ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Что такое технологическая схема тэс? Что включает в себя технологическая схема пылеугольной тэс? Какое оборудование тэс и аэс считается основным, а какое вспомогательным?

Технологическая
схема ТЭС
отражает общую последовательность и
взаимосвязь технологических процессов,
осуществляемых на электростанции для
производства и отпуска электрической
и тепловой энергии.


ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

а
рис. 4 приведена упрощеннаятехнологическая
схема пылеугольной электростанции.

Рис. 4. Технологическая
схема пылеугольной ТЭС

Эту
технологическую схему можно разделить
на две основные части – топливно-газо-воздушный
тракт (ТГВТ)
и пароводяной
тракт (ПВТ).
Центральным элементом схемы является
парогенератор, который входит одновременно
в состав и ТГВТ, и ПВТ.

ТГВТ включает в
себя:


топливное хозяйство (ТХ), в том числе
приемно-разгрузочные и транспортные
устройства, склады топлива, топливопроводы
и др.;

– устройства
подготовки топлива к сжиганию (ПТ);

– тягодутьевую
установку в составе дутьевых вентиляторов
(ДВ), дымососов (ДС) и дымовых труб (ДТ);

– золоуловители
(ЗУ) и систему золошлакоудаления (ЗШУ).

В состав ПВТ входят:

– турбина (Т),
находящаяся на одном валу с электрогенератором
(ЭГ);

– конденсаторы (К)
с конденсатными насосами первой (КН1) и
второй (КН2) ступени и конденсатоочисткой
(КО);

– подогреватели
высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления;

– деаэратор (Д) с
бустерным (БН) и питательным (ПН) насосами;

– система технического
водоснабжения (СТВ) с циркуляционными
насосами (ЦН);

– химводоочистка
(ХВО) для подготовки добавочной воды;


сетевые подогреватели (СП) для снабжения
тепловой энергией внешних потребителей
(ТП на рис. 4 – это тепловой потребитель).

В свою очередь,
ПВТ можно условно разделить на три
участка:


конденсатный
тракт – от
конденсатора до деаэратора;


питательный
тракт – от
деаэратора до парогенератора (а весь
путь рабочего тела от конденсатора до
парогенератора называют конденсатно-питательным
трактом);


паровой тракт
– от парогенератора до конденсатора.

На
ТЭС, работающей на органическом топливе,
к основному
оборудованию
относят турбины и котлы, а на АЭС –
реакторы, парогенераторы и турбины.
Остальное оборудование ТЭС и АЭС
считается вспомогательным.

Как происходит процесс преобразования энергии на тэс, работающей на органическом топливе?

Преобразование
энергии на ТЭС, работающей на угле,
мазуте, природном газе или других видах
органического топлива, происходит
следующим образом:


химическая
энергия,
заключенная в органическом топливе, в
процессе горения топлива в топочной
камере котла превращается в тепловую
энергию
котельных газов;


за счет высокой температуры в котле
происходит нагрев и испарение воды в
теплообменных трубах, а затем перегрев
образовавшегося пара; при этом тепловая
энергия
котельных газов преобразуется в
потенциальную
механическую энергию
сжатого пара;


в турбине пар расширяется, и потенциальная
механическая энергия
сжатого пара превращается в кинетическую
механическую энергию
движущегося пара;


давление движущегося пара на лопатки
турбины приводит во вращение ротор
турбины и электрогенератора, следовательно,
кинетическая
механическая энергия движения пара
преобразуется в кинетическую
механическую энергию вращения ротора;


вращение ротора электрогенератора
приводит к возникновению электродвижущей
силы (ЭДС) в обмотках статора, что означает
преобразование кинетической
механической энергии
вращения ротора в электрическую
энергию.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ
МОДЕЛИ И МЕТОДЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ЗАДАЧАХ
УПРАВЛЕНИЯ ТЭС

преобразования
энергии на ТЭС

Экономические
показатели и надежность энергетических
сис­тем зависят в основном от
эффективности первичных преобразо­вателей
энергии на ТЭС (паровых котлов и
турбогенераторов).

Сущность
технологического процесса на ТЭС состоит
в поэтап­ном преобразовании различных
видов энергии. Исходными про­дуктами
этого процесса служат топливо, вода и
воздух, конеч­ным — электроэнергия.
И тот и другой оценивают количеством
(расходом, нагрузкой) и качеством
(теплотой сгорания и тонкос­тью помола
твердого топлива, концентрацией
растворимых в воде примесей, напряжением
и частотой электрического тока на выходе
генератора и др.).

Специфическая
особенность технологического процесса
ТЭС состоит в невозможности складирования
конечного продукта — электроэнергии.
Ввиду этого, а также из-за высоких
требований к качеству электроэнергии
необходимо непрерывно поддерживать
строгое соответствие между электрической
нагрузкой и паропроизводительностью
котла. Косвенным показателем баланса
между ними служит давление перегретого
пара, которое обычно стабили­зируют
вблизи установленного значения с помощью
автоматичес­ких устройств. Технологический
процесс на ТЭС в целом управ­ляем. Он
может выйти из под контроля лишь при
чрезвычайных обстоятельствах — в связи
с отказами основного технологического
оборудования или наиболее важных
элементов систем автомати­зации.

Управление
количеством исходных продуктов (расходом
топли­ва, питательной воды и воздуха)
осуществляют дистанционно или
автоматически посредством регулирующих
органов. Основные ви­ды регулирующих
органов, применяемых на ТЭС, даны в
Прило­жении.

Управление
количеством конечного продукта
(электрической энергией) осуществляют
в основном изменением расхода пара
через проточную часть турбины с помощью
автоматического или ди­станционного
воздействия на регулирующие клапаны.

Качество конечного
продукта (частота и напряжение перемен­ного
электрического тока) непрерывно
контролируют. На него можно влиять с
помощью специальных устройств (см.
параграф 11.4). Невозможно изменять лишь
качественные характеристики исходного
продукта — топлива (за исключением
тонкости помола твердого топлива, на
которую можно воздействовать в процессе
пылеприготовления).

Технологический
(тепловой) процесс на ТЭС достаточно
точно отражает принципиальная схема
ее тепловой части (тепловая схе­ма).
Последняя определяет связи между
основным и вспомогатель­ным
технологическим оборудованием в пределах
замкнутого паро­водяного контура ТЭС
по пару, воде и конденсату. Вид тепловой
схемы зависит от конструктивных
особенностей теплового обору­дования
и требований, предъявляемых к его работе
с точки зрения возможных эксплуатационных
режимов (пуск и холостой ход, ра­бота
при расчетных и пониженных нагрузках
и др.).

Кроме того, тепловую
схему разрабатывают с учетом требова­ний
экономичности (наличие или отсутствие
промежуточного пе­регрева пара,
степень регенерации теплоты турбины и
др.), надеж­ности (наличие или отсутствие
резервных вспомогательных устано­вок,
линий связи и др.) и управления (простота
операций по пе­реходу с одного режима
работы на другой, возможность изменения
направлений и расходов потоков пара,
воды, конденсата и др.).

Современные ТЭС
делят на два типа:

с поперечными
связями между основными агрегатами по
пару (общий паропровод для котлов и
турбин) и воде (общие питатель­ные
магистрали для котлов, охлаждающей воды
и конденсата для турбин);

Например.на рис. 3.1 приведена упрощенная
тепловая схема в части пароводя­ного
контура обобщенного энергоблока,
состоящего из прямоточного котла и
кон­денсационной турбины. Схему в
целом можно условно разделить на ряд
участков, характеризуемых общностью
функций и взаимодействием теплового
оборудования.

Перегретый пар с выхода последней
ступени перегревательного участка
паро­водяного тракта котла 1 по
трубопроводам первичного пара подводят
к турбине 2. Пар, отработавший в цилиндре
высокого давления (ЦВД), направляют в
проме­жуточный пароперегреватель 3
с целью увеличения теплоперепада на
цилиндрах среднего и низкого давления
(ЦСД и ЦНД) и экономичности цикла.

Кроме того, повторный перегрев пара
позволяет получить в последних ступенях
турбины допустимую влажность пара. Пар
после вторичного перегрева вновь
по­ступает на вход проточной части
турбины, состоящий из ЦСД и ЦНД. В конце
проточной части турбины поток пара
раздваивается из-за ограничений
пропускной способности ее последних
ступеней. Отработавший пар турбины
поступает на вход следующего участка
— подготовки конденсата, состоящего
из конденсатора 4′ и конденсатных насосов
первого и второго подъемов 4″ и 4″”,
между которыми ус­танавливают фильтры
4′” очистки конденсата от растворимых
примесей, попада­ющих в него через
неплотности трубной системы конденсатора.

В следующем по ходу воды участке
регенеративного подогрева, состоящего
из подогревателя низкого 5′ и среднего
5″ давлений (ПНД и ПСД), осуществляют
предварительный нагрев конденсата
паром нерегулируемых отборов турбины.
Да­лее конденсат поступает на вход
ПДУ 6. В деаэраторе 6′ происходит дальнейший
подогрев конденсата до температуры
кипения, а также удаление растворенного
в воде кислорода. В нем же осуществляют
восполнение материальных потерь,
неиз­бежных для крупных установок,
добавлением химически очищенной воды.

Подъем давления питательной воды до
расчетного закритического значения
осу­ществляют в два этапа: вначале
бустерными (до 6 МПа) и затем питательными
насосами (рабочим 6″ или пусковым 6′”)
до требуемого значения (33 МПа).


ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Рис. 3.1. Принципиальная тепловая схема
блочной ТЭС

1 — пароводяной тракт котла; 2 — проточная
часть турбины; 3 — промежу­точный
пароперегреватель (участок вторичного
перегрева пара); 4 — участок подготовки
конденсата; 5 — участок регенеративного
подогрева конденсата; б — участок
подготовки питательной воды
(питательно-деаэраторная установка); 7
— участок регенеративного подогрева
питательной воды; 8 — пусковой контур;
9 — контур пусковых впрысков; 10 — контуры
обвода (байпасирования) турбины

С выхода ПДУ вода поступает для дальнейшего
нагрева в ПВД, находящемся на конечном
участке регенерации 7, после которого
она идет непосредственно на вход
экономайзерного участка пароводяного
тракта котла. Кругооборот рабочего
вещества ТЭС на этом завершается и
повторяется непрерывно, вплоть до
очеред­ного останова энергетического
оборудования.

На
время пуска энергоблока, первоначальная
стадия которого происходит при закрытой
встроенной задвижке 1′, собирается
специальная пусковая схема, обра­зуемая
пусковыми контурами 8 и 9. Во время
растопки и подъема давления котел
работает на пусковой сепаратор 8′,
расширитель 8” и коллектор собственных
нужд 8′”, откуда пар может направляться
в различные установки для их прогрева
и ра­боты в пусковом режиме. При
давлении пара в котле ниже закритического
пуско­вые впрыски (G’’впр,
G’’’впр,
Gпвпр))
снабжают водой пониженного давления.
С этой целью собирают пусковой контур
9, состоящий из специального трубопровода,
на котором установлены батарея дроссельных
диафрагм 9″ и пусковой регулятор
дав­ления 9′, действующий по принципу
“до себя”. Пусковые контуры отключают
пос­ле подъема давления в котле до
расчетного закритического давления и
открытия встроенной задвижки 1′.

На случай глубоких сбросов электрической
нагрузки в тепловой схеме предусматривают
быстродействующие редукционно-охладительные
установки (БРОУ 10), включающиеся
автоматически и сбрасывающие излишки
пара по трубопроводам в обвод турбины
в конденсатор. Рассматриваемую тепловую
схему относят к однобайпасной, так как
лишний пар подают непосредственно в
конденсатор. Для под­держания заданного
температурного режима конденсатора в
обеих БРОУ предус­матривают охлаждение
редуцированного пара впрыском холодного
конденсата Gов.

Тепловая схема
блочной ТЭС с теплофикационной турбиной
отличается от приведенной на рис. 3.1
наличием дополнительного теплофикационного
контура. Греющим агентом в нем служит
пар регулируемого отбора турбины, а
нагреваемой рабочей средой -вода,
циркулирующая в теплосети, снабжающие
теплотой про­мышленные или тепловые
потребители. Восполнение потерь сете­вой
воды происходит в обособленном деаэраторе.
По сравнению с питательной водой котлов
к сетевой воде предъявляют менее же­сткие
требования в отношении допустимого
содержания раствори­мых примесей.

На
ТЭС с поперечными связями по пару и воде
устанавливают теплофикационные турбины
или турбины с промышленным отбо­ром
пара. Такие ТЭС обычно называются
теплоэлектроцентра­лями
(ТЭЦ). Тепловые схемы ТЭЦ имеют те же
функциональные участки, которые
содержатся в схемах обычных ТЭС. Однако
теп­лоэнергетические установки ТЭЦ
имеют общестанционное назна­чение.
Обычно они снабжают водой или паром не
только “свой” (котел, турбину или
подогреватель), но и любой другой из
парал­лельно работающих агрегатов.
Теплофикационные и промышлен­ные
отборы турбин ТЭЦ резервируют с помощью
БРОУ, которые снабжаются паром от
первичных источников — котлов — это
на­ходит свое отражение в тепловых
схемах.

Другие отличия в
тепловых схемах ТЭС обоих типов могут
быть связаны, как уже отмечалось, с
конструктивными особенностями
технологического оборудования и его
производительностью. В част­ности,
пароводяной тракт мощных прямоточных
котлов состоит из четырех параллельных
ниток с независимым питанием водой
че­рез собственные регулирующие
питательные клапаны (РПК), в то время
как испарительный контур барабанного
котла с естествен­ной циркуляцией
снабжают питательной водой по однониточной
схеме. Исключение составляют крупные
барабанные котлы (на­пример,
производительностью 640 т/ч), имеющие два
независи­мых испарительных и
пароперегревающих контура, объединенных
двумя барабанами с раздельным питанием
водой каждого из них.

Число ниток
паропроводов, подводящих пар к турбинам,
соста­вляет от одной до четырех и
определяется максимальным расходом
пара на турбину, зависящим от ее
установленной мощности и зна­чений
регулируемых отборов.

Различие в тепловых
схемах ТЭС отражают в математических
моделях, используемых как для расчета
ТЭП, так и для управле­ния.

Соседние файлы в папке Плетнёв 1 1995

Электрическая станция представляет собой энергетическую установку, преобразующую какой-либо вид энергии в электрическую и иногда – тепловую. Тип станции зависит от того, какой тип энергоносителя на ней установлен. Тепловые электростанции (ТЭС) наиболее распространены, так как для их работы необходима тепловая энергия, получаемая при сжигании органического топлива. На них производится около 75% мировой электроэнергии. Тепловой электростанцией является электростанция, преобразующая энергию углеводородного ископаемого топлива в электрическую и тепловую энергию.

Что такое тепловая электрическая станция (ТЭС)

Тепловые электростанции (ТЭС) наиболее распространены среди других типов электростанций. Органическая энергия образуется при сжигании органического, не возобновляемого топлива. Это и плюс, и минус. Органического топлива по-прежнему много, но одним из основных недостатков является то, что продукты сгорания этого органического топлива значительно наносят вред окружающей среде.

ТЭС функционирует следующим образом: при сгорании топлива выделяется колоссальное количество тепловой энергии, которая, в свою очередь, нагревает воду. Затем из этой воды образуется пар, который подается в турбогенератор. Турбины начинают вращаться, приводя в движение части электрического генератора. Таким образом, мы получаем электрическую энергию.

Тепловые электростанции могут иметь как паровые, так и газовые турбины. Наиболее распространенными являются электростанции с паровыми турбинами. Они делятся на следующие типы:

Тепловые электроцентрали (ТЭЦ)

Тепловые электростанции (ТЭЦ) по сути являются теми же тепловыми электростанциями, но основное различие заключается в том, что помимо электрической энергии они также могут генерировать тепловую энергию, которая затем поступает в систему центрального отопления, а оттуда в жилые здания или промышленные предприятия. Этот процесс доступен благодаря теплофикационным турбинам и турбинам с отбором пара. Поэтому ТЭЦ имеет довольно высокий коэффициент полезного действия (КПД) — до 75%.

ТЭЦ особенно актуальны для России, где центральное отопление активно используется для обеспечения теплом жилых и промышленных зданий из-за холодного климата.

ТЭЦ по принципу работы аналогичны конденсационным электростанциям (КЭС). Однако они различаются долей производства тепловых и электрических носителей, а также по конструкции паровой турбины.

Схема работы теплоэлектроцентрали

Рассмотрим принципиальную схему работы теплоэлектроцентрали. Топливо постоянно подается в топку котла вместе с окислителем, за который обычно принимается подогретый воздух. Кроме того, тепло, выделяемое при сжигании органического топлива, нагревает воду в паровом котле. В результате этого процесса мы получаем превращение жидкости в пар, поступающий в паровую турбину. Основная задача этого устройства на станции заключается в преобразовании энергии поступающего пара в механическую.

Все элементы турбины тесно связаны с валом, что заставляет их вращаться как единый механизм. Чтобы привести этот вал во вращение, необходимо передать кинетическую энергию пара на ротор, этот процесс происходит в паровой турбине. Однако пар, выходящий из турбины, имеет высокую температуру и давление. Из-за этого возникает высокая внутренняя энергия пара, которая затем поступает в сопла турбины.

Пар, непрерывным потоком с огромной скоростью проходит через сопло и таким образом происходит воздействие на лопатки турбины, закрепленные на диске, который в свою очередь непосредственно связан с валом. Пар заставляет лопатки вращаться при этом происходим известный нам процесс преобразования механической энергии в электрическую.

После того, как пар проходит через турбину, давление и температура резко падают, и часть пара попадает в следующую часть станции – конденсатор, в котором пар переходит в жидкое состояние. Для выполнения этой задачи в конденсаторе находится охлаждающая вода. В конденсаторе поддерживается постоянный вакуум с помощью эжектора. Оставшийся пар используется для нагрева очищенной воды в подогревателях сетевой воды для отопления, а конденсат подается в парогенераторы через деаэратор при помощи насосов.

1 — энергетический паровой котел; 2 подогреватель сетевой воды; 3 — конденсатор; 4 — система отопления дома; 5 — сетевые насосы; 6 — конденсатные насосы; 7 — питательный насос.

После обратного превращения пара в воду он попадает в деаэратор путем откачки с помощью конденсатного насоса. Основная задача деаэратора — удалить газ из поступающей воды, чтобы снизить содержание углекислого газа и кислорода до приемлемых значений. Это позволяет уменьшить коррозию на путях, по которым идет подача воды и пара. Одновременно с процессом очистки жидкость нагревается теплом отобранного пара.

Конденсационные электростанции (КЭС)

Конденсационная электростанция (КЭС) является тепловой электростанцией, которая может генерировать только электрическую энергию. Его название напрямую связано с его принципом работы, на КЭС используются конденсатор. Помимо КЭС, по этому принципу работает и атомная электростанция, различия существуют только в используемом топливе.

Исторически в СССР, КЭС включенные в единую энергосистему СССР получили наименование «ГРЭС» — государственная районная электростанция. Название происходит от государственной принадлежности и от использования местного энергоресурса (торф, бурый уголь и т.д.) и расчёта для преимущественного электроснабжения конкретного энергетического района.

В число особенностей конденсационных электростанций входит максимальное преобразование пара в механическую энергию, которая вращает ротор турбогенератора, а затем и в электрическую энергию.

В последнее время новые или недавно введенные в эксплуатацию электростанции устанавливают энергоблоки ПГУ вместо обычных электростанций с конденсационными турбинами. Они состоят из газовых турбин. Такие агрегаты с газовыми комбинированными установками являются более экономичным вариантом, чем тот же энергоблок с конденсационной турбиной.

Действительно, пар можно брать из таких энергоблоков ПГУ для обогрева жилых зданий и близлежащих предприятий, но в большинстве случаев эти агрегаты предназначены для покрытия пиковых электрических нагрузок из-за их высокой маневренности. Однако для высвобождения тепловой энергии требуется постоянная нагрузка в течение длительного времени. Таким образом, энергоблоки ПГУ в основном производят только электроэнергию.

Тепловая схема конденсационной электростанции

Ниже приведена схема работы конденсационной установки на органическом топливе.

1 — котлоагрегат; 2 — паропровод; 3 — паровая турбина; 4 — турбоэлектрогенератор; 5 — конденсатор; 6 — насосы; 7 — регенеративные водоподогреватели; 8 — деаэратор; 9 — водоподготовительная установка.

Электростанции с конденсационной системой (КЭС) играют значительную роль среди тепловых электростанций. Их принцип работы строится следующим образом:

Этот тип электростанций имеет низкий КПД (30-40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора.

Газопоршневые электростанции

Газопоршневая электростанция (ГПЭС) — станция, которая работает на основе поршневого двигателя внутреннего сгорания и генератора переменного тока, вырабатывающая тепловую и электрическую энергию.

При условиях когда невозможно подключить удаленные объекты к централизованным сетям электро и теплоснабжения, как правило используют газопоршневые электрогенераторные установки, они более автономны.

Газопоршневая электростанция может вырабатывать не только электрическую и тепловую энергии, но и холод. В первом случае такая технология называется когенерацией, а во втором — тригенерацией. Холод используется для вентиляции, охлаждения складов, а также для промышленного холодоснабжения, то есть для охлаждения систем.

В качестве топлива в основном используется природный газ, но также допускается использование других видов газа, например: попутный нефтяной газ, жидкий газ (СПГ), очистной газ. Перед использованием альтернативного вида топлива проводится тщательный анализ этого газа, чтобы он соответствовал определенным требованиям.

Недостаток данной станции представляет собой большой выброс вредных веществ в окружающую среду, за счет выхлопа при сгорании моторного масла. Чтобы уменьшить вредное воздействие на окружающую среду устанавливают дорогостоящие катализаторы, а также строят высокие дымовые трубы.

А к достоинствам можно отнести то, что станция может полноценно работать как на сжиженном газе, так и на сжатом, для станции требуется только чтобы она была подключена к баллону с сжиженным газом.

Принцип работы газопоршневой электростанции

Рассмотрим принцип работы газопоршневой электростанции. На газопоршневые двигатели по топливопроводу подается топливо в виде горючего газа. Пока газ сжигается образуется механическая энергия, которая передается на генератор, где вырабатывается электроэнергия.

Все газопоршневые электростанции в обязательном порядке должны иметь у себя жидкостную систему охлаждения, которая снабжена охлаждающим радиатором.

Во время работы электростанции вырабатывается огромное количество тепла, которое превосходит объемы вырабатываемой электроэнергии. Поэтому точно также как теплоэлектроцентрали они обеспечивают подачу тепла и электроэнергии на предприятия.

Внутреннее устройство парового котла

Внутри котла находится большое количество изогнутых труб, по которым течет нагретая вода. Эта конструкция труб позволяет увеличить количество тепла, передаваемого воде, тем самым создавая больше пара.

В данный момент в паровых котлах используется метод факельного сжигания топлива в топке. Топка собой представляет вертикальную шахту, топливо попадая в нее вместе с воздухом непрерывно продолжает движение по камерной топке. Котел содержит в себе определенное устройства, например — горелка, с помощью нее в топку попадает топливо и воздух. В топке есть система труб, которая служит как поверхность нагрева. Поверхности нагрева можно разделить на три вида, в зависимости от способа передачи тепла:

К радиационным поверхностям нагрева относят топочные экраны, они представляют собой плоские трубные системы. У данной поверхности тип передачи тепла — излучение.

Конвективные поверхности — это поверхность нагрева, которая за счет конвекции получает тепло. К ним относят пароперегреватели и водяные экономайзеры.

Радиационно-конвективная поверхность совмещает в себе две предыдущих поверхности, то есть она воспринимает теплоту как в процессе излучения, так и в процессе конвекции. К ней обычно относят ширмовую поверхность нагрева котла.

Типы тепловых электростанций

Тепловые электростанции очень разнообразны и могут быть разделены по различным характеристикам.

Классификация ТЭС по назначению

В зависимости от типа и назначения отпускаемой энергии тепловые электростанции делятся на:

Классификация ТЭС по типу теплосиловых установок

Тепловые электростанции в зависимости от типа теплосиловых установок делятся на:

Классификация ТЭС по технологической схеме

По технологической схеме паропроводов тепловые электростанции подразделяются на блочные и с поперечными связями.

а) блочная; б) с поперечными связями; К — котел; Т — турбина

1 — магистраль питательной воды, 2 — регулирующий питательный клапан, 3 — паровой котел, 4, 19 — главная паровая и встроенная задвижки, 5 — коллектор перегретого пара, 6 — турбина, 7 — генератор, 8 — конденсатор, 9, 10 — цилиндры высокого и среднего давления, 11, 13 — конденсатные насосы I и II ступеней, 12 — блочная обессоливающая установка, 14, 18 — подогреватели низкого и высокого давления, 15 — деаэратор, 16, 17 — бустерный и питательный насосы, 20 — промежуточный пароперегреватель.

Классификация ТЭС по начальным параметрам

В соответствии с начальным уровнем давления тепловые электростанции делятся на:

https://youtube.com/watch?v=UR1XftEyrwk%3Ffeature%3Doembed

Преимущества и недостатки тепловых электростанций

Ниже в таблице приведены основные преимущества и недостатки тепловых электростанций перед другими видами объектов электрогенерации

Эффективность ТЭЦ

На разных этапах работы электростанции теряется большое количество тепла, в то время как большая часть теряется в конденсаторе. Вот почему их эффективность так низка.

Тепловая эффективность — это безразмерная мера мощности устройства, использующего тепловую энергию, или иным образом отношение тепла, преобразованного в цикле в работу к теплу, подведенному в цикле к рабочему телу. Чем выше этот показатель, тем лучше цикл. На современных тепловых электростанциях тепловой КПД составляет 30%.

На большинстве тепловых электростанций в электроэнергию превращаются только 40% теплоты, которая выделяется в результате сгорания топлива, все остальное выбрасывается в окружающую среду. Однако на некоторых электростанциях это остаточное тепло используется для обогрева близлежащих домов и предприятий. С помощью такой системы вы можете увеличить отдачу на 80%.

Заключение

В этой статье были изучены виды и типы тепловых электростанций. Мы рассмотрели принципы работы конденсационных станций и теплоэлектроцентралей, установили их особенности и основные параметры. Рекомендуем также ознакомиться статьей про геотермальные тепловые электростанции.

https://youtube.com/watch?v=3lpwxVTkpQo%3Ffeature%3Doembed

Тепловая
электростанция (ТЭС),
электростанция,
вырабатывающая электрическую энергию
в результате преобразования тепловой
энергии, выделяющейся при сжигании
органического топлива. Первые ТЭС
появились в кон. 19 в (в 1882 — в Нью-Йорке,
1883 — в Петербурге, 1884 — в Берлине) и
получили преимущественное распространение.
В сер. 70-х гг. 20 в. Т ЭС — основной вид
электрической станций. Доля вырабатываемой
ими электроэнергии составляла: в СССР
и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).

Среди
ТЭС преобладают тепловые
паротурбинные электростанции
(ТПЭС), на которых тепловая энергия
используется в парогенераторе
для
получения водяного пара высокого
давления, приводящего во вращение ротор
паровой
турбины,
соединённый с ротором электрического
генератора (обычно синхронного
генератора). В
качестве топлива на таких ТЭС используют
уголь (преимущественно), мазут, природный
газ, лигнит, торф, сланцы. Их кпд достигает
40%.

ТПЭС,
имеющие в качестве привода электрогенераторов
конденсационные
турбины
и не использующие тепло отработавшего
пара для снабжения тепловой энергией
внешних потребителей, называют
конденсационными
электростанциями. На
которых вырабатывается около 2/3
электроэнергии, производимой на ТЭС.
ТПЭС оснащенные теплофикационными
турбинами и отдающие тепло отработавшего
пара промышленным или коммунально-бытовым
потребителям, называют теплоэлектроцентралями
(ТЭЦ); ими вырабатывается около 1/3
электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТЭС
с приводом электрогенератора от газовой
турбины
называют газотурбинными
электростанциями
(ГТЭС). В камере сгорания ГТЭС сжигают
газ или жидкое топливо; продукты сгорания
с температурой 750—900 «С поступают в
газовую турбину, вращающую электрогенератор.
Кпд таких ТЭС обычно составляет 26—28%,
мощность — до нескольких сотен МВт.
ГТЭС обычно применяются для покрытия
пиков электрической нагрузки.

ТЭС
с парогазотурбинной
установкой,
состоящей из паротурбинного и
газотурбинного агрегатов, называют
парогазовой электростанцией (ПГЭС), кпд
которой может достигать 42 — 43%. Г ТЭС и
ПГЭС также могут отпускать тепло внешним
потребителям, т. е. работать как ТЭЦ.

Цепочка
технологических процессов от доставки
топлива на ТЭС до выдачи электроэнергии
отображена на технологической схеме
рис. 1.


ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Рис
1. Технологическая схема ТЭС

Доставка
твердого топлива осуществляется по
железной дороге в специальных полувагонах
(четырехосные грузоподъемностью 63 т,
шестиосные — 93 т и восьмиосные — 125 т).
Полувагоны с углем взвешивают на
железнодорожных весах. В зимнее время
полувагоны с углем пропускают через
размораживающий тепляк, в котором
осуществляется прогрев стенок полувагона
подогретым воздухом. Далее полувагон
заталкивается в разгрузочное устройство
— вагоноопрокидыватель 1,
в
котором он поворачивается вокруг
продольной оси на угол около 180°; уголь
сбрасывается на решетки, перекрывающие
приемные бункера 2.
Уголь
из бункеров подается питателями на
транспортер, по которому поступает в
узел пересыпки 3;
отсюда уголь подается транспортерами
либо на угольный склад 4,
либо
через дробильное отделение 5
в бункера сырого угля котельной 6,
в
которые может также доставляться с
угольного склада.

Весь
этот топливный тракт вместе с угольным
складом относится к системе топливоподачи,
которую обслуживает персонал
топливно-транспортного цеха ТЭС. Размол
дробленого угля осуществляется в
мельнице 7
с непосредственным вдуванием пылевоздушной
смеси через горелки в топку. Предварительно
подогретый в воздухоподогревателе 8
воздух,
нагнетаемый дутьевым вентилятором 9,
подается
частично в мельницу (первичный воздух)
и частично — непосредственно к горелкам
(вторичный воздух). Дутьевой вентилятор
засасывает воздух через воздухозаборный
короб либо из верхней части котельного
отделения (летом), либо извне главного
корпуса (зимой). Широко распространен
калориферный подогрев воздуха паром
или горячей водой перед подачей его в
воздухоподогреватель.

Пылеугольные
котлы обязательно имеют также растопочное
топливо, обычно мазут. Мазут доставляется
в железнодорожных цистернах 10,
в
которых он перед сливом разогревается
паром. Разогретый мазут сливается по
обогреваемому межрельсовому лотку 11
в
приемный резервуар 12,
из
которого перекачивающими насосами 13
подается
в основной резервуар 14.
Насосом
первого подъема 15
мазут
прокачивается через подогреватели 16,
обогреваемые
паром, после которых насосом второго
подъема 17
подается
к мазутным форсункам. Растопочным
топливом может быть также природный
газ, поступающий из газопровода через
газорегулировочный пункт 18
в
котельную.

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

На
ТЭС, сжигающих твердое топливо в котлах
с жидким шлакоудалением, зола сожженного
в топке котла 19
топлива
частично вытекает в виде жидкого шлака
через сетку пола топки, а частично
уносится дымовыми газами из котла,
улавливается затем в электрофильтре
20
и
собирается в бункерах летучей золы.
Посредством смывных устройств шлак и
летучая зола подаются в самотечные
каналы гидрозолоудаления 21,
из
которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя
предварительно металлоуловитель и
шлакодробилку, поступает в багерный
насос 22,
транспортирующий
ее по золопроводам на золоотвал. Наряду
с гидрозолоудалением находит применение
пневмозолоудаление, при котором зола
не смачивается и может использоваться
для приготовления строительных
материалов.

Дымовые
газы после золоуловителя дымососом 23
подаются
в дымовую трубу 24.
При
работе котла под наддувом необходимость
установки дымососов отпадает.

Подогретый
пар из выходного коллектора пароперегревателя
по паропроводу свежего пара 25
поступает в цилиндр высокого давления
(ЦВД) паровой турбины 26а.
После
ЦВД пар по «холодному» паропроводу
промежуточного перегрева 27
возвращается
в котел и поступает в промежуточный
пароперегреватель 28,
в
котором перегревается вновь до температуры
свежего пара или близкой к ней. По
«горячей» линии промежуточного перегрева
27а
пар
поступает к цилиндру среднего давления.
(ЦСД) 26б,
затем
— в цилиндр низкого давления (ЦНД) 26в
и
из него — в конденсатор турбины 29.
Из
конденсатосборника конденсатора
конденсатные насосы I
ступени 30
подают
конденсат на фильтры установки очистки
конденсата 31,
после
которой конденсатным насосом второй
ступени 32
конденсат
прокачивается через группу подогревателей
низкого давления (ПНД) 33
в
деаэратор 34.
В
деаэраторе вода доводится до кипения
и при этом освобождается от растворенных
в ней агрессивных газов О3
и СО2,
что предотвращает коррозию в пароводяном
тракте. Деаэрированная питательная
вода из аккумуляторного бака деаэратора,
питаемого насосом 35,
подается
через группу подогревателей высокого
давления (ПВД) 36
в
экономайзер 37.
Тем
самым замыкается пароводяной тракт,
включающий в себя пароводяные тракты
котла и турбинной установки.

В
последние годы находит применение
нейтральный водный режим с дозированием
газообразного кислорода во всасывающий
коллектор конденсатных насосов II
ступени. При этом прекращается дозировка
в конденсат или питательную воду
гидразина и аммиака, выпары деаэратора
закрываются.

Концентрация
кислорода в воде 200—400 мкг/кг при высоком
качестве обессоленного конденсата и
отсутствии органических соединений
обеспечивает образование пассивирующих
окисных пленок в конденсатно-питательном
тракте, на поверхностях нагрева ПВД и
парового котла. Применение этого метода
на новых энергоблоках приведет к.
бездеаэраторной схеме.

Пароводяной
тракт ТЭС является наиболее сложным и
ответственным, ибо в этом тракте имеют
место наиболее высокие температуры
металла и наиболее высокие давления
пара и воды. Для обеспечения функционирования
пароводяного тракта необходимы еще
система
приготовления и подачи добавочной воды
на
восполнение потерь рабочего тела и
система
технического водоснабжения ТЭС
для подачи охлаждающей воды в конденсатор
турбины.

Добавочная
вода получается в результате химической
очистки сырой воды, осуществляемой в
специальных ионообменных фильтрах
химводоочистки 38.
Из
бака обессоленной воды 39
добавочная
вода перекачивающим насосом подается
в конденсатор турбины.

Охлаждающая
вода прокачивается через трубки
конденсатора циркуляционным насосом
40
и
затем поступает в башенный
охладитель (градирню) 41, где
за счет испарения вода охлаждается на
тот же перепад температур, на который
она нагрелась в конденсаторе. Система
водоснабжения с градирнями применяется
преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются
системы водоснабжения с прудами-охладителями.
При испарительном охлаждении воды выпар
примерно равен количеству конденсирующегося
в конденсаторах турбин пара. Поэтому
требуется подпитка систем водоснабжения,
обычно водой из реки.

Электрический
генератор 42,
вращаемый
паровой турбиной, вырабатывает переменный
электрический ток, который через
повышающий трансформатор 43
идет
на сборные шины 44
открытого
распределительного устройства (ОРУ)
ТЭС. К выводам генератора через
трансформатор собственных нужд 45
присоединены
также шины собственного расхода 46.
Таким
образом, собственные нужды энергоблока
(электродвигатели агрегатов собственных
нужд — насосов, вентиляторов, мельниц
и т. п.) питаются от генератора энергоблока.
В особых случаях (аварийные ситуации,
сброс нагрузки, пуски и остановки)
питание собственных нужд обеспечивается
через резервный трансформатор с шин
ОРУ.

Надежное
электропитание электродвигателей
агрегатов собственных нужд обеспечивает
надежность функционирования энергоблоков
к ТЭС в целом. Нарушения электропитания
собственных нужд приводят к отказам и
авариям.

Таким
образом, описанная технологическая
схема ТЭС представляет собой сложный
комплекс взаимосвязанных трактов и
систем: топливный тракт, система
пылеприготовления, пароводяной тракт,
газовоздушный тракт, шлакозолоудаление,
электрическая часть, система приготовления
добавочной воды, система технического
водоснабжения.

Тепловая электрическая станция (рисунок общего вида)

1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.


ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Обозначения на схеме ТЭС

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На  современных  ТЭС  и  ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55%  теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5%  от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.