления газа 14 механический, типа РДУК-2Н, под­держивает постоянное давление (16-18 кПа) "после себя" независимо от колебаний давления газа в подающей магистрали и от потребления газа ТЭЦ. На перемычке, соединяющей обе линии регулирования, ус­тановлены пружинные предохранительные клапаны 16 типа ПСК-50. Они срабатывают только при повышении давления до 20 кПа, сбрасы­вая газ в атмосферу. Тем самым предотвращается срабатывание клапа­на /5 и отключение котлов ТЭЦ.

Кроме перечисленных устройств на ГРП установлены показываю­щие приборы (манометры, термометры и др.). Для ремонта оборудова­ния, проверки приборов и регуляторов предусмотрены байпасные ли­нии.

Рис 2.1. Схема газовых магистралей в пределах газорегуляторного

/-магистральный газопровод; 2-задвижка в колодце; J-устройство для отвода конденсата; 4-входная запорная задвижка; 5-сброснопродувочная ли­ния; б-фильтр; 7-дифференциальный манометр; 8-термометр манометриче­ский; 9-дифференциальный манометр для измерения малых расходов газа; 10-го же. при больших расходах газа; //-манометр регистрирующий; /2-мано-метр технический; /5-предохранительный запорный клапан: /^-регулятор давления; /5-напоромер пружинный; /6-предохранительный сбросной клапан

[ В котельное отделение газ поступает по двум трубопроводам диа­метром 200 и 250 мм. На рис.2.2 приведена схема подвода газа к котлу № 2. На другие котлы подвод газа аналогичен]] На общем участке газо­провода к котлу установлены: задвижка с электроприводом /, регист­рирующий расходомер 2, предохранительный клапан 3 и регулирую-

щая заслонка 4. Предохранительный клапан 3 типа ПКН-200 использу­ется здесь только как исполнительный механизм системы защиты котла: клапан прекращает подачу газа на котел при отключении дымо­соса, вентилятора, погасании факела, снижении уровня в барабане, по­вышении давления в топке. Регулирующая газовая заслонка 4 управля­ется регулятором топлива, который изменяет подачу газа в соответст­вии с нагрузкой котла.

Рис. 2.2 Схема подвода газа к котлу №2

/-задвижка с электроприводом; 2-расходомер; 5-предохранительный клапан;

/-регулирующая заслонка; J-газовая горелка; 6-задвижка у горелки; 7-проду-

вочный газопровод (свеча); 8-манометр перед горелкой

Непосредственно перед каждой горелкой установлена задвижка б, которой можно регулировать подачу газа или отключить горелку при малых нагрузках. Продувочная линия 7 с выходом в атмосферу, назы­ваемая "свечой", позволяет удалять воздух из газопровода при запол­нении его газом перед пуском котла. При останове котла через свечу удаляются остатки газа. Выхлоп линии свечи в атмосферу выведен на три метра выше перекрытий котельной.

|Г, Экономичность горения в большой степени зависит от степени пе­ремешивания газа и воздуха. В этом отношении наиболее эффективна подача газа тонкими струями в массу турбулизированного потока воз­духа. Основное назначение газовой горелки - организация смесеобра­зования и создание устойчивого фронта воспламенения смеси у ее

устья./Газ подается по центральному кольцевому каналу горелки и че­рез продольные косые щели поступает в завихренный поток воздуха, подаваемый в горелку тангенциально. Давление газа перед горелками составляет 3,5-5,0 кПа; давление воздуха 5,0-5,9 кПа; скорость газа на выходе из щелей - 100 м/с, максимальная скорость воздуха в амбразуре горелки - 15 м/с.

При нормальной работе котла в топке поддерживается разрежение, что исключает выбивание факела. При аварийном повышении давления предусмотрены взрывные клапаны, установленные в верхней части топки и на горизонтальном газоходе котла. 7

2.2. Паровой котел № 2

Котел № 2 - барабанный, с естественной циркуляцией, марки БМ-35РФ. Производительность котла- 55 т/ч, параметры перегретого пара

4 МПа, 440 °С, расход газа (при калорийности Q р н = 35 МДж/нм) ра-

з вен 4090 нм /ч.

Компоновка котла (рис. 2.3) П - образная. В топочной камере / расположены испарительные поверхности нагрева, в поворотном гори­зонтальном газоходе - пароперегреватель 4 , в опускном вертикальном газоходе - водяной экономайзер 5 и воздухоподогреватель 6.

Топочная камера представляет собой призму с размерами в плане 4,4x4,14 м и высотой 8,5 м. На передней стороне топки установлены четыре газовые горелки 12, размещенные в два яруса. В центре топоч­ной камеры температура продуктов горения достигает 1500-1700 С, на выходе из топки газы охлаждаются до 1150 С. Теплота топочных газов передается экранным трубам, покрывающим всю внутреннюю поверхность камеры за исключением пода. Экранные трубы, воспри­нимающие теплоту топлива и передающие ее рабочему телу, одновре­менно защищают (экранируют) стенки топки от перегрева и разруше­ния.

Процесс парообразования в котле начинается с водяного экономай­зера, куда поступает питательная вода с температурой 104/150 С. Вода нагревается за счет теплоты уходящих газов до 255 С; часть воды (до 13-15 %) превращается в насыщенный пар. Из экономайзера вода по­ступает в барабан котла и далее - к экранным трубам, образующим вместе с опускными трубами и коллекторами замкнутые контуры цир­куляции.

Рис. 2.3. Схема котла № 2

/- топочная камера; 2-циклон; 3-барабан; ^-пароперегреватель; 5-экономай-

зер; <5-воздухоподогреватель;7-дымосос; S-короб уходящих газов;

9-короб холодного воздуха; /0-дутьевой вентилятор;

//-коллекторы экранов; /2-горелки; /5-фестон

Каждый контур циркуляции состоит из обогреваемых подъемных труб, расположенных внутри топки, опускных необогреваемых труб 14, идущих по наружной поверхности котла, и коллекторов - верхнего и нижнего. Нижние коллекторы // представляют собой горизонтально расположенные цилиндрические камеры диаметром 219 х16 мм, верх­ними коллекторами являются барабан 3 и циклоны 2.

Непрерывное движение рабочей жидкости в контуре циркуляции происходит благодаря движущему напору Д р, образующемуся за счет разности плотности воды у в в необогреваемых трубах и пароводяной смеси /см в обогреваемых:

Ap = hg{y B -y CM), Па, где g = 9,81 м/сек, h - высота контура, м, равная расстоянию от нижне­го коллектора до уровня воды в барабане (циклоне). Движущий напор циркуляции невелик (Ар ~ 5 кПа), его необходимо экономно расходо­вать на преодоление гидравлических сопротивлений контура, поэтому все подъемные трубы имеют относительно большой диаметр -60x3 мм.

При одном проходе рабочей жидкостью контура циркуляции в пар превращается лишь одна двадцатая часть воды (паросодержание смеси х = 0,05). Это означает, что кратность циркуляции котла К „, опреде­ляемая как отношение расхода циркулирующей воды G llB к расходу пара из котла D пе, равна 20.

Общий контур циркуляции котла № 2 (рис.2.4) разделен на восемь отдельных контуров, названных по месту расположения подъемных труб в топке: фронтовым, задним и боковыми экранами. Разделение на отдельные контуры вызвано тем, что при неодинаковом обогреве подъ­емных труб скорость среды в них будет также неодинаковой, что при­ведет к нарушению циркуляции. Чем контур уже. тем более надежная циркуляция в нем.

Фронтовой экран состоит из 36 подъемных и 4 опускных труб, со­единяющих барабан и нижний коллектор. Подъемные трубы фронтово­го экрана входят в барабан котла.

Задний экран питается водой из барабана по 6 опускным трубам: 48 подъемных труб контура входят в барабан. Трубы экрана, покры­вающие заднюю стенку топки, в верхней части топочной камеры раз­водятся в три ряда, образуя проход для газов (фестон).

Боковые экраны, левый и правый, разделены на три части, образуя основной контур (в середине) и два дополнительных контура по бокам.

Основные боковые экраны замыкаются на два выносных верти­кальных циклона 2, расположенных по обеим сторонам барабана. Из

Правые боковые экраны

циклонов вода по 4 опускным трубам подводится в нижние коллекторы Экранов, из которых выходит по 24 подъемные трубы. На выходе из топки подъемные трубы присоединяются к двум выходным коллекто­рам, откуда пароводяная смесь направляется к циклонам. В основном боковом экране имеются две трубы рециркуляции диаметром 83x4 мм, соединяющие верхний и нижний коллекторы. Рециркуляция способст­вует увеличению подачи воды в нижний коллектор и в подъемные тру­бы, повышая надежность их работы.

Рис. 2.4. Схема контуров циркуляции котла № 2

Дополнительные боковые экраны размещены ближе к углам топки, справа и слева от основного бокового экрана. Оба контура имеют по

одной опускной трубе и по четыре (левый) или по шесть (правый) подъемных труб, включенных в барабан.

Каждый из выносных циклонов представляет собой вертикально стоящий цилиндр диаметром 377x13 мм и высотой 5,085 м. Циклоны соединены по пару и по воде с барабаном котла. В барабане поддержи­вается уровень воды на 50 мм выше уровня в циклонах, благодаря че­му 25-30% воды, подаваемой в барабан, перетекает в циклоны. Паро­водяная смесь, поступающая в циклоны из верхних коллекторов основ­ных боковых экранов, подводится тангенциально. В результате центро­бежного эффекта происходит разделение смеси на паровую и жидкую фазы; вода, смешиваясь с потоком, поступающим из барабана, снова направляется в опускные трубы, а пар подается в паровое пространство барабана котла.

Барабан и циклоны вместе с контурами циркуляции образуют сис­тему двухступенчатого испарения. В первую ступень входят барабан, контуры фронтового, заднего и дополнительных боковых экранов; ци­клоны и основные боковые экраны образуют вторую ступень испаре­ния. Ступени имеют последовательное питание по воде и параллельное по пару. Двухступенчатое испарение осуществляется следующим обра­зом. Вода, поступающая в котел, содержит небольшое количество при­месей, но в процессе испарения концентрация их в циркулирующей воде возрастает. Рост концентрации примесей в воде приводит к увели­чению перехода их в пар, а также к отложению примесей на внутрен­ней поверхности труб. Поддержание солесодержания котловой воды на определенном уровне обеспечивается постоянным удалением примесей вместе с частью воды, называемой продувкой. Продувка осуществляет­ся из циклонов и составляет 1-2 % от производительности котла. Чем больше доля продувки, тем выше чистота пара.

При двухступенчатом испарении 25-30 % воды, отводимых из ба­рабана в циклоны, являются большой продувкой для первой ступени испарения. Этим объясняется повышенная чистота образующегося и собираемого в барабане пара (чистый отсек). В выносных циклонах происходит интенсивное испарение воды, поступающей из барабана, концентрация примесей в воде возрастает до уровня, определяемого продувкой в 1-2 % (солевой отсек). Пар, отсепарированный в вынос­ных циклонах, более "загрязнен", чем в барабане, но такого пара обра­зуется всего около 25%; смешение пара солевого и чистого отсеков позволяет получить насыщенный пар высокой чистоты.

Для удаления шлама (твердых частиц, содержащихся в котловой воде) осуществляется ввод фосфатов в барабан и периодическая про­дувка из нижних коллекторов экранов.

Барабан котла (рис.2.5), представляющий собой цилиндр с внут­ренним диаметром 1500 мм и толщиной стенки 40 мм, выполнен свар­ным из стали марки 20К. Барабан является не только верхним коллек­тором контуров циркуляции, но служит также для разделения парово­дяной смеси на воду и пар. Для этого внутри барабана установлены 12 циклонов 9. Пароводяная смесь из экранов поступает в пароприемную камеру 8, откуда направляется в каждый циклон по касательной к его внутренней поверхности. В результате центробежного эффекта вода отжимается к стенке циклона, стекая вниз, а пар поднимается вверх. Здесь пар попадает на дополнительную ступень сепарации в жалюзий-ный сепаратор /. Прохождение пара по узким каналам сепаратора с изменением направления потока приводит к выпадению оставшейся в паре влаги.

За жалюзийным сепаратором установлены два дырчатых щита 2,3, обеспечивающие равномерное поступление пара в пароперегреватель.

ступени пароперегревателя. После первой ступени пар направляется в пароохладитель 2 и далее на вторую ступень пароперегревателя 4. Из выходного коллектора / пар поступает в турбинное отделение.

Движение пара в обеих ступенях по отношению к направлению движения газов смешанное: сначала противоточное. затем прямоточ­ное.

В пароохладителе происходит регулирование температуры пара. Пароохладитель - теплообменник поверхностного типа представляет собой цилиндрическую камеру диаметром 325 мм, внутри которой размещены змеевики труб с охлаждающей водой. Расход воды в трубах изменяется регулятором температуры. Возможное снижение темпера­туры пара достигает 50 °С.

Первая ступень пароперегревателя выполнена из труб диаметром 38x3 мм, вторая- из труб диаметром 42x3 мм. Обе ступени, кроме вы­ходных змеевиков второй ступени, изготовлены из углеродистой стали 20; выходные змеевики - из стали 15ХМ.

9-внутрибарабанные циклоны

В пароперегревателе котла (рис.2.6) температура пара повышается с 255 до 445 С, проходя последовательно две ступени. Насыщенный пар из барабана котла поступает в 40 труб и проходит сначала по по­толку горизонтального газохода, затем поступает в змеевики первой

Рис. 2.6. Пароперегреватель котла № 2

выходной коллектор; 2- пароохладитель; 3-первая ступень пароперефевате-ля; /-вторая ступень; 5-паровая задвижка

Схема питания котла № 2 приведена на рис. 2.7. Котел № 2 имеет одноступенчатый водяной экономайзер 5, расположенный в конвектив­ной шахте. Вода подводится к нижнему коллектору экономайзера от двух питательных магистралей, откуда она поступает в 70 стальных труб диаметром 32x3 мм. Трубы, расположенные в шахматном поряд­ке, образуют четыре пакета. Движение воды в экономайзере подъем­ное, скорость потока воды 0,5 м/с. Этой скорости достаточно для того, чтобы сбивать пузырьки газов, выделяющиеся при нагреве воды, и предотвращать локальную коррозию труб.

Для надежного охлаждения труб экономайзера в период растопки, когда расход воды недостаточен, открывается линия рециркуляции 4.

Рис. 2.7. Схема питания котла №2

/ - питательные магистрали ТЭЦ; 2 - пароохладитель; 3 - барабан; 4 - линия рециркуляции; 5 - водяной экономайзер; б - подпорный клапан

За водяным экономайзером следующим по ходу дымовых газов (рис.2.3) расположен воздухоподогреватель. Холодный воздух при температуре около 30 С забирается в верхней части котельного цеха и по всасывающему коробу воздуха 9 подводится к дутьевому вентиля­тору 10, установленному на нулевой отметке. Затем воздух под давле-

нием, создаваемом вентилятором, проходит через одноступенчатый воздухоподогреватель 6 и при температуре 140 ... 160 °С поступает к

горелкам 12. /

Воздухоподогреватель имеет поверхность 1006 м 2 , образованную 2465 трубами диаметром 40x1,5 мм и длиной 3375 мм. Концы труб закреплены в трубных досках в шахматном порядке. Дымовые газы проходят внутри труб сверху вниз, а воздух омывает межтрубное про­странство, делая два хода. Для создания двухходового движения на середине высоты труб установлена горизонтальная перегородка. Тем­пературные расширения труб (около 10 мм) воспринимаются линзовым компенсатором, установленным в верхней части корпуса воздухопо­догревателя.

Дутьевой вентилятор производительностью 48500 м 3 /ч развивает напор 2,85 кПа; частота вращения рабочего колеса - 730 об/мин, мощ­ность электродвигателя 90 кВт.

Дымосос имеет следующие характеристики: производительность 102000 м /ч, напор 1,8 кПа; частота вращения рабочего колеса-585 об/мин; мощность электродвигателя 125 кВт.

После воздухоподогревателя продукты сгорания топлива при тем­пературе 138 С поступают в короб уходящих газов 8 и направляются к дымососу 7, расположенному в отдельном помещении на отметке 22,4 м, и далее - в дымовую трубу. Работа дымососа рассчитана на преодоление гидравлического сопротивления газового тракта и под­держание разрежения в топочной камере.

При изменении нагрузки котла производительность вентилятора и дымососа регулируется осевыми направляющими аппаратами, уста­новленными на всасывающих патрубках машин. Направляющий аппа­рат состоит из поворотных лопаток, оси которых выведены наружу и связаны с приводным кольцом, обеспечивающим одновременный по­ворот лопаток на одинаковый угол. В результате изменения угла входа потока на рабочее колесо меняется производительность тягодутьевой машины.

Обмуровка котла кирпичная, выполненная в два слоя. Первый слой из шамотного огнеупорного кирпича толщиной 115 мм; второй - теп­лоизоляционный из диатомитового кирпича различной толщины (от 115 до 250 мм). С внешней стороны обмуровка имеет металлическую обшивку, обеспечивающую снижение присосов воздуха. Между тепло­вой изоляцией и обшивкой проложен асбестовый лист толщиной 5 мм. емпература обшивки не должна превышать 50 °С. Крепление обму­ровки к каркасу котла осуществляется с помощью кронштейнов и при­варных плит. Потолок топки - бетонный, двухслойный. Обращенная к

топке часть барабана покрыта огнеупорной массой (такретом). Для компенсации температурных расширений по контуру топки сделан температурный шов с закладкой асбестовым шнуром.

Паровой котел № 4

Котел № 4 марки ТП-20/39, сконструирован и изготовлен для рабо­ты на донецком тошем угле. После установки котел был переделан и приспособлен для сжигания газа. В результате реконструкции, вклю­чающей повышение производительности горелок и тягодутьевых ма­шин, номинальный расход пара из котла увеличен с 20 до 28 т/ч при параметрах свежего пара 4 МПа и 440 С.

Паровой котел № 4 - однобарабанный, с естественной циркуляцией и П- образной компоновкой (рис.2.8). Основные части котла - топочная камера /, на стенах которой расположены экранные трубы циркуляци­онных контуров //, пароперегреватель 7, размещенный в горизонталь­ном газоходе котла, двухступенчатые водяной экономайзер и воздухо­подогреватель, установленные в опускном конвективном газоходе.

Конструкция котла сохранила особенности, связанные с проекти­рованием его для работы на угле с малым выходом летучих: топочная камера имеет неэкранированный предтопок 2, часть экранных труб в области ядра факела зафутерована (облицована огнеупорным материа­лом), что должно было способствовать лучшему воспламенению угольной пыли. В нижней части топка заканчивается холодной ворон­кой. Отверстие в воронке, служащее для удаления шлака при работе на твердом топливе, сейчас закрыто кирпичным подом.

На фронтальной стороне топочной камеры установлены три горел­ки: две основные и одна дополнительная над сводом предтопка. Сум­марная производительность горелок по газу - 2500 м /ч. Размеры топки в свету по обмуровке 3,25x3,4 м; высота 8,8 м.

Парообразующие поверхности нагрева котла (рис. 2.9) состоят из семи контуров циркуляции: фронтового, заднего, четырех боковых и конвективного пучка. Материал контуров - сталь 20; диаметр обогре­ваемых экранных труб 84x4 мм, опускных труб - 108x5 мм.

Фронтовой экран состоит из 20 подъемных труб, расположенных на фронтальной стене котла. Экран занимает только часть высоты сте­ны: нижний коллектор контура находится под сводом предтопка над основными горелками. Общая высота контура циркуляции фронтового экрана меньше, чем у других контуров (7,65 м). Из-за небольшой высо­ты труб и малого изменения плотности среды в подъемных трубах возможны нарушения циркуляции. Надежность циркуляции можно по-

iciiTb за счет дополнительного разделения контура на части. Для это- 0 в нижнем коллекторе фронтового экрана поставлены две глухие пе- осГ ородки, что означает деление контура на три самостоятельных кон­тура. Питание каждой боковой секции происходит по одной из четырех опускных труб; питание центральной секции - по двум трубам.

Рис. 2.8. Схема котла № 4

/-топочная камера; 2-предтопок: 3-барабан; -/-пароохладитель; 5-фестон: 6- конвсктивный пучок: 7-пароперегреватель: S-первая ступень воздухоподогре­вателя; 9-вторая степень воздухоподогревателя: ///-коллекторы экранов; 11- чкранные трубы контуров циркуляции: /2-первая ступень экономайзера: 13- вторая ступень экономайзера: /-/-дутьевой вентилятор; /5-дымосос

Рис. 2.9. Схема контуров циркуляции котла № 4

Задний экран состоит из 29 подъемных труб, расположенных на задней стене топочной камеры. Питание контура водой осуществляется из барабана по шести опускным трубам. В верхней части топки трубы заднего экрана переходят в трехрядный фестон. Шаг труб в фестоне -225 мм по ходу газов и 300 мм по ширине газохода. Пройдя фестон, трубы заднего экрана входят в барабан под уровень воды. Высота кон­тура циркуляции заднего экрана 13,6 м.

Боковые экраны, левый и правый, состоят из двух частей: основно­го бокового экрана и дополнительного. Основной боковой экран в два

паза больше дополнительного. Он состоит из 14 подъемных труб, до­полнительный - из 7. Высота экранов 12,6 м.

Левый основной боковой экран является единственным контуром циркуляции, замкнутым на солевой отсек барабана. Питание контура производится из солевого отсека по трем опускным трубам; 14 подъ­емных труб этого экрана также входят в солевой отсек.

Правый основной боковой экран аналогичен левому, но включен в чистый отсек барабана.

Дополнительные боковые экраны кроме нижних входных имеют верхние выходные коллекторы. Питание каждого из экранов, правого и левого, производится из чистого отсека барабана по двум опускным трубам. Образовавшаяся в экранах пароводяная смесь поступает в вы­ходные коллекторы, откуда по трем трубам диаметром 83x4 мм она отводится в барабан котла. При этом происходит "перекидка" парово­дяной смеси: из левого бокового экрана смесь отводится в правую часть чистого отсека барабана, а из правого - в левую часть чистого отсека. Этим устраняется возможность повышения концентрации солей в котловой воде в правой части барабана, так как продувка осуществля­ется из его левой части.

Конвективный пучок находится за фестоном (по ходу газов) и со­стоит из 27 труб, расположенных в шахматном порядке в три ряда. Пи­тание контура циркуляции конвективного пучка производится из бара­бана по шести опускным трубам; подъемные трубы входят в чистый отсек барабана. Размещение конвективного пучка в горизонтальном газоходе имеет целью снижение температуры газов перед пароперегре­вателем (высокая температура на выходе из топочной камеры была необходима для эффективного сжигания донецкого угля).

Котел № 4 имеет двухступенчатую схему испарения, преимущества которой рассмотрены выше при описании котла № 2. В отличие от кот­ла № 2 в котле № 4 вторая ступень испарения осуществляется не в вы­носных циклонах, а в специально выделенном солевом отсеке барабана котла.

Барабан котла № 4 (рис. 2.10) имеет внутренний диаметр 1496 мм при толщине стенки 52 мм и длине цилиндрической части 5800 мм. Барабан изготовлен из листовой углеродистой стали марки 20К. Опускные и подъемные трубы присоединены к барабану вальцовкой, допускающей вертикальные перемещения труб. Пароводяная смесь из экранных труб и труб конвективного пучка поступает в нижнюю часть барабана под уровень воды.

Барабан разделен перегородкой на две неравные части. Правая, большая часть /, относится к первой ступени испарения и является чистым отсеком. Левая часть барабана б длиной 1062 мм выделена для

второй ступени испарения (солевой отсек). К солевому отсеку присое­динены трубы только левого основного бокового экрана. Его относи­тельная паропроизводительность составляет около 20 %. Трубы ос­тальных контуров естественной циркуляции замкнуты на чистый отсек. По водяной стороне отсеки соединены трубой 5 длиной 610 мм с кон-фузорным соплом. Диаметр сопла (159 мм) выбран таким, что при пе­репаде уровней в отсеках в 50 мм расход воды из чистого отсека в со­левой был равен паропроизводительности солевого отсека (20 %) плюс величина непрерывной продувки котла. Допустимые колебания уровня в барабане ± 25 мм исключают обратный переток воды из солевого отсека.

Пар, собирающийся в верхней части солевого отсека, проходит че­рез щель вверху перегородки и поступает в чистый отсек под промы­вочный лист, где смешивается с паром чистого отсека.

Промывка пара осуществляется следующим образом. Питательная вола после водяного экономайзера поступает в коллектор 3 и распреде­ляется по 13 корытообразным промывочным щитам 4, установленным поперек барабана над уровнем воды. Между корытцами имеются зазо­ры шириной 40 мм, закрытые сверху отбойными щитками. Питатель­ная вода заполняет корытца, переливаясь через их края в водяной объ­ем барабана. Пар, поступающий под промывочное устройство, прохо­дит через слой питательной воды, где при двукратном изменении на­правления потока оставляет в воде частицы влаги с растворенными в ней солями, и в результате очищается. После промывки пар осушается в паровом объеме за счет гравитационной сепарации и через дырчатый лист 9, выравнивающий скорость пара, направляется в трубы паропере­гревателя.

Общий вид и схема движения пара в пароперегревателе приведены на рис. 2.11. Насыщенный пар из барабана котла при давлении 4,4 МПа и температуре 255 С поступает по 27 трубам в коллектор насыщенного пара 2, в котором размещается регулятор температуры пара. Из коллек­тора выходят 26 труб диаметром 38x3,5 мм из стали 20, которые снача­ла проходят по потолку газохода, а затем образуют первую ступень пароперегревателя 5. После первой ступени пар поступает в два про­межуточных коллектора 3 - верхний и нижний, где происходит пере­мена места расположения труб пароперегревателя по ширине газохода. Это осуществляется следующим образом. Трубы левого пакета паропе­регревателя первой ступени (13 труб) входят в нижний коллектор, а 13 труб правого пакета - в верхний коллектор. При этом входные трубы расположены на половине длины коллекторов. На вторую ступень па­роперегревателя пар из нижнего коллектора направляется по выходным трубам (расположенным на другой половине коллектора) в правую часть газохода, а из верхнего коллектора - в левую. Необходимость такой перекидки вызвана тем, что из-за различных условий теплообме­на по ширине газохода температура пара в трубах пароперегревателя может различаться. Так, при малой производительности котла, темпе­ратурная разверка в трубах пароперегревателя достигает 40 °С.

Вторая ступень пароперегревателя 6, состоящая всего из двух пе­тель, выполнена из труб диаметром 42x3,5 мм, материал - 15ХМ.

Обе ступени имеют смешанное противоточно-прямоточное взаим­ное движение пара и дымовых газов.

Регулирование температуры перегретого пара происходит в тепло­обменнике поверхностного типа 2, являющимся одновременно коллек­тором насыщенного пара. Внутри теплообменника по {/-образным трубкам проходит охлаждающая (питательная) вода. Снаружи трубки

омываются паром. Воздействие на регулирующий клапан подачи воды приводит к изменению степени влажности насыщенного пара и, в ко­нечном итоге, к изменению температуры перегретого пара.

Рис.2.11. Пароперегреватель котла № 4

а-общий вил: б-схема движения пара i /-барабан; 2-пароохладитель; J-промежуточныс коллекторы; /-выходной коллектор: 5-первая ступень пароперегревателя: 6-вторая ступень паропере­гревателя: 7-задвижка: 8-предохранительные клапаны

ПереФ етыи па Р собирается в выходном коллекторе 4, откуда он по

лектор " паропровод выполнены из стали I2XM. На коллекторе

пе регревателя и барабане котла установлены предохранительные

апаны 8- При повышении давления пара на 3 % выше номинального

открываются клапаны на выходном коллекторе пароперегревателя. При

дальнейшем повышении давления срабатывают предохранительные

клапаны на барабане. Такая последовательность открытия клапанов не

позволяет оставлять без пара пароперегреватель котла.

Схема питания котла № 4 показана на рис.2.12. Питательная вода подводится к котлу по двум магистралям / диаметром 89x4 мм.

Рис. 2.12. Схема питания котла№ 4

Питательные магистрали ТЭЦ; 2-пароохладитель: 3-<5арабан; V-лииия ре­циркуляции; 5-первая ступень экономайзера: 6-вторая ступень экономайзера

Температура воды - 150 °С при работающем ПВД и 104 °С - при к люченном. На каждой питательной линии установлена однотипная

арматура: задвижка с электроприводом, регулирующий клапан, обрат­ный клапан, расходомерная диафрагма. Обратные клапаны препятст­вуют упуску воды из парообразующих поверхностей в случае аварий- } ного прекращения питания котла. Основной поток питательной воды 1 поступает в водяной экономайзер. Часть воды от перемычки, соеди- j няющей обе магистрали, направляется на пароохладитель 2. Пройдя 1 пароохладитель, вода вновь возвращается в линию питания перед вхо- ] дом в экономайзер.

Водяной экономайзер двухступенчатый, кипящего типа. Каждая ступень экономайзера образована 35 змеевиками стальных труб диа­метром 32x3 мм, расположенными в газоходе горизонтально в шах­матном порядке. Обе ступени являются двухходовыми по воде. Двух­ходовое выполнение ступеней позволяет увеличить скорость воды до 0,5 м/с и сбивать потоком пузырьки агрессивных газов, выделяющиеся при нагревании воды и скапливающиеся у верхней образующей труб. Для создания двухходовой схемы каждый из четырех коллекторов эко­номайзера разделен глухой перегородкой пополам.

Из водяного экономайзера кипящая вода направляется по двум трубам 83x4 мм в барабан. Во время пуска котла включается линия рециркуляции 4, связывающая барабан с входом в водяной экономай­зер. При этом образуется контур циркуляции "барабан - экономайзер", исключающий испарение воды в экономайзере при отсутствии подпит­ки котла.

Воздухоподогреватель котла (рис. 2.8) - трубчатый, двухступенча­тый. Ступени воздухоподогревателя расположены поочередно со сту­пенями водяного экономайзера в опускной шахте котла. Такое распо­ложение поверхностей нагрева ("в рассечку") позволяет нагреть воздух до высокой температуры - 250...300 °С, необходимой при сжигании угольной пыли.

Холодный воздух при температуре примерно 30 С забирается из верхней части котельного цеха и под давлением, создаваемым дутье­вым вентилятором, направляется в две ступени воздухоподогревателя, а оттуда - к горелкам котла. При двухступенчатом подофеве воздуха вторая ступень воздухоподофевателя размещается в области высоких температур газов, что позволяет увеличить температурный напор на горячем конце воздухоподфевателя. Это в свою очередь дает возмож­ность обеспечить относительно низкую температуру уходящих газов -128°С. Каждая ступень состоит из 1568 стальных труб диаметром 40x1,5 мм, закрепленных концами в массивных трубных досках, пере­крывающих сечение газохода. Дымовые газы проходят внутри труб, а нагреваемый воздух омывает трубки снаружи, делая в каждой ступени

духоподогревателя по два хода. Длина труб первой ступени возду- под0 гревателя - 2,5 м, длина труб второй ступени - 3,8 м. ПроДУ кты горения, пройдя топку, горизонтальный и опускной га­зоходы с расположенными в них конвективными поверхностями, по­ступают в отводящий короб. По нему газы проходят вертикально вверх вдоль задней стены котельного цеха, затем поступают к дымососу и далее _ в дымовую трубу. Участок газового тракта от топки до дымосо­са находится под разрежением, создаваемым дымососом. Участок воз­душного тракта от дутьевого вентилятора до горелок находится под давлением, создаваемым вентилятором.

Дутьевой вентилятор производительностью 40 000 м /ч создает давление 2,8 кПа, потребляемая мощность 75 кВт, частота вращения рабочего колеса 980 об/мин.

Дымосос имеет следующие характеристики: производительность з 46 000 м /ч; давление 1,5 кПа; мощность 60 кВт; частота вращения -

730 об/мин.

2.4. Теплотехнический контроль и автоматическое регулиро­вание котлов

Каждый котел имеет индивидуальный щит управления, на котором расположены приборы теплотехнического контроля, регуляторы и сис­тема аварийной защиты.

На оперативном щите размещены основные приборы, отражающие работу котла. К ним относятся: расход, температура и давление пара, уровень в барабане котла, расход и давление газа. Для показателей, характеризующих экономичность работы котла, и для наиболее ответ­ственных параметров применяются самопишущие регистрирующие приборы.

На щите регуляторов смонтированы собственно регулирующие приборы, а датчики и исполнительные механизмы расположены по месту, вблизи оборудования.

Щит аварийной защиты является самостоятельным (котел № 2) или совместным с оперативным щитом. Здесь расположены приборы защи­ты и световые табло, надпись на которых высвечивается одновременно с подачей звукового сигнала.

Паровой котел является одним из наиболее сложных объектов ре­гулирования, поэтому он имеет несколько самостоятельных или свя­занных автоматических систем регулирования. Каждая локальная сис­тема регулирования, имеет следующую структуру (рис.2.13). Первич­ный прибор - датчик (Д) служит для измерения регулируемой величи-

ны и преобразования ее в электрический сигнал с унифицированной шкалой (0-20 мА). В качестве первичных приборов применяются тер­мопары, термометры сопротивления, дифманометры и пр. Сигналы от датчиков поступают на регулятор (Р), где они суммируются, сравни­ваются с заданным значением, подаваемым от задатчша ручного управления (ЗУ,), усиливаются и в виде выходного сигнала поступают на исполнительный механизм. Исполнительный механизм включает колонку дистанционного управления (КДУ) с сервомотором и пуско­вым устройством (магнитным пускателем МП). При подаче сигнала замыкаются цепи магнитного пускателя, и сервомотор КДУ начинает перемешать регулирующий клапан (РК) в направлении, которое приво­дит к восстановлению параметра регулирования. На КДУ устанавлива­ется также потенциометрический датчик указателя положения регули­рующего органа (УЦ|. В качестве регулирующих органов применяются задвижки, клапаны, поворотные заслонки, шиберы и т.п.

Регулятор Р связан с КДУ цепью, в которую включен переключа­тель (ПУ) и ключ управления (КУ). Переключатель имеет два положе­ния - "дистанционное" или "автоматическое" управление. Если он сто­ит в положении "дистанционное", то ключом КУ с пульта можно управлять регулирующим клапаном. В противном случае управление осуществляется автоматически.

Рис. 2.13. Функциональная схема регулятора

Д-датчики; Р-регулятор: ЗУ~задатчик ручного управления: ПУ-переключа-тель управления: КУ-ключ управления; МП-магнитный пускатель; КДУ-ко-1 лонка дистанционного управления: УП-указатель положения регулирующего! органа; РК-регулирующий клапан

Схема автоматического регулирования котла № 2 приведена на пис 2.14. При работе нескольких котлов на общую магистраль согла­сование их работы осуществляется корректирующим регулятором (КР)- который поддерживает заданное давление пара в магистрали. Датчиком для КР служит чувствительный манометр (ЧМ).

Рис.2.14. Принципиальная схема регулирования котла № 2

ДМ-дифференциальный манометр: ЧМ-чувствительный манометр: Т-термо-пара; ДТ-дифференциальный тягометр; ДЛ-дифференциатор: КР-корректи-РУЮщий регулятор; РТ-регулятор топлива: РВ-регулятор воздуха; РР-регуля- 1о Р тяги; РП-регулятор питания; РТП-регулятор температуры: РПр-регулятор "" "прерывной продувки; ЗУ-задатчик ручного управления; ПУ-выключатель: РК-регулируюший клапан

Система регулирования котла № 2 включает следующие регулято­ры: подачи топлива (тепловой нагрузки)-РТ; подачи воздуха-РВ; раз­режения в топке-РР; питания котла-РП; температуры перегретого пара -РТП; непрерывной продувки-РПр.

Регулятор топлива РТ изменяет расход газа в зависимости от паро-производительности котла, поддерживая тем самым постоянное давле­ние пара. Регулятор получает три сигнала: по расходу пара от котла, по скорости изменения давления в барабане и сигнал от корректирующего регулятора КР. С помощью переключателя ПУ можно отключить КР; в этом случае регулятор топлива РТ поддерживает постоянной нагрузку только данного котла. Сигнал по скорости изменения давления в бара­бане (получаемый с помощью дифференциатора ДЛ) улучшает качест­во регулирования в переходных режимах, так как он быстрее реагирует на изменение тепловой нагрузки (еще до наступления заметного откло­нения давления пара). При изменении нагрузки котла регулятор топли­ва с помощью исполнительного механизма воздействует на поворот­ную заслонку на газовой магистрали.

Регулятор подачи воздуха РВ поддерживает заданное соотношение между расходом газа и воздуха для обеспечения оптимального процес­са горения. На регулятор поступают два сигнала: по расходу газа и по гидравлическому сопротивлению воздухоподогревателя с воздушной стороны, которое характеризует расход воздуха. Для изменения соот­ношения между топливом и воздухом служит задатчик ручного управ­ления ЗУ. Исполнительный механизм регулятора воздействует на на­правляющий аппарат во всасывающем коробе дутьевого вентилятора и тем самым изменяет подачу воздуха.

Регулятор разрежения РР (регулятор тяги) обеспечивает соответст­вие между подачей воздуха и удалением продуктов сгорания. Основ­ным сигналом такого соответствия служит разрежение в верхней части топки котла (2-3 мм вод. ст.). Помимо основного сигнала от диффе­ренциального тягомера ДТ, измеряющего разрежение в топке, к регу­лятору подводится дополнительный сигнал от регулятора воздуха РВ, который подается только в момент включения регулятора воздуха. Этим обеспечивается синхронность в работе двух регуляторов. Регуля­тор разрежения воздействует на направляющий аппарат дымососа.

Автоматическое регулирование питания котла РП должно обеспе­чивать подачу в барабан питательной воды в соответствии с количест­вом вырабатываемого насыщенного пара. При этом уровень воды в барабане должен оставаться неизменным или колебаться в допустимых пределах. Регулятор питания РП выполнен трехимпульсным. Он полу­чает сигналы по уровню в барабане котла, по расходу пара и по расхо­ду питательной воды. Датчиком каждого сигнала является дифмано-

дМ. Сигналы датчиков суммируются, усиливаются и передаются >з исполнительный механизм на регулирующий клапан питания. г |ГНвЛ п0 УРО вню в барабане котла всегда действует в сторону, енМ иаюшую отклонение уровня от заданного значения. Действие сигнала по расходу пара направлено на сохранение материального ба­ланса "расход пара - расход воды". Сигнал по расходу питательной воды является стабилизирующим. Он действует на поддержание соот­ношения "подача воды - расход пара", и при возмущении по расходу воды оказывает действие на регулирующий клапан еще до того, как изменится уровень в барабане. На котле установлены два ре^лятора питания (по числу трубопроводов питательной воды).

Регулятор температуры перегретого пара РТП поддерживает за­данную температуру за котлом путем изменения расхода воды на паро­охладитель. Он получает два сигнала: основной - по отклонению тем­пературы пара на выходе из пароперегревателя и дополнительный - по скорости изменения температуры пара за пароохладителем. Дополни­тельный сигнал, поступающий на регулятор от дифференциатора ДЛ. позволяет преодолевать тепловую инерцию пароперегревателя и по­вышать точность регулирования. Исполнительный механизм РТП воз­действует на регулирующий клапан на линии подачи воды к пароохла­дителю.

Регулятор непрерывной продувки РПр предназначен для поддер­жания заданного солесодержания котловой воды в выносных циклонах. На регулятор поступают два сигнала: по расходу перегретого пара и по расходу продувочной воды. При изменении нагрузки котла величина продувки изменяется пропорционально расходу пара. Исполнительный механизм регулятора воздействует на регулирующий клапан непрерыв­ной продувки.

При пуске котла автоматика котла отключается, и пусковые опера­ции осуществляются персоналом с пульта управления или по месту.

2.5. Общие сведения по эксплуатации котлов

В зависимости от условий работы ТЭЦ оборудование котельного отделения работает в базовом (номинальном) режиме, при частичной нагрузке, а также в режимах пусков и остановов. Основная задача опе­ративного персонала - поддержание экономичной работы котла, на-олюдение за правильностью работы систем автоматического регулиро­вания в соответствии с режимной картой. Режимная карта выполняет- Ся в виде графика или таблицы. Она указывает значения параметров и ха рактеристик котла, обеспечивающих его максимальную экономич­ность при различных нагрузках. Режимная карта составляется по ре-

зультатам специальных испытаний, выполняемых наладочными орга­низациями, и является основным документом, по которому ведется контроль за котлом.

Важнейшими задачами персонала при обслуживании котла явля­ются:

Поддержание заданной паропроизводительности (нагрузки) котла;

Поддержание номинальной температуры и давления перегретого пара;

Равномерное питание котла водой и поддержание нормального уровня в барабане;

Поддержание нормального солесодержания насыщенного пара.

Одним из наиболее ответственных режимов является пуск котла. Различают пуски из холодного и горячего состояния, отличающиеся продолжительностью. Пуск котла из холодного состояния, включаю­щий его прогрев и подъем параметров пара до номинальных значений, занимает примерно 4,0-4,5 ч.

Перед пуском котла необходимо убедиться в исправности поверх­ностей нагрева, обмуровки, газоходов, произвести внешний осмотр всего котла, трубопроводов, арматуры, проверить исправность вспомо­гательного оборудования, контрольно-измерительных приборов.

После выполнения всех указанных операций собирается растопоч­ная схема в соответствии с инструкцией (закрываются продувочные и дренажные вентили коллекторов экранов, открываются дренажи паро­провода, воздушники и т. п.).

Основной операцией перед растопкой является заполнение котла водой из питательной магистрали до растопочного уровня в барабане. После заполнения котла проверяют, не снижается ли уровень воды в барабане. Снижение уровня указывает на неплотность в трубной сис­теме, которая должна быть устранена.

Подача газа к горелкам осуществляется поэтапно в зависимости от начальною состояния газопроводной сети. Если общий газопровод ра­нее был включен для смежных котлов, то необходимо заполнить газом только участок газопровода пускаемого котла. Для удаления из участка газопровода взрывоопасной смеси открывают продувочные свечи и ведут продувку до полного удаления воздуха (по химанализу). Вклю­чают дутьевой вентилятор, затем дымосос для вентиляции топки и га­зоходов в течение 10-15 мин.

Перед розжигом горелок проверяется отсутствие газа в топке с по­мощью метанометра. При соблюдении норм на отсутствие метана роз­жиг котла производится следующим образом. На всех горелках закры­вают воздушные шиберы, дистанционно включают электрозапальник и,

Н но приоткрывая газовую задвижку перед горелкой, подают газ. Пои)Т0М не °б х °Димо следить, чтобы газ сразу же загорелся, и одно-пеменно открывать шибер подачи воздуха. Постепенно увеличивают подачу газа и воздуха, следя за факелом и не допуская его отрыва от горелки. При устойчивом горении закрывают кран на свече, удаляют запальник. Разрежение вверху топки поддерживают на уровне 3 мм вод ст - Через 10-15 мин зажигают в том же порядке следующую го­релку и производят подъем давления пара в котле.

После розжига горелок сразу же открывают линию из пароперегре­вателя на растопочный сепаратор и открывают вентиль на линии ре­циркуляции питательной воды.

Процесс повышения давления и температуры в поверхностях на­грева котла ограничивается температурной неравномерностью в бара­бане, главным образом, перепадом температур между верхней и ниж­ней образующими (не более 40 °С). Продолжительность растопки котла определяется допустимой скоростью повышения температуры металла, которая составляет для барабана 1,5-2.0 С в минуту, а для паропрово­дов от котла до магистрали 2...3 С в минуту.

Включение котла в общую паровую магистраль разрешается, когда разность давлений в магистрали и за котлом составит не более 0.05-0,1 МПа. а температура пара достигнет 360 С.

При увеличении нагрузки котла сначала изменяют тягу, затем по­дачу воздуха и потом постепенно прибавляют газ. До нагрузки, состав­ляющей 50 % от номинальной (15-25 т/ч), операции выполняют вруч­ную, затем подключают систему автоматического регулирования.

Похожая информация.

24 октября 2012

Электрическая энергия давно вошла в нашу жизнь. Еще греческий философ Фалес в 7 веке до нашей эры обнаружил, что янтарь, потертый о шерсть начинает притягивать предметы. Но долгое время на этот факт никто не обращал внимание. Лишь в 1600 году впервые появился термин «Электричество», а в 1650 году Отто фон Герике создал электростатическую машину в виде насаженного на металлический стержень серного шара, которая позволила наблюдать не только эффект притягивания, но и эффект отталкивания. Это была первая простейшая электростатическая машина.

Прошло много лет с тех пор, но даже сегодня, в мире, заполненном терабайтами информации, когда можно самому узнать все, что тебя интересует, для многих остается загадкой как производится электричество, как его доставляют к нам в дом, офис, на предприятие…

В несколько частей рассмотрим эти процессы.

Часть I. Генерация электрической энергии.

Откуда же берется электрическая энергия? Появляется эта энергия из других видов энергии – тепловой, механической, ядерной, химической и многих других. В промышленных масштабах электрическую энергию получают на электростанциях. Рассмотрим только самые распространенные виды электростанций.

1) Тепловые электростанции. Сегодня из можно объединить одним термином – ГРЭС (Государственная Районная Электростанция). Конечно, сегодня этот термин потерял первоначальный смысл, но он не ушел в вечность, а остался с нами.

Тепловые электростанции делятся на несколько подтипов:

А) Конденсационная электростанция (КЭС) - тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы.

Принцип работы: В котел при помощи насосов подается воздух и топливо (газообразное, жидкое или твердое). Получается топливо-воздушная смесь, которая горит в топке котла, выделяя огромное количество теплоты. При этом вода проходит по трубной системе, которая располагается внутри котла. Выделяющаяся теплота передается этой воде, при этом ее температура повышается и доводится до кипения. Пар, который был получен в котле снова идет в котел для перегревания его выше температуры кипения воды (при данном давлении), затем по паропроводам он поступает на паровую турбину, в которой пар совершает работу. При этом он расширяется, уменьшается его температура и давление. Таким образом, потенциальная энергия пара передается турбине, а значит, превращается в кинетическую. Турбина же в свою очередь приводит в движение ротор трехфазного генератора переменного тока, который находится на одном валу с турбиной и производит энергию.

Рассмотрим некоторые элементы КЭС поближе.

Паровая турбина.

Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Между рядами лопаток, как видите, есть промежутки. Они есть потому, что этот ротор вынут из корпуса. В корпус тоже встроены ряды лопаток, но они неподвижны и служат для создания нужного угла падения пара на движущиеся лопатки.

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум.

Турбина и генератор, которые находятся на одном валу называются турбогенератором. Трехфазный генератор переменного тока (синхронная машина).

Он состоит из:

Который повышает напряжение до стандартного значения (35-110-220-330-500-750 кВ). При этом ток значительно уменьшается (например, при увеличении напряжения в 2 раза, ток уменьшается в 4 раза), что позволяет передавать мощность на большие расстояния. Следует отметить, что когда мы говорим о классе напряжения, то мы имеем в виду линейное (междуфазное) напряжение.

Активную мощность, которую вырабатывает генератор, регулируют изменением количеством энергоносителя, при этом изменяется ток в обмотке ротора. Для увеличения выдаваемой активной мощности нужно увеличить подачу пара на турбину, при этом ток в обмотке ротора возрастет. Не следует забывать, что генератор синхронный, а это значит, что его частота всегда равна частоте тока в энергосистеме, и изменение параметров энергоносителя не повлияет на частоту его вращения.

Кроме того, генератор вырабатывает и реактивную мощность. Ее можно использовать для регулирования выдаваемого напряжения в небольших пределах (т.е. это не основное средство регулирования напряжения в энергосистеме). Работает это таким образом. При перевозбуждении обмотки ротора, т.е. при повышении напряжения на роторе сверх номинала, «излишек» реактивной мощности выдается в энергосистему, а когда обмотку ротора недовозбуждают, то реактивная мощность потребляется генератором.

Таким образом, в переменном токе мы говорим о полной мощности (измеряется в вольт-амперах – ВА), которая равна корню квадратному от суммы активной (измеряется в ваттах – Вт) и реактивной (измеряется в вольт-амперах реактивных – ВАР) мощностях.

Вода в водохранилище служит для отведения тепла от конденсатора. Однако, часто для этих целей используют брызгальные бассейны

или градирни. Градирни бывают башенными Рис.8

или вентиляторными Рис.9

Градирни устроены почти так же как и , с тем лишь различием, что вода стекает по радиаторам, передает им тепло, а уже они охлаждаются нагнетаемым воздухом. При этом часть воды испаряется и уносится в атмосферу.
КПД такой электростанции не превышает 30%.

Б) Газотурбинная электростанция.

На газотурбинной электростанции турбогенератор приводится в движение не паром, а непосредственно газами, получаемыми при сгорании топлива. При этом можно использовать только природный газ, иначе турбина быстро выйдет из стоя из-за ее загрязнения продуктами горения. КПД на максимальной нагрузке 25-33%

Гораздо больший КПД (до 60%) можно получить, совмещая паровой и газовый циклы. Такие установки называются парогазовыми. В них вместо обычного котла установлен котел-утилизатор, не имеющий собственных горелок. Теплоту он получает от выхлопа газовой турбины. В настоящее время ПГУ активнейшим образом внедряются в нашу жизнь, но пока в России их немного.

В) Теплоэлектроцентрали (очень давно стали неотъемлемой частью крупных городов). Рис.11

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Особенность электростанции такого типа состоит в том, что она может вырабатывать одновременно как тепловую, так и электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные способы отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. При этом часть пара или полностью весь пар (зависит от типа турбины) поступает в сетевой подогреватель, отдает ему теплоту и конденсируется там. Теплофикационные турбины позволяют регулировать количество пара для тепловых или промышленных нужд что позволяет ТЭЦ работать в нескольких режимах по нагрузке:

тепловому - выработка электрической энергии полностью зависит от выработки пара для промышленных или теплофикационных нужд.

электрическому - электрическая нагрузка независима от тепловой. Кроме того, ТЭЦ могут работать и в полностью конденсационном режиме. Это может потребоваться, например, при резком дефиците активной мощности летом. Такой режим является невыгодным для ТЭЦ, т.к. значительно снижается КПД.

Одновременное производство электрической энергии и тепла (когенерация) – выгодный процесс, при котором КПД станции существенно повышается. Так, например, расчетный КПД КЭС составляет максимум 30%, а у ТЭЦ – около 80%. Плюс ко всему, когенерация позволяет уменьшить холостые тепловые выбросы, что положительно сказывается на экологии местности, в которой расположена ТЭЦ (по сравнению с тем, если бы тут была КЭС аналогичной мощности).

Рассмотрим подробнее паровую турбину.

К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с:

Противодавлением;

Регулируемым отбором пара;

Отбором и противодавлением.

Турбины с противодавлением работают с выхлопом пара не в конденсатор, как у КЭС, а в сетевой подогреватель, то есть весь пар, пошедший через турбину, идет на теплофикационные нужды. Конструкция таких турбин обладает существенным недостатком: график электрической нагрузки полностью зависит от графика тепловой нагрузки, то есть такие аппараты не могут принимать участия в оперативном регулировании частоты тока в энергосистеме.

В турбинах, имеющих регулируемый отбор пара, происходит его отбор в нужном количестве в промежуточных ступенях, при этом выбирают такие ступени для отбора пара, какие подходят в данном случае. Такой тип турбины обладает независимостью от тепловой нагрузки и регулирование выдаваемой активной мощности можно регулировать в больших пределах, чем у ТЭЦ с противодавлением.

Турбины с отбором и противодавлением совмещают в себе функции первых двух видов турбин.

Теплофикационные турбины ТЭЦ не всегда не способны за малый промежуток времени изменить тепловую нагрузку. Для покрытия пиков нагрузки,а иногда и для увеличения электрической мощности путем перевода турбин в конденсационный режим, на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы.

2) Атомные электростанции.

В России на настоящий момент существует 3 вида реакторных установок. Общий принцип их работы примерно похож на работу КЭС (в былые времена АЭС называли ГРЭС). Принципиальное различие состоит лишь в том, что тепловую энергию получают не в котлах на органическом топливе, а в ядерных реакторах.

Рассмотрим две самых распространенных типов реакторов в России.

1) Реактор РБМК .

Отличительная особенность этого реактора состоит в том, что пар для вращения турбины получают непосредственно в активной зоне реактора.

Активная зона РБМК. Рис.13

состоит из вертикальных графитовых колонн, в которых находятся продольные отверстия, с вставленными туда трубами из циркониевого сплава и нержавеющей стали. Графит выполняет роль замедлителя нейтронов. Все каналы делятся на топливные и каналы СУЗ (система управления и защиты). Они имеют разные контуры охлаждения. В топливные каналы вставляют кассету (ТВС – тепловыделяющую сборку) со стержнями (ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент) внутри которых находятся урановые таблетки в герметичной оболочке. Понятно, что именно от них получают тепловую энергию, которая передается непрерывно циркулирующему снизу вверх теплоносителю под большим давлением – обычной, но очень хорошо очищенной от примесей воде.

Вода, проходя по топливным каналам, частично испаряется, пароводяная смесь поступает от всех отдельных топливных каналов в 2 барабан-сепаратора, где происходит отделение (сепарация) пара от воды. Вода снова уходит в реактор с помощью циркуляционных насосов (всего из 4 на петлю), а пар по паропроводам идет на 2 турбины. Затем пар конденсируется в конденсаторе, превращается в воду, которая снова идет в реактор.

Тепловой мощностью реактора управляют только с помощью стержней-поглотителей нейтронов из бора, которые перемещаются в каналах СУЗ. Вода, охлаждающая эти каналы идет сверху вниз.

Как вы могли заметить, я еще ни разу не сказал про корпус реактора. Дело в том, что фактически у РБМК нет корпуса. Активная зона про которую я вам сейчас рассказывал помещена в бетонную шахту, сверху она закрыта крышкой весом в 2000 тонн.

На приведенном рисунке видна верхняя биологическая защита реактора. Но не стоит ожидать, что приподняв один из блоков, можно будет увидеть желто-зеленое жерло активной зоны, нет. Сама крышка располагается значительно ниже, а над ней, в пространстве до верхней биологической защиты остается промежуток для коммуникаций каналов и полностью извлеченных стержней поглотителей.

Между графитовыми колоннами оставляют пространство для теплового расширения графита. В этом пространстве циркулирует смесь газов азота и гелия. По ее составу судят о герметичности топливных каналов. Активная зона РБМК рассчитана на разрыв не более 5 каналов, если разгерметизируется больше – произойдет отрыв крышки реактора и раскрытие остальных каналов. Такое развитие событий вызовет повторение Чернобыльской трагедии (тут я имею в виду не саму техногенную катастрофу, а ее последствия).

Рассмотрим плюсы РБМК:

—Благодаря поканальному регулированию тепловой мощности есть возможность менять топливные сборки, не останавливая реактор. Каждый день, обычно, меняют несколько сборок.

—Низкое давление в КМПЦ (контур многократной принудительной циркуляции), что способствует более мягкому протеканию аварий, связанных с его разгерметизацией.

—Отсутствие сложного в изготовлении корпуса реактора.

Рассмотрим минусы РБМК:

—В ходе эксплуатации были обнаружены многочисленные просчеты в геометрии активной зоны, устранить которые на действующих энергоблоках 1-го и 2-го поколений (Ленинград, Курск, Чернобыль, Смоленск) полностью не возможно. Энергоблоки РБМК 3-его поколения (он один – на 3 энергоблоке Смоленской АЭС) лишен этих недостатков.

—Реактор одноконтурный. То есть турбины вращает пар, полученный непосредственно в реакторе. А это значит, что он содержит радиоактивные компоненты. При разгерметизации турбины (а такое было на Чернобыльской АЭС в 1993 году) ее ремонт будет сильно усложнен, а, может быть, и невозможен.

—Срок службы реактора определяется сроком службы графита (30-40 лет). Затем наступает его деградация, проявляющаяся в его разбухании. Этот процесс уже вызывает серьезные опасения на старейшем энергоблоке РБМК Ленинград-1, построенном в 1973 году (ему уже 39 лет). Наиболее вероятный выход из ситуации – заглушение n-нного количества каналов для уменьшения теплового расширения графита.

—Графитовый замедлитель является горючим материалом.

—Ввиду огромного количества запорной арматуры, реактор сложен в управлении.

— На 1 и 2 поколениях существует неустойчивость при работе на малых мощностях.

В целом можно сказать, что РБМК – хороший реактор для своего времени. В настоящее время принято решение не строить энергоблоки с этим типом реакторов.

2) Реактор ВВЭР.

На смену РБМК в настоящее время приходит ВВЭР. Он обладает значительными плюсами по сравнению с РБМК.

Активная зона полностью находится в очень прочном корпусе, который изготавливают на заводе и привозят железнодорожным, а затем и автомобильным транспортом на строящийся энергоблок в полностью готовом виде. Замедлителем является чистая вода под давлением. Реактор состоит из 2-х контуров: вода первого контура под большим давлением охлаждает топливные сборки, передавая тепло 2-му контуру с помощью парогенератора (выполняет функцию теплообменника между 2-ми изолированными контурами). В нем вода второго контура кипит, превращается в пар и идет на турбину. В первом контуре вода не кипит, так как она находится под очень большим давлением. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе и снова идет в парогенератор. Двухконтурная схема обладает значительными плюсами по сравнению с одноконтурной:

Пар, идущий на турбину не радиоктивен.

Мощностью реактора можно управлять не только стержнями-поглотителями, но и раствором борной кислоты, что делает реактор более устойчивым.

Элементы первого контура располагаются очень близко друг от друга, поэтому их можно поместить в общую защитную оболочку. При разрывах в первом контуре радиоактивные элементы попадут в гермооболочку и не выйдут в окружающую среду. Кроме того гермооболочка защищает реактор от внешнего воздействия (например от падения небольшого самолета или взрыва за периметром станции).

Реактор не сложен в управлении.

Имеются так же и минусы:

—В отличие от РБМК, топливо нельзя менять при работающем реакторе, т.к. оно находится в общем корпусе, а не в отдельных каналах, как в РБМК. Время перезагрузки топлива обычно совпадает со временем текущего ремонта, что уменьшает воздействие этого фактора на КИУМ (коэффициент используемой установленной мощности).

—Первый контур находится под большим давлением, что потенциально может вызвать больший масштаб аварии при разгерметизации, чем РБМК.

—Корпус реактора очень сложно перевезти с завода-изготовителя на стройплощадку АЭС.

Что же, работу тепловых электростанций мы рассмотрели, теперь рассмотрим работу

Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию.

Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией - естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. ГЭС обладают очень высокой маневренностью вырабатываемой мощности, а также малой стоимостью вырабатываемой электроэнергии. Эта особенность ГЭС привела с созданию другого типа электростанции – ГАЭС. Такие станции способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (обычно ночью), гидроагрегаты ГАЭС работают как насосы, потребляя электрическую энергию из энергосистемы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность (в пики нагрузки), вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины. ГАЭС выполняют исключительно важную функцию в энергосистеме (регулирование частоты), но они не получают широкого распространения у нас в стране, т.к. в итоге они потребляют больше мощности, чем выдают. То есть станция такого типа убыточна для владельца. Например, на Загорской ГАЭС мощность гидрогенераторов в генераторном режиме 1200 МВт, а в насосном – 1320 МВт. Однако такой тип станции наилучшем образом подходит для быстрого увеличения или уменьшения вырабатываемой мощности, поэтому их выгодно сооружать около, например, АЭС, так как последние работают в базовом режиме.

Мы с вами рассмотрели как именно производится электрическая энергия. Пора задать себе серьезный вопрос: «А какой тип станций наилучшем образом отвечает всем современным требованиям по надежности, экологичности, а кроме этого, еще и будет отличаться малой стоимостью энергии?» Каждый ответит на этот вопрос по-разному. Приведу свой список «лучших из лучших».

1) ТЭЦ на природном газе. КПД таких станций очень высок, высока и стоимость топлива, но природный газ – один из самых «чистых» видов топлива, а это очень важно для экологии города, в черте которых обычно и располагаются ТЭЦ.

2) ГЭС и ГАЭС. Преимущества над тепловыми станциями очевидно, так как этот тип станции не загрязняет атмосферу и производит самую «дешевую» энергию, которая плюс ко всему является возобновляемым ресурсом.

3) ПГУ на природном газе. Самый высокий КПД среди тепловых станций, а так же малое количество потребляемого топлива, позволит частично решить проблему теплового загрязнения биосферы и ограниченных запасов ископаемого топлива.

4) АЭС. В нормальном режиме работы АЭС выбрасывает в окружающую среду в 3-5 раз меньше радиоактивных веществ, чем тепловая станция той же мощности, поэтому частичное замещения тепловых электростанций атомными вполне оправдано.

5) ГРЭС. В настоящее время на таких станциях в качестве топлива используют природный газ. Это является абсолютно бессмысленным, так как с тем же успехов в топках ГРЭС можно утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ) или сжигать уголь, запасы которого огромны, по сравнению с запасами природного газа.

На этом я завершаю первую часть статьи.

Материал подготовил:
студент группы ЭС-11б ЮЗГУ Агибалов Сергей.

ВВЕДЕНИЕ. 4

1 ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ.. 5

1.1 Общая характеристика. 5

1.2 Принципиальная схема ТЭЦ.. 10

1.3 Принцип работы ТЭЦ. 11

1.4 Расход теплоты и КПД ТЭЦ…………………………………………………..15

2 СРАВНЕНИЕ РОССИЙСКИХ ТЭЦ С ИНОСТРАННЫМИ.. 17

2.1 Китай. 17

2.2 Япония. 18

2.3 Индия. 19

2.4 Великобритания. 20

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 22

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.. 23

ВВЕДЕНИЕ

ТЭЦ - основное производственное звено в системе централизованного теплоснабжения. Строительство ТЭЦ - одно из основных направлений развития энергетического хозяйства в СССР и др. социалистических странах. В капиталистических странах ТЭЦ имеют ограниченное распространение (в основном промышленные ТЭЦ).

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)- электрические станции с комбинированной выработкой электрической энергии и тепла. Они характеризуются тем, что тепло каждого килограмма пара, отбираемого из турбины, используется частично для выработки электрической энергии, а затем у потребителей пара и горячей воды.

ТЭЦ предназначена для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией.

Технически и экономически обоснованное планирование производства на ТЭЦ позволяет достигнуть наиболее высоких эксплуатационных показателей при минимальных затратах всех видов производственных ресурсов, т. к. на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд производства, отопления и горячего водоснабжения.

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ

Теплоэлектроцентраль - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.

Общая характеристика

Теплоэлектроцентраль - тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и тепло, отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды. Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей, вращающих электрические генераторы, является отличительной особенностью ТЭЦ и носит название Теплофикация. Комбинированное производство энергии двух видов способствует более экономному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и тепловой энергии на местных котельных установках. Замена местных котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, централизованной системой теплоснабжения способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению санитарного состояния населённых мест.

Исходный источник энергии на ТЭЦ - органическое топливо (на паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо ядерное топливо (на планируемых атомных ТЭЦ). Преимущественное распространение имеют (1976) паротурбинные ТЭЦ на органическом топливе (рис. 1 ), являющиеся наряду с конденсационными электростанциями основным видом тепловых паротурбинных электростанций (ТПЭС). Различают ТЭЦ промышленного типа - для снабжения теплом промышленных предприятий, и отопительного типа - для отопления жилых и общественных зданий, а также для снабжения их горячей водой. Тепло от промышленных ТЭЦ передаётся на расстояние до нескольких км (преимущественно в виде тепла пара), от отопительных - на расстояние до 20-30 км (в виде тепла горячей воды).

Основное оборудование паротурбинных ТЭЦ - турбоагрегаты, преобразующие энергию рабочего вещества (пара) в электрическую энергию, и Котлоагрегаты, вырабатывающие пар для турбин. В состав турбоагрегата входят Паровая турбина и Синхронный генератор. Паровые турбины, используемые на ТЭЦ, называются теплофикационными турбинами (ТТ). Среди них различают ТТ: с противодавлением, обычно равным 0,7-1,5 Мн/ м 2 (устанавливаются на ТЭЦ, снабжающих паром промышленные предприятия); с конденсацией и отборами пара под давлением 0,7- 1,5 Мн/ м 2 (для промышленных потребителей) и 0,05-0,25 Мн /м 2 (для коммунально-бытовых потребителей); с конденсацией и отбором пара (отопительным) под давлением 0,05-0,25 Мн/ м 2 .

Отработавшее тепло ТТ с противодавлением можно использовать полностью. Однако электрическая мощность, развиваемая такими турбинами, зависит непосредственно от величины тепловой нагрузки, и при отсутствии последней (как это, например, бывает в летнее время на отопительных ТЭЦ) они не вырабатывают электрической мощности. Поэтому ТТ с противодавлением применяют лишь при наличии достаточно равномерной тепловой нагрузки, обеспеченной на всё время действия ТЭЦ (то есть преимущественно на промышленных ТЭЦ).

У ТТ с конденсацией и отбором пара для снабжения теплом потребителей используется лишь пар отборов, а тепло конденсационного потока пара отдаётся в конденсаторе охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь тепла такие ТТ большую часть времени должны работать по «тепловому» графику, то есть с минимальным «вентиляционным» пропуском пара в конденсатор. В СССР разработаны и построены ТТ с конденсацией и отбором пара, в которых использование тепла конденсации предусмотрено: такие ТТ в условиях достаточной тепловой нагрузки могут работать как ТТ с противодавлением. ТТ с конденсацией и отбором пара получили на ТЭЦ преимущественное распространение как универсальные по возможным режимам работы. Их использование позволяет регулировать тепловую и электрическую нагрузки практически независимо; в частном случае, при пониженных тепловых нагрузках или при их отсутствии, ТЭЦ может работать по «электрическому» графику, с необходимой, полной или почти полной электрической мощностью.

Электрическую мощность теплофикационных турбоагрегатов (В отличие от конденсационных) выбирают предпочтительно не по заданной шкале мощностей, а по количеству расходуемого ими свежего пара. Поэтому в СССР крупные теплофикационные турбоагрегаты унифицированы именно по этому параметру. Так, турбоагрегаты Р-100 с противодавлением, ПТ-135 с промышленными и отопительными отборами и Т-175 с отопительным отбором имеют одинаковый расход свежего пара (около 750 т/ ч ), но различную электрическую мощность (соответственно 100, 135 и 175 МВт ). Котлоагрегаты, вырабатывающие пар для таких турбин, имеют одинаковую производительность (около 800 т/ ч ). Такая унификация позволяет использовать на одной ТЭЦ турбоагрегаты различных типов с одинаковым тепловым оборудованием котлов и турбин. В СССР унифицировались также котлоагрегаты, используемые для работы на ТПЭС различного назначения. Так, котлоагрегаты производительностью по пару 1000 т/ ч используют для снабжения паром как конденсационных турбин на 300 МВт, так и самых крупных в мире ТТ на 250 МВт.

Тепловая нагрузка на отопительных ТЭЦ неравномерна в течение года. В целях снижения затрат на основное энергетическое оборудование часть тепла (40-50%) в периоды повышенной нагрузки подаётся потребителям от пиковых водогрейных котлов. Доля тепла, отпускаемого основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет величину коэффициента теплофикации ТЭЦ (обычно равного 0,5-0,6). Подобным же образом можно покрывать пики тепловой (паровой) промышленной нагрузки (около 10-20% от максимальной) пиковыми паровыми котлами невысокого давления. Отпуск тепла может осуществляться по двум схемам (рис. 2 ). При открытой схеме пар от турбин направляется непосредственно к потребителям. При закрытой схеме тепло к теплоносителю (пару, воде), транспортируемому к потребителям, подводится через теплообменники (паропаровые и пароводяные). Выбор схемы определяется в значительной мере водным режимом ТЭЦ.

На ТЭЦ используют твёрдое, жидкое или газообразное топливо. Вследствие большей близости ТЭЦ к населённым местам на них шире (по сравнению с ГРЭС) используют более ценное, меньше загрязняющее атмосферу твёрдыми выбросами топливо - мазут и газ. Для защиты воздушного бассейна от загрязнения твёрдыми частицами используют (как и на ГРЭС) золоуловители, для рассеивания в атмосфере твёрдых частиц, окислов серы и азота сооружают дымовые трубы высотой до 200-250 м. ТЭЦ, сооружаемые вблизи потребителей тепла, обычно отстоят от источников водоснабжения на значительном расстоянии. Поэтому на большинстве ТЭЦ применяют оборотную систему водоснабжения с искусственными охладителями - Градирнями. Прямоточное водоснабжение на ТЭЦ встречается редко.

На газотурбинных ТЭЦ в качестве привода электрических генераторов используют газовые турбины. Теплоснабжение потребителей осуществляется за счёт тепла, отбираемого при охлаждении воздуха, сжимаемого компрессорами газотурбинной установки, и тепла газов, отработавших в турбине. В качестве ТЭЦ могут работать также парогазовые электростанции (оснащенные паротурбинными и газотурбинными агрегатами) и атомные электростанции.

Рис. 1. Общий вид теплоэлектроцентрали.

Рис. 2. Простейшие схемы теплоэлектроцентралей с различными турбинами и различными схемами отпуска пара: а - турбина с противодавлением и отбором пара, отпуск тепла - по открытой схеме; б - конденсационная турбина с отбором пара, отпуск тепла - по открытой и закрытой схемам; ПК - паровой котёл; ПП - пароперегреватель; ПТ - паровая турбина; Г - электрический генератор; К - конденсатор; П - регулируемый производственный отбор пара на технологические нужды промышленности; Т - регулируемый теплофикационный отбор на отопление; ТП - тепловой потребитель; ОТ - отопительная нагрузка; КН и ПН - конденсатный и питательный насосы; ПВД и ПНД - подогреватели высокого и низкого давления; Д - деаэратор; ПБ - бак питательной воды; СП - сетевой подогреватель; СН - сетевой насос.

Принципиальны схема ТЭЦ

Рис. 3. Принципиальная схема ТЭЦ.

В отличие от КЭЦ, ТЭЦ вырабатывает и отпускает потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию в виде горячей воды и пара.

Для отпуска горячей воды служат сетевые подогреватели (бойлеры), в которых вода подогревается паром из теплофикационных отборов турбины до необходимой температуры. Вода в сетевых подогревателях называется сетевой. После охлаждения у потребителей сетевая вода насосами вновь подается в сетевые подогреватели. Конденсат бойлеров насосами направляется в деаэратор.

Пар, отдаваемый на производство, используется заводскими потребителями на различные цели. От характера этого использования зависит возможность возврата производственного конденсата в КА ТЭЦ. Возвращаемый с производства конденсат, если качество его отвечает производственным нормам, направляется в деаэратор насосом, установленным после сборной ёмкости. В противном случае он подается на ВПУ для соответствующей обработки (обессоливание, умягчение, обезжелезивание и т.д.).

ТЭЦ обычно оборудуется барабанными КА. Из этих КА небольшая часть котловой воды выводиться с продувкой в расширитель непрерывной продувки и далее через теплообменник сбрасывается в дренаж. Сбрасываемая вода называется продувочной. Полученный в расширителе пар обычно направляется в деаэратор.

Принцип работы ТЭЦ

Рассмотрим принципиальную технологическую схему ТЭЦ (рис.4), характеризующую состав ее частей, общую последовательность технологических процессов.

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема ТЭЦ.

В состав ТЭЦ входят топливное хозяйство (ТХ) и устройства для подготовки его перед сжиганием (ПТ). Топливное хозяйство включает приемно-разгрузочные устройства, транспортные механизмы, топливные склады, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки).

Продукты сгорания топлива - дымовые газы отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы (ДТр) в атмосферу. Негорючая часть твердых топлив выпадает в топке в виде шлака (Ш), а значительная часть в виде мелких частиц уносится с дымовыми газами. Для защиты атмосферы от выброса летучей золы перед дымососами устанавливают золоуловители (ЗУ). Шлаки и зола удаляются обычно на золоотвалы. Воздух, необходимый для горения, подается в топочную камеру дутьевыми вентиляторами. Дымососы, дымовая труба, дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку станции (ТДУ).

Перечисленные выше участки образуют один из основных технологических трактов - топливно-газовоздушный тракт.

Второй важнейший технологический тракт паротурбинной электростанции- пароводяной, включающий пароводяную часть парогенератора, тепловой двигатель (ТД), преимущественно паровую турбину, конденсационную установку, включая конденсатор (К) и конденсатный насос (КН), систему технического водоснабжения (ТВ) с насосами охлаждающей воды (НОВ), водоподготовительную и питательную установку, включающую водоочистку (ВО), подогреватели высокого и низкого давления (ПВД и ПНД), питательные насосы (ПН), а также трубопроводы пара и воды.

В системе топливно-газовоздушного тракта химически связанная энергия топлива при сжигании в топочной камере выделяется в виде тепловой энергии, передаваемой радиацией и конвекцией через стенки металла трубной системы парогенератора воде и образуемому из воды пару. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в кинетическую энергию потока, передаваемую ротору турбины. Механическая энергия вращения ротора турбины, соединенного с ротором электрического генератора (ЭГ), преобразуется в энергию электрического тока, отводимого за вычетом собственного расхода электрическому потребителю.

Тепло проработавшего в турбинах рабочего тела можно использовать для нужд внешних тепловых потребителей (ТП).

Потребление тепла происходит по следующим направлениям:

1. Потребление для технологических целей;

2. Потребление для целей отопления и вентиляции жилых, общественных и производственных зданий;

3. Потребление для других бытовых нужд.

График технологического потребления тепла зависит от особенностей производства, режима работы и т.п. Сезонность потребления в этом случае имеет место только в сравнительно редких случаях. На большинстве же промышленных предприятиях разница между зимним и летним потреблением тепла для технологических целей незначительна. Небольшая разница получается только в случае применения части технологического пара для отопления, а также вследствие увеличения в зимнее время потерь тепла.

Для потребителей тепла на основании многочисленных эксплуатационных данных устанавливают энергетические показатели, т.е. нормы количества расходуемого различными видами производства тепла на единицу вырабатываемой продукции.

Вторая группа потребителей, снабжаемая теплом для целей отопления и вентиляции, характеризуется значительной равномерностью расхода тепла на протяжении суток и резкой неравномерностью расхода тепла в течении года: от нуля летом до максимума зимой.

Тепловая мощность отопления находится в прямой зависимости от температуры наружного воздуха, т.е. от климатических и метеорологических факторов.

При отпуске тепла со станции теплоносителями могут служить пар и горячая вода, подогреваемая в сетевых подогревателях паром из отборов турбин. Вопрос о выборе того или иного теплоносителя и его параметров решают, исходя из требований технологии производства. В некоторых случаях отработавший на производстве пар низкого давления (например, после паровых молотов) применяют для отопительно-вентиляционных целей. Иногда же пар применяют для отопления производственных зданий, чтобы избежать устройства отдельной системы отопления горячей водой.

Отпуск пара на сторону для целей отопления явно нецелесообразен, так как отопительные нужды легко удовлетворить горячей водой с оставлением всего конденсата греющего пара на станции.

Отпуск горячей воды для технологических целей производится сравнительно редко. Потребителями горячей воды являются только производства, расходующие ее для горячих промывок и других подобных им процессов, причем загрязненная вода уже не возвращается на станцию.

Горячая вода, отпускаемая для отопительно-вентиляционных целей, подогревается на станции в сетевых подогревателях паром из регулируемого отбора давлением 1,17-2,45 бар. При этом давлении вода нагревается до температуры 100-120 .

Однако при низких температурах наружного воздуха отпуск больших количеств тепла при такой температуре воды становится нецелесообразным, так как количество циркулирующей в сети воды, а следовательно, и расход электроэнергии на ее перекачивание заметно увеличиваются. Поэтому, кроме основных подогревателей, питающихся паром из регулируемого отбора, устанавливают пиковые подогреватели, к которым греющий пар давлением 5,85-7,85 бар подводится из отбора более высокого давления или непосредственно из котлов через редукционно-охладительную установку.

Чем выше начальная температура воды, тем меньше расход электроэнергии на привод сетевых насосов, а также диаметр теплопроводов. В настоящее время в пиковых подогревателях воду чаще всего подогревают до температуры 150 цию от потребителя, при чисто отопительной нагрузке имеет обычно температуру около 70 .

1.4. Расход теплоты и КПД ТЭЦ

Теплоэлектроцентрали отпускают потребителям электрическую энергию и теплоту с паром, отработавшим в турбине. В Советском Союзе принято распределять расходы теплоты и топлива между этими двумя видами энергии:

2) по производству и отпуску теплоты:

	,	(3.3)
	,	(3.3а)

где - затрата теплоты на внешнего потребителя; - отпуск теплоты потребителю; h т - КПД отпуска теплоты турбинной установкой, учитывающий потери теплоты при отпуске ее (в сетевых подогревателях, паропроводах и т. д.); h т = 0,98¸0,99.

Общий расход теплоты на турбоустановку Q ту составляется из теплового эквивалента внутренней мощности турбины 3600N i , расхода теплоты на внешнего потребителя Q т и потери теплоты в конденсаторе турбины Q к. Общее уравнение теплового баланса теплофикационной турбоустановки имеет вид

Для ТЭЦ в целом с учетом КПД парового котла h п.к и КПД транспорта теплоты h тр получим:

	;	(3.6)
	.	(3.6а)

Значение в основном определяется значением значение - значением .

Выработка электроэнергии с использованием отработавшей теплоты существенно повышает КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с КЭС и обусловливает значительную экономию топлива в стране.

Вывод по части один

Таким образом, теплоэлектроцентраль не является источником масштабных загрязнений района расположения. Технически и экономически обоснованное планирование производства на ТЭЦ позволяет достигнуть наиболее высоких эксплуатационных показателей при минимальных затратах всех видов производственных ресурсов, т. к. на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд производства, отопления и горячего водоснабжения

СРАВНЕНИЕ РОССИЙСКИХ ТЭЦ С ИНОСТРАННЫМИ

Крупнейшими в мире странами-производителями электроэнергии являются вырабатывающие по 20 % от мирового производства США, Китай и уступающие им в 4 раза Япония, Россия, Индия.

Китай

Энергопотребление Китая к 2030 г., по прогнозу корпорации ExxonMobil, вырастет более чем в 2 раза. В целом на долю КНР к этому времени придется около 1/3 мирового увеличения спроса на электроэнергию. Данная динамика, по мнению ExxonMobil, принципиально отличается от положения дел в США, где прогноз роста спроса очень умеренный.

В настоящее время структура генерирующих мощностей КНР такова. Около 80% вырабатываемой электроэнергии в Китае обеспечивают угольные ТЭС, что связано с наличием крупных угольных месторождений в стране. 15% обеспечивают ГЭС, 2% приходится на АЭС и по 1% на мазутные, газовые ТЭС и иные электростанции (ветровые и пр.). Что касается прогнозов, то в ближайшем будущем (2020 г.) роль угля в китайской энергетике останется доминирующей, однако существенно увеличится доля атомной энергии (до 13%) и доля природного газа (до 7%) 1 , применение которого позволит существенно улучшить экологическую обстановку в стремительно развивающихся городах КНР.

Япония

Суммарная установленная мощность электростанций Японии достигает 241,5 млн кВт. Из них 60% составляют ТЭС (в т.ч. ТЭС, работающие на газе – 25%, мазуте – 19%, угле – 16%). На АЭС приходится 20%, на ГЭС – 19% суммарных электрогенерирующих мощностей. В Японии функционирует 55 ТЭС установленной мощностью свыше 1 млн кВт. Крупнейшими из них являются газовые: Кавагое (Chubu Electric) – 4,8 млн кВт, Хигаши (Tohoku Electric) – 4,6 млн кВт, мазутная Касима (Tokyo Electric) – 4,4 млн кВт и угольная Хекинан (Chubu Electric) – 4,1 млн кВт.

Таблица 1-Производство электроэнергии на ТЭС по данным IEEJ-Institute of Energy Economics, Japan (Институт экономики энергетики, Япония)

Индия

Около 70% электроэнергии, потребляемой в Индии создается тепловыми электростанциями. Принятая властями страны программа электрификации превратила Индию в один из наиболее привлекательных рынков для инвестиций и продвижения инжиниринговых услуг. На протяжении последних лет республика предпринимает последовательные шаги для создания полноценной и надежной электроэнергетики. Опыт Индии примечателен тем, что в стране, страдающей от нехватки углеводородного сырья, активно ведется освоение альтернативных энергетических источников. Особенностью потребления электроэнергии в Индии, которую отмечают экономисты Всемирного банка, является то, что рост бытового потребления сильно ограничен отсутствием у почти 40% жителей доступа к электричеству (по другим источникам, доступ к электричеству ограничен у 43% горожан и 55% сельских жителей). Еще одной болезнью местной электроэнергетики является ненадежность поставок. Отключения электричества – обычная ситуация даже в крупных годах и промышленных центрах страны.

По данным Международного энергетического агентства, учитывая нынешние экономические реалии, Индия – одна из немногих стран, где в обозримой перспективе ожидается устойчивый рост потребления электроэнергии. Экономика этой второй в мире по количеству населения страны – одна из самых быстроразвивающихся. За последние два десятилетия средний рост годового ВВП составил 5,5%. В 2007/08 финансовом году, по данным Центральной статистической организации Индии, объем ВВП достиг $1059,9 млрд, что ставит страну на 12-ю строчку в мире по величине экономики. В структуре ВВП доминирующее положение занимают услуги (55,9%), далее идут промышленность (26,6%) и сельское хозяйство (17,5%). В то же время, по неофициальным данным, в июле текущего года в стране был установлен своеобразный пятилетний рекорд – спрос на электроэнергию превысил предложение на 13,8%.

Более 50% электроэнергии в Индии вырабатывают ТЭС, использующие уголь. Индия является одновременно третьим в мире производителем угля и третьим в мире потребителем этого ресурса, при этом оставаясь нетто-экспортером угля. Этот вид топлива остается важнейшим и самым экономичным для энергетики Индии, до четверти населения которой живет за чертой бедности.

Великобритания

Сегодня в Великобритании электростанции, работающие на угле, производят около трети необходимой стране электроэнергии. Такие электростанции выбрасывают в атмосферу миллионы тонн парниковых газов и твердых токсичных частиц, поэтому экологи постоянно убеждают правительство в необходимости немедленно закрыть эти электростанции. Но проблема состоит в том, что восполнить ту часть электроэнергии, которую вырабатывают тепловые электростанции, пока нечем.

Вывод по части два

Таким образом, Россия уступает крупнейшим в мире странами-производителями электроэнергии США и Китай, вырабатывающие по 20 % от мирового производства и стоит на ровне с Японией и Индией.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном реферате описаны виды теплоэлектроцентралей. Рассмотрена принципиальная схема, назначение элементов структуры и описание их работы. Определены основные КПД станции.