Структурно-функциональная схема ТЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Технологическая схема преобразования энергии на электростанции

2. Структурно-функциональная схема ТЭС

3. Типы тепловых электростанций

4. Выбор пылеприготовительной установки

5. Рабочий процесс производства тепловой и электрической энергии

6. Цикл Карно и цикл Ренкина

7. Тепловой цикл турбинной установки

8. Состав теплового хозяйства и технико-экономические требования к ТЭС

9. Выбор оборудования топливного хозяйства

10. Конденсационные электрические станции (КЭС)

11. Основные составляющие абсолютного КПД станции

12. Выбор тягодутьевых устройств и оборудования золоулавливания и золошлакоудаления

1. Технологическая схема преобразования энергии на электростанции

Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:

энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идет процесс горения -- химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением 13--24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину;

турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;

конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень существенно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовавшейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;

питательный насос для подачи питательной воды в котел и создания высокого давления перед турбиной.

Таким образом, в ПТУ над рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электрическую энергию.

Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности.

Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе (рис. 2.2).

Основными элементами рассматриваемой электростанции являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устройства (электрогенератор,трансформатор и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.

Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспределительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких атмосфер и он подается к горелкам 2, расположенным в поде котла (такие горелки называются подовыми).

Собственно котел представляет собой (вариант) П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть называется топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. На рис. 2.2 показан так называемый вращающийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами, а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы воздух. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилятором рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла подается в его топку -- камеру, в которой происходит горение топлива. При горении образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.

Стены топки облицованы экранами 19 -- трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера24. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Пространство за топкой котла достаточно густо заполнено трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымовыми газами, постепенно остывающими при движении к дымовой трубе 26.

Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элементов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Полученный на выходе из конвективного пароперегревателя пар высоких параметров покидает котел и поступает по паропроводу к паровой турбине.

Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин -- цилиндров.

К первому цилиндру -- цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подводится прямо из котла, и поэтому он имеет высокие параметры (для турбин СКД -- 23,5 МПа, 540 °С, т.е. 240 ат/540 °С). На выходе из ЦВД давление пара составляет 3--3,5 МПа (30--35 ат), а температура -- 300-- 340 °С. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа его деталей в последнем цилиндре. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2--0,3 МПа (2--3 ат) пар поступает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.

Таким образом, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.

И котел, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем лишь ничтожные примеси других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в энергоблоке 1200 МВт за 1 с испаряется, проходит через турбину и конденсируется более 1 т воды). Поэтому нормальная работа энергоблока возможна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты.

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 -- теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни). На рис. 2.2 показана так называемая система оборотного водоснабжения с градирней. Градирня -- это железобетонная пустотелая вытяжная башня (рис. 2.3) высотой до 150 м и выходным диаметром 40--70 м, которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через воздухо-направляющие щиты.

Внутри градирни на высоте 10--20 м устанавливают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5--2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10 (см. рис. 2.2), и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в конденсатор 12. Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходитдеаэрация -- удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводимым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД).

Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД -- это основной и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расширился в турбине от входа до трубопровода отбора, выработал определенную мощность, а поступив в регенеративный подогреватель, передал свое тепло конденсации питательной воде (а не охлаждающей!), повысив ее температуру и тем самым сэкономив расход топлива в котле. Температура питательной воды котла за ПВД, т.е. перед поступлением в котел, составляет в зависимости от начальных параметров 240--280 °С. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата.

Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную теплоту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 24 и в воздухоподогреватель 25, в которых они охлаждаются до температуры 140--160 °С и направляются с помощью дымососа 27 к дымовой трубе 26. Дымовая труба создает разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, она рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях.

Если на ТЭС используется твердое топливо, то она снабжается топливоподачей и пылеприготовительной установкой. Прибывающий на ТЭС в специальных вагонах уголь разгружается, дробится до размера кусков 20--25 мм и ленточным транспортером подается в бункер, вмещающий запас угля на несколько часов работы. Из бункера уголь поступает в специальные мельницы, в которых он размалывается до пылевидного состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилятором подается воздух, нагретый в воздухоподогревателе. Горячий воздух смешивается с угольной пылью и через горелки котла подается в его топку в зону горения.

Пылеугольная ТЭС снабжается специальными электрофильтрами, в которых происходит улавливание сухой летучей зоны. Зола, образующаяся при горении топлива и не унесенная потоком газов, удаляется из донной части топки и транспортируется на золоотвалы.

В скобках на рис. 2.1 приведены показатели, осредненные за годовой период работы пылеугольной ТЭС, состоящей из шести энергоблоков мощностью 300 МВт и четырех энергоблоков мощностью 500 МВт. Видно, что показатели пылеугольной ТЭС существенно хуже (в нашем случае абсолютный КПД пылеугольной ТЭС на 1,6 % ниже газомазутной) вследствие худшей работы котла и больших расходов топлива на собственные нужды, которые перекрыли даже экономию от более глубокого вакуума в конденсаторе.

Схематическое изображение оборудования и связей между ним, представленное на рис. 2.2, достаточно наглядно. Но представление всех связей даже для схемы, показанной на рис. 2.2, вызывает немалые трудности. Поэтому, для изображения оборудования электростанции во всей его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют тепловые схемы -- графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему. Пример тепловой схемы рассмотренной ТЭС приведен на рис. 2.5. При этом для более легкой идентификации мы сохранили одинаковые номера для одинакового оборудования.

Основным строительным сооружением ТЭС является главный корпус, поперечный разрез по которому показан на рис. 2.6. Он состоит из трех отделений: турбинного, деаэраторного и котельного.

Турбинное отделение включает в себя рамный фундамент -- железобетонное сооружение, состоящее из нижней фундаментной плиты, установленной на грунт, вертикальных колонн и верхней фундаментной плиты, опирающейся на колонны. На верхнюю фундаментную плиту, расположенную в данном случае на высотной отметке 13,5 м, устанавливают цугом паровую турбину, электрогенератор и возбудитель (эту совокупность называют турбоагрегатом).

Помещение, в котором располагается турбина, называется машинным залом (машзалом). Общий вид машзала типичной ТЭС показан на рис. 2.7. Турбоагрегаты, закрытые металлическими кожухами, размещаются поперек машзала, между ними имеются свободные пространства на всю высоту здания от нулевой отметки до кровли для установки оборудования, имеющего большую высоту (например, ПВД). Справа и слева от турбоагрегатов в машзале имеются свободные проходы.

Под полом машзала находится конденсационное помещение, поскольку в нем на нулевой высотной отметке располагается конденсатор, присоединенный своим входным патрубком к выходному патрубку турбины. Как правило, на нулевой отметке или ниже ее размещают также конденсатные насосы, насосы маслоснабжения и некоторое другое оборудование. Конденсационное помещение содержит также многочисленные этажерки, на которые устанавливают питательный насос с его приводом (электродвигатель или небольшая паровая турбина), сетевые подогреватели (для ТЭЦ), вспомогательные устройства для пуска и остановки различного оборудования ТЭС.

Котельное отделение находится в правой части главного корпуса (см. рис. 2.6). Здесь размещаются котлы. За стеной котельного отделения на открытом воздухе располагаются воздухоподогреватели, дымососы идымовая труба (обычно общая для нескольких энергоблоков).

Между турбинным и котельным отделением размещают деаэраторное отделение. На деаэраторной этажерке в данном случае высотной отметке 26,1 м размещают деаэраторы.

Конденсат, подвергаемый деаэрации, и пар для его нагрева (см. рис. 2.2 и 2.5) деаэраторы получают из турбинного отделения. Из деаэраторов питательная вода поступает к питательному насосу и затем в ПВД (а из них -- в котлы).

В деаэраторном помещении на высотной отметке машзала располагают щиты управления котлами и турбинами со всеми необходимыми приборами и автоматикой. Здесь находятся операторы, управляющие работой ТЭС.

2. Структурно-функциональная схема ТЭС

В отличие от принципиальной тепловой схемы функциональная (полная или развернутая) схема ТЭС и АЭС содержит все основное и вспомогательное оборудование, все агрегаты и системы - рабочие, резервные и вспомогательные, а также трубопроводы с арматурой и устройствами, обеспечивающими превращение тепловой энергии в электрическую. Здесь в соответствии с технологическим процессом и функциональным назначением указываются все возможные подключения и переключения однотипного (основного, вспомогательного и резервного) оборудования.

Функциональная схема определяет количество основного и вспомогательного оборудования, арматуры, байпасных линий, пусковых и аварийных систем, их типоразмеры и сопровождается соответствующей спецификацией.

Полная схема и ее спецификация характеризуют надежность и уровень технического совершенства ТЭС и АЭС и предусматривают возможность работы на всех режимах, включая операции пуска, останова и перехода с одного режима на другой.

Для обеспечения надежности ТЭС и АЭС отдельные виды оборудования, включая паропроводы, насосы и т.п. дублируются. Например, при установке одного питательного насоса с турбоприводом, рассчитанного на номинальный расход питательной воды, устанавливается резервный электроприводный питательный насос 50-% подачи.

По функциональному назначению и влиянию на надежность работы энергоблока или электростанции в целом все элементы и системы функциональной схемы можно разделить на четыре группы.

К 1-ой группе относятся элементы и системы, отказ которых приводит к полному останову основного блока. Такими элементами являются: реактор, котел, турбина, главные паропроводы с их арматурой, конденсационное устройство и др.

Во 2-ю группу включают элементы и системы, отказ которых приводит к частичному отказу энергоблока, т.е. пропорциональному уменьшению электрической мощности и отпускаемой теплоты. К таким элементам относятся тягодутьевые машины, питательные и конденсатные насосы, котлы в дубль-блочных схемах и др.

В 3-ю группу включают элементы, отказ которых приводит к понижению экономичности энергоблока или электростанции без ущерба выработки электрической и тепловой энергии, например, регенеративные воздухоподогреватели.

К 4-ой группе относятся элементы и системы, обеспечивающие предотвращение и локализацию аварий и радиационную безопасность на АЭС. Сюда относится оборудование системы циркуляции теплоносителя для отвода остаточного тепловыделения в реакторе после его остановки, оборудование систем управления и аварийной защиты.

Надежность работы всех указанных групп оказывается взаимосвязанной.

Расчет количественных показателей надежности сложных технических систем, таких как ТЭС и АЭС, требует составления структурных (логических) схем, которые, в отличие от функциональных, отражают не физические, а логические связи.



Рис.2. Функциональная схема паротурбинного блока

Структурная схема выглядит следующим образом:

Рис.3. Структурная схема паротурбинного блока

Отказ котла, турбины, электрогенератора и деаэратора приводит к останову всего энергоблока, отказ же питательного насоса приводит к уменьшению мощности блока на 50%, а аварийный останов конденсатного насоса приводит к уменьшению мощности на 30%.

Степень детализации структурной схемы определяется характером решаемых задач. В качестве элементов структурной схемы необходимо выбирать такое оборудование или систему, которые имеют определенное функциональное назначение и рассматриваются как неразложимое целое, имеющее данные по надежности. Например, такой элемент структурной схемы как паровая турбина или паровой котел может быть представлен в качестве системы.

3. Типы тепловых электростанций

Для привода электрических генераторов на тэс России применяют, как правило, паровые турбины мощностью до 1200 МВт и (ограниченно) газовые турбины мощностью до 100 --150 МВт.

Паротурбинные электростанции, вырабатывающие один вид энергии -- электрическую, оснащают турбинами конденсацивнного типа и называют конденсационными электростанциями (КЭС). Эти станции называют сокращенно ГРЭС (государственные районные электрические станции). Атомные конденсационные электрические станции называют сокращенно АЭС.

На АЭС устанавливают паровые турбоагрегаты мощностью до 1000 МВт. На электростанциях, вырабатывающих и отпускающих два вида энергии -- электрическую и тепловую, устанавливают паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара, частично -- турбины с противодавлением. Такие тепловыеэлектростанции называют теплоэлектроцентралями: на органическом топливе -- тэц, на ядерном топливе--Атэц.

На тэц и Атэц осуществляют комбинированное производство и отпуск двух видов энергии -- электрической и тепловой. Централизованное теплоснабжение потребителей с использованием отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе теплового потребления называют теплофикацией. Турбины соответствующего типа называют теплофикационными.

Мощность тэц составляет свыше 36 % мощности тепловых электростанций страны. Более 60 % электроэнергии на тэц вырабатывается на базе теплового потребления. Благодаря использованию отработавшей теплоты тэц обеспечивают большую экономию топлива, расходуемого на производствоэлектроэнергии в стране. По времени возникновения теплофикации и теплоэлектроцентралей и масштабам их развития России является первой страной в мире. Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. тэс с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты-- турбинный и котельный и связанное с ними непосредственно вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом, питающим ее паром, образует моноблок.

В Советском Союзе первоначально применяли энергоблоки с двумя котлами на одну турбину -- дубль-блоки. В настоящее время в течение ряда лет применяют моноблоки даже для мощных энергоблоков 500 и 800 МВт на твердом топливе. Наиболее мощный энергоблок 1200 МВт на газомазутном топливе выполнен также в виде моноблока. Применение дубль-блоков не оправдало себя экономически и по условиям эксплуатации. Переход к блочной структуре тэс обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды, а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования. Главные трубопроводы энергоблоков не имеют соединения между собой. Общими для энергоблоков тэс являются лишь вспомогательные линии, служащие для пусковых операций, подвода добавочной воды и других целей. Выполнение крупнейших энергоустановок тэс в виде моноблоков с однокор-пусными паровыми котлами свидетельствует о крупном техническом прогрессе отечественного котлостроения. Все современные КЭС и тэц с промежуточным перегревом пара, а также АЭС v Атэц -- блочного типа, а тэц без промежуточного перегрева пара выполняют блочными или неблочного типа с объединением главных трубопроводов в общую систему. Энергоблоки АЭС имеют по два (первоначально даже по три) турбоагрегата на один ядерный реактор; в настоящее время их выполняют преимущественно в виде моноблоков с одним турбоагрегатом на реактор.

На КЭС в СССР установлены моноблоки 150 и 200 МВт с параметрами пара перед турбиной 13 МПа, 540/540 °С; 300, 500 и 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540 °С. Наиболее мощный в мире одновальный турбоагрегат 1200 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540/540 °С установлен в СССР (на Костромской ГРЭС).

Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс (КАТЭК) по плану должен состоять из восьми конденсационных электростанций по 6400 МВт с 8 энергоблоками по 800 МВт на каждой КЭС. В Экибастузский комплекс войдут пять КЭС мощностью по 4000 МВт, с восемью энергоблоками по 500 МВт на каждой КЭС. На тэц Советского Союза работают преимущественно турбины мощностью по 100, 135 и 175 МВт на паре с параметрами 13 МПа, 555 °С, без промежуточного перегрева пара, а в наиболее крупных городах -- по 250 МВт, на паре со сверхкритическими параметрами и промежуточным перегревом пара с параметрами 24 МПа, 540/540 °С. На АЭС применяют ядерные реакторы на тепловых нейтронах типов ВВЭР и РБМК на насыщенном водяном паре с начальным давлением 6,0--6,5 МПа. Ведутся работы по освоению реакторов на быстрых нейтронах. По решению XXVII съезда КПСС необходимо ускорить строительство АЭС с такими реакторами.

К базовым электростанциям относятся в первую очередь АЭС, наиболее современные и мощные КЭС, в значительной мере тэц, а также ГЭС без регулирования стока воды. Для покрытия максимума (пика) нагрузки целесообразно использовать газотурбинные установки достаточной единичной мощности. Ведутся работы по созданию воздушных аккумулирующих установок, нагнетающих воздух под давлением примерно до 6 МПа в подземные емкости в ночные часы, а днем, в часы пик, использующих этот воздух для выработки электроэнергии в воздушных или газовых турбинах. Для снятия пиков нагрузки широко применяют гидроэлектростанции (ГЭС) с регулируемым стоком воды, кстати, сродная технология применяется при изготовлении стеклопакетов Алматы (Казахстан). Сооружают гидроаккумулирующие сточные электростанции (ГАЭС), закачивающие воду в верхние водохранилища и использующие ее энергию днем, в часы пиков нагрузки. В полупиковой области электрической нагрузки могут работать энергоблоки до 300 МВт. работа АЭС в этой области встречает значительные трудности.

Для работы в полупиковой области нагрузок создают полупиковые энергоблоки, в частности мощностью до 500 МВт с параметрами пара 13 МПа, 510/510 °С. Ведутся работы по использованию КЭС с энергоблоками 500 и 800 МВт в таком режиме. В полупиковой области возможна работаэнерго-блоков 150 и 200 МВт; в этой и пиковой областях широко используют электростанции с агрегатами меньшей мощности (100 МВт и менее). Для повышения эффективности действующих электростанций конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее, а также 150 и 200 МВт переводят на работу с ухудшенным вакуумом для работы в качестве теплофикационных.

Современное мощное и экономичное оборудование используют первоначально в базовом режиме.

С течением времени оно вытесняется из области базовой нагрузки более новым и совершенным оборудованием последовательно в полупиковую и даже пиковую области нагрузок. Наиболее изношенное неэкономичное оборудование подлежит демонтажу.

4. Выбор пылеприготовительной установки

электростанция топливный золоулавливание

Пылеприготовительные установки выполняют преимущественно по индивидуальной системе, обычно с замкнутой, иногда с разомкнутой схемой сушки топлива. В замкнутых схемах уголь подсушивается горячим воздухом в мельнице. Выделенная при подсушке влага в виде водяных паров вводится в топочную камеру; водяные пары смешиваются с газообразными продуктами горения подсушенного топлива, проходят через газоходы парового котла и удаляются из него с общим потоком уходящих газов. Оборудование пылеприготовления с замкнутой схемой сушки устанавливают индивидуально у каждого парового котла. При сжигании углей с малым выходом летучих (АШ, тощий уголь и др.), требующих тонкого размола, применяют тихоходные шаровые барабанные мельницы (ШБМ) и систему пылеприготовления с промежуточным бункером пыли. Благодаря пылевому бункеру угольные мельницы можно загружать полностью, независимо от нагрузки парового котла. Если бункер заполнен пылью, мельницы можно останавливать, экономя при этом электроэнергию на размол угля. При ШБМ это имеет большое значение, так как энергия расходуется в ШБМ на подъем мелющих шаров и потребляемая ими мощность не зависит практически от расхода топлива. Следовательно, эти мельницы потребляют постоянную мощность, одинаковую при полной нагрузке и холостом ходе, а удельный расход энергии на размол непрерывно снижается с ростом нагрузки. При использовании мягких бурых углей и каменных углей с относительно большим выходом летучих (более 30 %) допускается более грубый помол и применяют быстроходные молотковые мельницы (ММ). Мощность, потребляемая этими мельницами, возрастает с увеличением их нагрузки; холостой расход энергии составляет 40--60 %. полного расхода. Такие мельницы применяют обычно в сочетании с более простой системой пылеприготовления -- с непосредственной подачей пыли в топочную камеру, без промежуточного бункера пыли. При длительном снижении нагрузки котла часть этих мельниц выключают. Мельницы на новых крупных тэс выбирают обычно наибольшей имеющейся производительности (50--70 т/ч). На паровой котел производительностью 420 т/ч и более устанавливают две-три шаровые барабанные мельницы общей производительностью, обеспечивающей ПО %. номинальной нагрузки парового котла, или четыре -- восемь (не менее трех) молотковых мельниц; при выходе одной из них оставшиеся должны обеспечить не менее 90 %. нагрузки парового котла. Влажность пыли выбирается из условия надежной ее текучести, в частности для антрацита и тощего угля -- ниже гигроскопической. Кроме шаровых барабанных и молотковых мельниц за рубежом, а в последнее время и в СССР для размола каменных углей применяют среднеходные мельницы. Размол мягких бурых углей и торфа производят также в мелющих вентиляторах (MB). Их применяют на электростанциях, использующих бурые угли. Шаровые барабанные мельницы (ШБМ) номинальной производительностью 50 т/ч по АШ получили значительное распространение на энергоблоках 200 и 300 МВт для размола преимущественно АШ. Мельницы Ш-50А имеют барабан диаметром 3,7 м при длине 8,5 м, допускающий перевозку его по железной дороге в собранном виде. Привод выполнен с косозубыми шестернями шириной 800 мм. Шаровая загрузка равна 100 т. Продолжительность работы достигает 20 000 ч. В новых мельницах типа Ш-50 (ШБМ-400/800) также применяют косозубые шестерни, частота вращения составляет я=0,76. Более крупные мельницы Ш-70 с диаметром барабана 4,0 и длиной 10,0 м для энергоблоков 300 МВт и ШБММ-70 с диаметром барабана 3,4 и длиной 13,6 м для энергоблоков 800 МВт с центральным пылезаводом рассчитаны на производительность 70 т/ч по АШ. Мельницы ШБММ-70 имеют механическую выгрузку угольной пыли. Крупные молотковые мельницы с диаметром ротора 2 м и больше и окружной скоростью до 80 м/с используются, в частности, для энергоблоков 300 и 500 МВт. Эти мельницы (ММТ) 2000/2600/735, 2600/2550/590 и 2600/3350/590 производительностью соответственно 24, 40 и 55 т/ч по экибастузскому углю имеют центробежные сепараторы. Мельницы ММТ 2600/3350/590 выполняют также с инерционным сепаратором производительностью 100 т/ч по сырому иазаровскому углю. Современные молотковые мельницы и их пылесистемы работают с избыточным давлением, создаваемым основным дутьевым вентилятором или вентилятором горячего дутья. Тонина помола регулируется шиберами или створками при постоянном расходе воздуха в пылесистеме. Продолжительность работы бил при размоле малоабразивных топлив равна 700--1500 ч; при размоле абразивных топлив производительность мельниц снижается примерно на 20 %. Среднеходные мельницы (СМ) изготовляются производительностью 16 т/ч и разработаны с производительностью 50 т/ч (трехвалковая мельница МВС-240) по каменному углю. При применении износостойких металлов (чугун 300Х13ГЗМ и др.) срок службы валков и размольных столов достигает 4000 и 6000 ч. Применение СМ для размола каменных углей перспективно, в частности они освоены для паровых котлов с жидким шлакоудалением и прямым вдуванием пыли. Проверяется работа СМ в энергоблоке 300 МВт на экибас-тузском угле. Целесообразно применение также роликовых среднеходных мельниц производительностью 80--¦ 100 т/ч по каменному углю. Мельницы-вентиляторы для размола мягких топлив (бурые угли, торф) освоены производительностью до 40 т/ч и разработаны производительностью до 60 т/ч (по лигниту с теплотой сгорания около 5000-- 6000 кДж/кг) в системе пылеприготовлеиия с газовой сушкой и пылеконцентраторами. Диаметр ротора крупных мельниц-вентиляторов достигает 3,3 м при ширине колеса 0,8 м; частота вращения 490 об/мин, окружная скорость 85 м/с. Температура горячего воздуха для подачи в топку пыли не ограничивается, но температура пылевоздушной смеси перед горелками при выходе летучих в каменных углях 15 %, и более должна быть не выше 160 °С. Для антрацитов температура горячего воздуха по условиям взрывобезопасности не ограничивается.

В пылеприготовительных установках контролируются, в частности, бесперебойное поступление топлива в мельницы, уровень пыли в бункерах (не менее 3 м для обеспечения работы питателей); температура пыли в бункерах, исправность предохранительных клапанов.

5. Рабочий процесс производства тепловой и электрической энергии

Паровой котел представляет собой систему поверхностей нагрева для производства из воды пара. Химически подготовленная обессоленная вода, которая непрерывно поступает в паровой котел, называется питательной. В котле питательная вода сначала нагревается до температуры насыщения и испаряется, а затем насыщенный пар перегревается до необходимой температуры.

Нужная для этого процесса теплота выделяется при сжигании топлива, которое подается в топку котла вместе с необходимым для горения воздухом. При сжигании топлива образуются продукты сгорания - теплоноситель, который на поверхностях нагрева отдает теплоту воде, пару и воздуху, используемому при горении. После поверхностей нагрева продукты сгорания с относительно низкой температурой удаляются в атмосферу через дымовую трубу. На электростанциях большой мощности дымовые трубы выполняют высотой 200-300 м и более с целью снижения местной концентрации загрязняющих веществ в воздухе. При сжигании топлива остаются зола и шлаки, которые также удаляются из котлоагрегата.

Расширяясь в направляющих и рабочих лопатках турбины, пар отдает свою внутреннюю тепловую энергию, превращая ее в кинетическую энергию вращения ротора. С ротором связан генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую.

На современных конденсационных электростанциях (КЭС) с агрегатами мощностью более 200 МВт применяют промежуточный перегрев пара. Обычно используют одноступенчатый промежуточный перегрев, а в установках очень большой мощности применяется двойной промежуточный перегрев, при котором пар из промежуточных ступеней турбины дважды возвращается в котел. Промежуточный перегрев пара увеличивает коэффициент полезного действия турбины и уменьшает удельный расход пара на выработку электроэнергии. Он также снижает влажность пара в ступенях низкого давления турбины, что уменьшает эрозию ее лопаток.

Пройдя через проточную часть турбины, сработанный пар направляется в конденсатор. В нем он охлаждается, отдавая остатки теплоты циркулирующей по трубкам конденсатора воде из естественного (озеро, река) или искусственного (градирня) источника, и конденсируется. Полученный конденсат снова возвращается в котел.

В термодинамическом отношении наибольшее количество тепла от сжигаемого топлива (около 50 %) расходуется на процесс перехода воды из жидкого состояния в газообразное, то есть на процесс кипения. Из-за того, что процесс конденсации пара обратный кипению, потери тепла в конденсаторе турбины являются наиболее значительными и определяющими для экономической эффективности производства. На наиболее современных мощных конденсационных энергоблоках удельный расход условного топлива на отпущенный 1 кВт·час электроэнергии составляет 315-350 г.

В отличие от КЕС на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) имеется дополнительное оборудование (теплообменники) для производства тепловой энергии. В проточной части турбины (в зоне относительно низких давлений: 1,0-2,0 кг/см2) имеются регулируемый отбор частично отработанного пара. Из этого отбора значительная часть пара направляется в теплообменник для нагревания сетевой воды. Чем выше тепловая нагрузка, тем большее количество пара направляется в этот отопительный отбор для нагревания сетевой воды из системы централизованного теплоснабжения. Из-за того, что процесс конденсации пара происходит в теплообменнике с сетевой водой, количество пара, направляющегося в «хвостовую» часть турбины и далее в конденсатор, пропорционально уменьшается. Поэтому, несмотря на некоторое снижение выработки электроэнергии из-за отбора пара из проточной части турбины, вследствие уменьшения потерь тепла в конденсаторе турбины технико-экономические показатели электростанции существенным образом улучшаются.

Так, удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт·час электроэнергии для энергоблока № 3 Харьковской ТЭЦ-5 составляет 215 г (при номинальной тепловой и электрической нагрузке), удельный расход условного топлива на отпуск 1 Гкал тепловой энергии составляет 140 кг. Для сравнения: удельный расход условного топлива на отпуск 1 Гкал тепла в водогрейных котлах составляет 157-165 кг.

Из конденсатора конденсат перекачивается конденсатным насосом через подогреватели низкого давления в деаэратор, где снова нагревается до кипения. При этом вода освобождается от кислорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Из деаэратора вода бустерными насосами (на блоках малой мощности не используются) подается к питательным насосам и через подогреватели высокого давления поступает в паровой котел. Подогрев конденсата в подогревателях низкого давления и питательной воды в подогревателях высокого давления осуществляется паром, частично сработавшим в турбине, - так называемый регенеративный подогрев. Он также повышает КПД паротурбинной установки, уменьшая потери теплоты в конденсаторе.

Таким образом, на КЕС паровой котел питается конденсатом производимого им пара. Часть конденсата при этом теряется. На ТЭЦ часть пара может также отводится на технологические нужды промышленных предприятий или использоваться для бытовых потребителей. На КЕС потери составляют незначительную часть общих расходов пара - до 1 %. Для их пополнения необходимо добавление воды, предварительно обработанной химводоочисткой. На ТЭЦ эта добавка может достигать 30-50 %, а иногда и больше. Кроме этого, на ТЭЦ необходимо большое количество (сотни тонн в час) подпиточной воды для возмещения потерь в тепловых сетях.

К числу устройств и механизмов, которые обеспечивают работу парового котла, относятся:

топливоприготовительные устройства, выполняющие подачу топлива нужного качества и количества;

дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения;

дымососы, предназначенные для отведения продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу;

дымососы рециркуляции дымовых газов, возвращающие часть дымовых газов обратно в цикл для регуляции температуры перегретого пара и снижения выбросов окислов азота;

регенеративные воздухоподогреватели, позволяющие поднять температуру подающегося в топку воздуха за счет отбора тепла от выходных дымовых газов.

Паровой котел и комплекс указанного оборудования вместе образуют котельную установку.

Для технологических потребностей химцеха, электроцеха и ремонтных подразделений на ТЭС есть мощная компрессорная. Поскольку охлаждение генераторов осуществляется с использованием водорода, в технологическую цепь ТЭС включена электролизная. На ТЭС есть собственно маслогохозяйство, где хранится чистое и отработанное турбинное и трансформаторное масло, а также выполняется грубая очистка масла от механических примесей и влаги.



Принципиальная технологическая схема производства энергии

6. Цикл Карно и цикл Ренкина

Цикл Карно состоит из четырёх стадий:

1. Изотермическое расширение (на рисунке -- процесс A>Б). В начале процесса рабочее тело имеет температуру TH, то есть температуру нагревателя. Затем тело приводится в контакт с нагревателем, который изотермически (при постоянной температуре) передаёт ему количество теплоты QH. При этом объём рабочего тела увеличивается.

2. Адиабатическое (изоэнтропическое) расширение (на рисунке -- процесс Б>В). Рабочее тело отсоединяется от нагревателя и продолжает расширяться без теплообмена с окружающей средой. При этом его температура уменьшается до температуры холодильника.

3. Изотермическое сжатие (на рисунке -- процесс В>Г). Рабочее тело, имеющее к тому времени температуру TX, приводится в контакт с холодильником и начинает изотермически сжиматься, отдавая холодильнику количество теплоты QX.

4. Адиабатическое (изоэнтропическое) сжатие (на рисунке -- процесс Г>А). Рабочее тело отсоединяется от холодильника . При этом его температура увеличивается до температуры нагревателя.

КПД цикла Карно:

Отсюда видно, что КПД цикла Карно с идеальным газом зависит только от температуры награвателя (Tн) и холодильника (Тх).

Из уравнения следуют выводы:

1. Для повышения КПД тепловой машины нужно увеличить температуру нагревателя и уменьшить температуру холодильника;

2. КПД тепловой машины всегда меньше 1.

Цикл Карно обратим, так как все его составные части являются равновесными процессами.

Цикл Ренкина -- термодинамический цикл преобразования тепла в работу с помощью водяного пара.

Термодинамические исследования цикла Ренкина показывают, что его эффективность в большей степени зависит от величин начальных и конечных параметров (давления и температуры) пара.

.

Цикл Ренкина состоит из следующих процессов:

изобара линия 4-5-6-1. Происходит нагрев и испарение воды, а затем перегрев пара. В процессе затрачивается теплота .

адиабата линия 1-2. Процесс расширения пара в турбине, то есть её вращение паром ().

изобара линия 2-3 Конденсация отработанного пара с отводом теплоты охлаждающей водой.

адиабата линия 3-4. Сжатие сконденсировавшейся воды до первоначального давления в парогенераторе с затратой работы .

При прохождении цикла Ренкина в обратном направлении (1--6--5--4--3--2--1) он описывает рабочий процесс холодильной машины с двухфазным рабочим телом (то есть претерпевающим в ходе процесса фазовые переходы от газа к жидкости и наоборот). Холодильные машины, работающие по этому циклу, сфреоном в качестве рабочего тела широко используются на практике в качестве бытовых холодильников, кондиционеров и промышленных рефрижераторов с температурой морозильника до ?40 °C.

7. Тепловой цикл турбинной установки

Паровая турбина является одним из элементов теплоэнергетической установки. На рис. 1.6 представлена принципиальная схема простейшей такой установки. Изменение состояния пара в так называемом цикле Ренкина при прохождении паром отдельных элементов установки иллюстрируется Г, ^-диаграммой.

Питательный насос 1 повышает давление воды до рпь и подает ее в котел 2, затрачивая при этом на 1 кг питательной воды работу Ьн. . Процесс изоэнтропийного сжатия воды насосом в утрированном масштабе изображен в Г, д-диаграмме линий аа (рис. 1.7).

В котле происходит нагрев воды при постоянном давлении до температуры кипения (линия аЪ в Г, л-диаграмме) и испарение ее (линия Ьс). Пар далее поступает в перегреватель 5, где температура его повышается до Т0. Процесс подведения теплоты в перегревателе представлен линией Ы,

Подвод теплоты в идеальной котельной установке, в том числе в пароперегревателе, происходит при постоянном давлении /70, так что количество теплоты </ь перешедшей к воде и пару, целиком расходуется на повышение энтальпии пара и может быть представлено для 1 кг участвующего в процессе пара разностью

где И0 -- энтальпия пара, вышедшего из перегревателя; Ипвэнтальпия питательной воды при входе в котел.

Теплота, сообщенная пару в котле и перегревателе, изображается в Г, -диаграмме площадью аЬЫ21.

Пар, вышедший из пароперегревателя с энтальпией А0, направляется к турбине 4 и, расширяясь в ней, совершает работу Ьт. Для турбины, приводящей электрогенератор 6 и работающей без потерь и теплообмена с внешней средой, процесс расширения протекает по изоэнтропе, которая изображена линией йе в Г, 5-диаграмме. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор 5. Здесь при неизменном давлении рж производится отвод теплоты от пара к охлаждающей воде, пар конденсируется, и конденсат с энтальпией к% откачивается насосом / и снова подается в котел. Отводу теплоты в конденсаторе отвечает процесс еа в Г, 5-диаграмме.

Таким образом замыкается цикл водяного пара в теплоэнергетической установке. Теплота </2, отнятая от 1 кг пара при постоянном давлении в конденсаторе, при изоэнтропийном расширении пара в турбине определяется разностью энтальпий



где Нк1 -- энтальпия отработавшего в турбине пара при изоэнтропийном процессе расширения; кк -- энтальпия конденсата. В рассмотренном замкнутом цикле работа, которую можно получить от 1 кг пара, выразится в тепловых единицах разностью

Перепишем это уравнение таким образом:

--работа, затрачиваемая в насосе.

Площадь, эквивалентная работе 2,, заштрихована в Т, з-диаграмме на рис. 1.7.

Абсолютный КПД идеальной установки, работающей без потерь в турбине, т. е. при изоэнтропийном расширении пара, представляется отношением

Это выражение можно переписать таким образом:

Если не учитывать работу насоса, то абсолютный КПД идеального цикла перепишется так:

В дальнейшем, кроме специально оговоренных случаев, будем рассматривать экономичность установки без учета работы насоса.

Разность начальной и конечной энтальпий при изоэнт-ропийном расширении пара Н0 = ЬТ{ = Н0 -- Нкг находится непосредственно из Л, я-диаграммы (рис, 1.8). Н0 принято называть располагаемым теплоперепадом.

Если расширение заканчивается в области влажного пара, то #0 может быть просто подсчитано (рис. 1.7):



Если расширение заканчивается в области перегретого пара, то для подсчета Я0 можно приближенно воспользоваться уравнением идеального газа и написать

--показатель изоэнтропы для перегретого пара;

р0 и 1?0- -начальные параметры пара; рк -- давление в конце расширения.

Параметры пара могут определяться по термодинамическим таблицам водяного пара, по Л, я-диаграмме, а при использовании ЭВМ--по аналитическим зависимостям. Последние в несколько упрощенном виде, но с точностью, достаточной для учебных и многих инженерных расчетов, представлены в приложении 1 [34].

В действительности в турбине в результате потерь при расширении пара линия процесса отклоняется от изоэнтропы, как показано в Л, ^-диаграмме на рис. 1.8 линией (1/. Таким образом, энтальпия Лк отработавшего пара выше, чем йк„ а фактически развиваемая- 1 кг пара внутри турбины работа

меньше располагаемого теплоперепада Я0.

увеличится по сравнению с теплотой идеального цикла, а работа, развиваемая паром внутри турбины, уменьшится и представится разностью Н1 = цх--цг или разностью площадей аЬсс!еа -- 2е/32, откуда

Последняя площадь представляет собой отводимую охлаждающей водой теплоту, обусловленную потерями при расширении пара в турбине. В том случае, когда конец процесса расширения лежит в области влажного пара, эта теплота будет равна произведению ГкД.у, где Д.? -- приращение энтропии, вызванное потерями при расширении пара в турбине. Работа, которую 1 кг пара развивает внутри турбины, называется использованным теплоперепадом Я,-.

Отношение использованного теплоперепада к располагаемому называется относительным внутренним КПД:

Для случая расширения в область влажного пара

Отношение теплоты, превращенной в работу внутри турбины, к теплоте, сообщенной рабочему веществу в котле, называется абсолютным внутренним КПД:



Относительный внутренний КПД турбины может быть найден также сравнением мощности, развиваемой паром внутри турбины, и мощности идеальной машины. В самом деле, умножив числитель и знаменатель отношения (1.5) на секундный расход пара (7, получим в числителе внутреннюю мощность, развиваемую турбиной, а в знаменателе--мощность идеальной турбины:

Точно так же абсолютный КПД может быть представлен как отношение внутренней мощности к секундному расходу теплоты, подведенной к рабочему веществу, т. е.

Не вся мощность, развиваемая паром внутри турбины, используется потребителем, так как часть ее расходуется на преодоление механических потерь. Эффективная мощность, развиваемая турбиной на муфте, соединяющей вал турбины с валом приводимой машины, меньше внутренней мощности. Отношение эффективной мощности к внутренней называется механическим КПД:

Отношение эффективной мощности к мощности идеальной турбины называется относительным эффективным КПД:

а отношение эффективной мощности к расходуемой теплоте -- абсолютным эффективным КПД:

Если паровая турбина служи! в качестве привода генератора электрического тока, то электрическая мощность ЛГЭ, отдаваемая с выводов генератора, меньше эффективной мощности Ие турбины. Отношение электрической мощности, отданной с выводов генератора, к эффективной мощности турбины, затрачиваемой на вращение ротора генератора, называется КПД электрического генератора и обозначается

Отношение электрической мощности к мощности идеальной турбины называется относительным электрическим КПД:



Наконец, отношение электрической мощности, выраженной в тепловых единицах, к расходуемой в единицу времени теплоте в котле называется абсолютным электрическим КПД:

Найденные выше КПД, а также мощности сопоставим в виде табл. 1.1, относящейся к простейшей схеме установки с конденсационной паровой турбиной (рис. 1.6).

Величина абсолютного КПД не характеризует эффективности всей электрической станции в целом, гак как не учитывает потерь теплоты в котле, расхода энергии на привод насосов (основная составляющая так называемых собственных нужд электростанции), потерь давления в трубопроводах и т. д. Иногда подсчитывают абсолютный КПД турбинной установки нетто, вычитая из мощности агрегата мощность, необходимую для привода питательного насоса:



В практических расчетах мощность измеряется в ваттах (Дж/с) или киловаттах (кДж/с). Связь между секундным расходом массы пара С, кг/с, работой 1 кг пара и мощностью, измеренной в киловаттах, представится так:

Если теплоперепад Н{ выражен в кДж/кг, а мощность УУ(- в кВт. то секундный массовый расход пара составит

Для турбин широкое распространение получил показатель -- удельный расход пара на выработку 1 кВт * ч:

Оценка экономичности современных конденсационных турбинных установок производится величиной удельного расхода теплоты на выработанный киловатт-час па выводах генератора. Этот расход теплоты, кДж/(кВтч), находится по формуле

Если расход теплоты выражать в кДж/с и подсчитать его величину на 1 кВт, г. е. на 1 кДж/с, то он представится безразмерной величиной:

Приведенное в табл. 1.1 выражение абсолютного электрического КПД турбинной установки показывает, что доля теплоты, преобразованной в электрическую энергию, определяется произведением двух коэффициентов: абсолютного КПД теоретического теплового цикла г|, и относительного электрического КПД турбоагрегата г|0> э.

Отсюда следует сделать вывод, что существуют два пути повышения экономичности установки:

первый -- включает все меры, которые связаны с увеличением теоретического КПД цикла и в основном направлены к расширению пределов теплового процесса, что достигается увеличением отношения среднего температурного уровня, на котором к рабочей среде подводится теплота в котле, к температуре, при которой происходит отвод теплоты от рабочей среды в конденсаторе;

второй -заключается в повышении относительного электрического КПД турбоагрегата и состоит в том, чтобы сократить до минимума потери в самой турбине, и целиком определяется степенью совершенства ее конструкции, а также конструкции электрогенератора.