Технологичният процес на превръщане на суровината (гориво) в краен продукт (електроенергия) се отразява в технологичните схеми на електроцентралите.

Технологична схема на топлоелектрическа централа, работеща на въглища , показано на фигура 3.4. Това е сложен набор от взаимосвързани пътища и системи: система за подготовка на прах; система за подаване на гориво и запалване (път на гориво); система за отстраняване на шлака и пепел; път газ-въздух; система пара-вода, включваща парно-воден котел и турбинна инсталация; система за подготовка и подаване на допълнителна вода за попълване на загубите на захранваща вода; система за техническо водоснабдяване, осигуряваща парно охлаждане; система от мрежови водонагревателни инсталации; електрическа система, включваща синхронен генератор, повишаващ трансформатор, комутационна апаратура за високо напрежение и др.

По-долу е дадено кратко описание на основните системи и трактове на технологичната схема на ТЕЦ, като се използва пример за когенерация на въглища.

Ориз. 3.3. Технологична схема на електроцентрала за въглищен прах

1. Система за подготовка на прах. път на гориво. Доставката на твърдо гориво се извършва с железопътен транспорт в специални кабинкови вагони 1 (Вижте Фигура 3.4). Гондолите с въглища се претеглят на железопътни везни. През зимата гондолите с въглища преминават през размразяваща оранжерия, в която стените на гондолата се нагряват с нагрят въздух. След това кабинковият вагон се избутва в разтоварващото устройство - самосвал 2 , при което се върти около надлъжната ос под ъгъл около 180 0 ; въглищата се изсипват върху решетки, които покриват приемните бункери. Въглищата от бункерите се подават от захранващи устройства към конвейера 4 , през който влиза или в склада за въглища 3 , или през отдела за трошене 5 в котелна инсталация с бункер за сурови въглища 6 , които могат да бъдат доставени и от склад за въглища.

От трошачната инсталация горивото постъпва в бункера за сурови въглища 6 , а оттам през захранващите устройства към мелниците за въглищен прах 7 . Въглищният прах се транспортира пневматично през сепаратора 8 и циклон 9 към бункера за въглищен прах 10 , а от там хранилки 11 подадени към горелките. Въздухът от циклона се засмуква от вентилатора на мелницата 12 и се подава в горивната камера на котела 13 .

Целият този горивен път, заедно с въглищния склад, принадлежи към системата за подаване на гориво, която се поддържа от персонала на горивно-транспортния отдел на ТЕЦ-а.

Котлите с въглищен прах също задължително имат стартово гориво, обикновено мазут. Мазутът се доставя в железопътни цистерни, в които се загрява с пара преди изхвърляне. С помощта на помпи от първо и второ издигане се подава към маслените дюзи. Стартовото гориво може да бъде и природен газ, идващ от газопровода през газорегулаторната станция към газовите горелки.

В топлоелектрическите централи, изгарящи нефтено-газово гориво, икономията на гориво е значително опростена в сравнение с топлоелектрическите централи с въглищен прах. Складът за въглища, отделението за трошене, конвейерната система, бункерите за сурови въглища и прах, както и системите за събиране и отстраняване на пепелта стават ненужни.

2. Газов път. Система за отстраняване на пепелта.Въздухът, необходим за изгаряне, се подава към въздушния източник

нагреватели на парни котли с вентилатор 14 . Въздухът обикновено се взема от горната част на котелното помещение и (за парни котли с голям капацитет) от външната страна на котелното помещение.

Газовете, образувани при горенето в горивната камера, след като я напуснат, преминават последователно през газоходите на котелната централа, където в паропрегревателя (първичен и вторичен, ако се извършва цикълът с повторно нагряване на пара) и водния економайзер, те отдават топлина на работния флуид, а въздухонагревателят на подавания към парния котел въздух. След това в колектори за пепел (електростатични филтри) 15 газовете се почистват от летлива пепел и през комина 17 димососи 16 се изпускат в атмосферата.

Шлаката и пепелта, попадащи под горивната камера, въздушния нагревател и колекторите за пепел, се измиват с вода и се подават през каналите към помпите за багер 33 които ги изпомпват към пепелищата.

3. Парна пътека.Прегрята пара от парен котел в прегревател 13 чрез паропроводи и система от дюзи постъпва в турбината 22 .

Кондензат от кондензатора 23 турбините се захранват от кондензни помпи 24 чрез регенеративни нагреватели с ниско налягане 18 към обезвъздушителя 20 в който водата се довежда до кипене; в същото време се освобождава от разтворените в него агресивни газове O 2 и CO 2, което предотвратява корозията по пътя пара-вода. Водата се подава от деаератора чрез захранващи помпи. 21 чрез нагреватели с високо налягане 19 в економайзера на котела, осигурявайки предварително загряване на водата и значително повишавайки ефективността на ТЕЦ.

Пътят пара-вода на ТЕЦ е най-сложен и отговорен, тъй като този път има най-високи температури на метала и най-високи налягания на пара и вода.

За да се осигури функционирането на пътя пара-вода, система за подготовка и подаване на допълнителна вода за попълване на загубите на работния флуид, както и система за техническо водоснабдяване на ТЕЦ за подаване на охлаждаща вода към кондензатора на турбината са изисквани.

4. Допълнителна система за подготовка и подаване на вода.Допълнителна вода се получава в резултат на химическа обработка на суровата вода, извършвана в специални йонообменни филтри за химическа обработка на водата.

Загубите на пара и кондензат, дължащи се на течове по пътя пара-вода, се попълват в тази схема с химически деминерализирана вода, която се подава от резервоара за деминерализирана вода чрез трансферна помпа към кондензатния тръбопровод зад кондензатора на турбината.

В химзавода са разположени устройства за химическо третиране на подхранваща вода 28 (цех за химическо пречистване на водата).

5. Система за парно охлаждане.Охлаждащата вода се подава към кондензатора от кладенеца за водоснабдяване 26 циркулационни помпи 25 . Охлаждащата вода, загрята в кондензатора, се изхвърля в събирателен кладенец 27 същия източник на вода на известно разстояние от мястото на приемане, достатъчно, за да не се смесва нагрятата вода с приема.

В много технологични схеми на топлоелектрически централи охлаждащата вода се изпомпва през кондензаторните тръби чрез циркулационни помпи. 25 и след това влиза в охладителната кула (охладителна кула), където поради изпаряване водата се охлажда от същия температурен спад, до който е била нагрята в кондензатора. Водоснабдителната система с охладителни кули се използва главно в топлоелектрически централи. IES използва водоснабдителна система с охладителни басейни. При изпарително охлаждане на водата парата е приблизително равна на количеството пара, кондензираща в кондензаторите на турбините. Поради това е необходимо попълване на водоснабдителните системи, обикновено с вода от река.

6. Система от мрежови водонагревателни инсталации.Схемите могат да включват малка мрежова отоплителна централа за отопление на електроцентралата и съседното село. Към мрежови нагреватели 29 на този агрегат парата идва от екстракциите на турбината, кондензатът се изпуска през линията 31 . Мрежовата вода се подава към нагревателя и се отстранява от него чрез тръбопроводи 30 .

7. Електрическа енергийна система.Електрически генератор, завъртян от парна турбина, генерира променлив електрически ток, който преминава през повишаващ трансформатор към шините на отворено разпределително устройство (OSG) на топлоелектрическа централа. Шините на спомагателната система също са свързани към изходите на генератора чрез спомагателния трансформатор. Така от генератора на енергоблока се захранват консуматори за спомагателни нужди на енергоблока (електродвигатели на спомагателни агрегати - помпи, вентилатори, мелници и др.). За захранване с електричество на електродвигатели, осветителни устройства и устройства на електроцентралата има електрическа разпределителна уредба за собствени нужди 32 .

В специални случаи (аварийни ситуации, прекъсване на натоварването, пускане и спиране) спомагателното захранване се осигурява чрез резервния трансформатор на външната разпределителна уредба. Надеждното захранване на електродвигателите на спомагателните агрегати осигурява надеждността на работата на енергийните блокове и топлоелектрическите централи като цяло. Нарушаването на захранването на собствените нужди води до повреди и аварии.

Основната разлика между технологичната схема на газотурбинната електроцентрала (ГТЦ) и парната турбина е, че в ГТЦ химическата енергия на горивото се преобразува в механична енергия в един агрегат - газова турбина, в резултат на което няма нужда от парен котел.

Газотурбинната инсталация (фиг. 3.5) се състои от горивна камера CS, газова турбина GT, въздушен компресор K и електрически генератор G. Компресор K засмуква атмосферен въздух, компресира го до средно 6–10 kg / cm 2 и го доставя в горивната камера CS. Горивото (например слънчево масло, природен или промишлен газ) също влиза в горивната камера, която изгаря в сгъстен въздух.

Ориз. 3.4. Опростена блок-схема на газова турбина

електроцентрали на течно или газово гориво: Т – гориво; В -

въздух; CS - горивна камера; GT - газова турбина; K - въздушен компресор; G - електрически генератор
Горещи газове с температура 600–800 °C от горивната камера влизат в газовата турбина GT. Преминавайки през турбината, те се разширяват до атмосферно налягане и, движейки се с висока скорост между лопатките, завъртат вала на турбината. Отработените газове се отделят в атмосферата през изпускателната тръба. Значителна част от мощността на газовата турбина се изразходва за въртене на компресора и други спомагателни устройства.

Основните предимства на газовите турбини в сравнение с парните турбини са:

1) липса на котелна инсталация и химическо пречистване на водата;

2) значително по-ниска нужда от охлаждаща вода, което прави възможно използването на газови турбини в райони с ограничени водни ресурси;

3) значително по-малък брой оперативен персонал;

4) бързо стартиране;

5) по-ниска себестойност на произведената електроенергия.
3.1.3. Схеми на разположение на ТЕЦ
ТЕЦ според типа (структурата) на топлинната схема се делят на блокови и неблокови.

С блокова схемацялото основно и спомагателно оборудване на инсталацията няма технологични връзки с оборудването на друга инсталация на централата. В електроцентралите с изкопаеми горива парата се подава към всяка турбина само от един или два котела, свързани с нея. Паротурбинна инсталация, чиято турбина се захранва с пара от един парен котел, се нарича моноблок, при наличие на два котела за една турбина - двоен блок.

С неблокова схемаПарата от всички парни котли на ТЕЦ постъпва в общата линия и едва оттам се разпределя към отделните турбини. В някои случаи е възможно парата да се насочи директно от парните котли към турбините, но общата свързваща линия се запазва, така че парата от всички котли винаги може да се използва за захранване на всяка турбина. Линиите, през които се подава вода към парните котли (захранващи тръби), също са омрежени.

Блоковите ТЕЦ са по-евтини от неблоковите, тъй като тръбопроводната схема е опростена, броят на фитингите е намален. По-лесно е да се управляват отделни единици на такава станция; инсталациите от блоков тип са по-лесни за автоматизиране. По време на работа работата на един блок не се отразява в съседните блокове. При разширяване на електроцентралата следващият блок може да има различен капацитет и да работи с нови параметри. Това дава възможност да се инсталира по-мощно оборудване с по-високи параметри на разширяемата станция, т.е. ви позволява да подобрите оборудването и да подобрите техническите и икономическите показатели на електроцентралата. Процесите на настройка на ново оборудване не засягат работата на инсталираните преди това агрегати. Въпреки това, за нормалната работа на блоковите ТЕЦ, надеждността на оборудването им трябва да бъде много по-висока, отколкото при неблоковите. В блоковете няма резервни парни котли; ако възможната производителност на котела е по-висока от дебита, необходим за дадена турбина, част от парата (т.нар. скрит резерв, който се използва широко в неблоковите ТЕЦ) не може да бъде прехвърлена тук към друга инсталация. За парни турбини с повторно нагряване на пара блоковата схема е практически единствената възможна, тъй като неблоковата схема на станцията в този случай ще бъде твърде сложна.

У нас паротурбинни инсталации на топлоелектрически централи без контролирани пароотвеждания с начално налягане П 0 ≤8,8 MPa и инсталации с контролирани екстракции при П 0 ≤12,7 MPa, работещи в цикли без междинно прегряване на парата, са изградени неблоково. При по-високо налягане (при IES при П 0 ≥12,7 MPa, а при CHP с П 0 \u003d 23,5 MPa), всички парни турбини работят в цикли с повторно нагряване, а станциите с такива инсталации са изградени в блокове.

Основното и спомагателното оборудване, пряко използвано в технологичния процес на електроцентралата, се намира в главния корпус (главен корпус). Взаимното разположение на оборудването и строителните конструкции се нарича оформление на основната сграда на електроцентралата.

Основната сграда на електроцентралата обикновено се състои от машинно помещение, котелно помещение (с бункерно помещение за твърди горива) или реакторно помещение в атомна електроцентрала и деаераторно помещение. В машинното отделение, заедно с основното оборудване (предимно турбинни агрегати), има: кондензни помпи, регенеративни нагреватели с ниско и високо налягане, захранващи помпени агрегати, изпарители, преобразуватели на пара, мрежови нагреватели (в CHP), спомагателни нагреватели и друга топлина обменници.

В топъл климат (например в Кавказ, Централна Азия и др.), При липса на значителни валежи, прашни бури и др. при CPP, особено при газьол, се използва отворено разположение на оборудването. В същото време над котлите са разположени навеси, турбинните агрегати са защитени от леки навеси; Спомагателното оборудване на турбинната централа е разположено в затворено кондензационно помещение. Специфичният кубичен капацитет на основната сграда на IES с отворено оформление е намален до 0,2–0,3 m 3 /kW, което намалява разходите за изграждане на IES. В помещенията на електроцентралата са монтирани мостови кранове и други подемни механизми за монтаж и ремонт на енергийно оборудване.

На фиг. 3.6. е дадена схемата на разположение на енергийния блок на електроцентрала с въглищен прах: I - помещение за парогенератори; II - машинно помещение, III - помпена станция за охлаждаща вода; 1 - устройство за разтоварване; 2 – трошачна инсталация; 3 – воден економайзер и въздухонагревател; 4 – прегреватели; 5 , 6 – горивна камера; 7 – горелки за въглищен прах; 8 – парогенератор; 9 - мелничен вентилатор; 10 – бункер за въглищен прах; 11 – прахообразуватели; 12 – подгряване на тръбопроводи за пара; 13 - обезвъздушител; 14 - въздушна турбина; 15 – електрически генератор; 16 – повишаващ електрически трансформатор; 17 - кондензатор; 18 – захранващи и отвеждащи тръбопроводи за охлаждаща вода; 19 – кондензни помпи; 20 – регенеративен HDPE; 21 - захранваща помпа; 22 – регенеративна HPH; 23 – вентилатор; 24 - пепелоуловител; 25 – промивни канали за шлака и пепел; ЕЕ– електричество с високо напрежение.

На фиг. 3.7 показва опростена схема на разположение на електроцентрала за газ-нафта с мощност 2400 MW, показваща разположението само на основното и част от спомагателното оборудване, както и размерите на конструкциите (m): 1 - котелно помещение; 2 – турбинно отделение; 3 - кондензаторно отделение; 4 - генераторно помещение; 5 - обезвъздушително отделение; 6 – вентилатор; 7 – регенеративни въздухонагреватели; 8 – разпределителна уредба за собствени нужди (RUSN); 9 - комин.

Ориз. 3.7. Оформлението на основната сграда на петрола и газа

електроцентрали с мощност 2400 MW
Основното оборудване на IES (котли и турбинни агрегати) се намира в основната сграда, котли и пулверизатор (в IES, изгаряне, например, въглища под формата на прах) - в котелното помещение, турбинните агрегати и техните спомагателни оборудване - в турбинната зала на централата. В IES се инсталира основно по един котел на турбина. Котел с турбинен агрегат и тяхното спомагателно оборудване образуват отделна част - моноблок на електроцентрала.

За турбини с мощност 150–1200 MW са необходими котли с капацитет съответно 500–3600 m 3 /h пара. Преди това в държавната централа се използваха два котела на турбина, т.е. двойни блокове . При CPP без междинно прегряване на пара с турбинни агрегати с мощност 100 MW или по-малко се използва неблокова централизирана схема, при която парата от котлите се отклонява в общ паропровод и от него се разпределя между турбините .

Размерите на основната сграда зависят от мощността на оборудването, поставено в нея: дължината на един блок е 30–100 м, ширината е 70–100 м. Височината на машинното помещение е около 30 м, котелното е 50 m или повече. Икономическата ефективност на оформлението на основната сграда се оценява приблизително чрез специфичния кубичен капацитет, равен на около 0,7–0,8 m 3 /kW в електроцентралата с въглищен прах , и на газьол - около 0,6–0,7 m 3 / kW. Част от спомагателното оборудване на котелното помещение (димоотводи, вентилатори, пепелоуловители, прахови циклони и прахоотделители на системата за прахоподготовка) често се монтира извън сградата, на открито.

ИЕС се изграждат директно на водоизточници (река, езеро, море); често в близост до IES се създава резервоар (езеро). На територията на ИЕС, освен основната сграда, има съоръжения и устройства за техническо водоснабдяване и химводопречистване, горивни съоръжения, електрически трансформатори, разпределителни уредби, лаборатории и работилници, материални складове, офис помещения за персонала, обслужващ ИЕС. . Обикновено горивото се доставя на територията на IES с влакове. Пепелта и шлаката от горивната камера и пепелните колектори се отстраняват хидравлично. На територията на IES се полагат железопътни линии и пътища, изграждат се заключения електропроводи, инженерни наземни и подземни комуникации. Площта на територията, заета от съоръженията на IES, е в зависимост от мощността на електроцентралата, вида на горивото и други условия 25–70 ha .

Големите IES с въглищен прах в Русия се обслужват в размер на 1 човек на всеки 3 MW капацитет (приблизително 1000 души при 3000 MW CPP); освен това е необходим персонал по поддръжката.

Капацитетът на ИЕС зависи от водните и горивните ресурси, както и от изискванията за опазване на природата: осигуряване на нормална чистота на въздуха и водните басейни. Емисиите с продукти от изгаряне на гориво под формата на прахови частици във въздуха в зоната на работа на IES са ограничени чрез инсталирането на усъвършенствани колектори на пепел (електрофилтери с ефективност около 99%). Останалите примеси, серни и азотни оксиди, се разпръскват с помощта на високи комини, които са изградени за отстраняване на вредните примеси в по-високите слоеве на атмосферата. Комините с височина до 300 m или повече се изграждат от стоманобетон или с 3-4 метални шахти в стоманобетонна обвивка или обща метална рамка.

Управлението на множество разнообразни IES съоръжения е възможно само на базата на комплексна автоматизация на производствените процеси. Съвременните кондензационни турбини са напълно автоматизирани. В котелния агрегат е автоматизирано управлението на процесите на изгаряне на гориво, водоснабдяване на котелния агрегат, поддържане на температурата на прегряване на парата и др. Автоматизирани са и други процеси на ИЕС: поддържане на зададените режими на работа, пуск и спиране на блокове, защита на оборудването при извънредни и аварийни режими.
3.1.4. Основното оборудване на ТЕЦ
Към основното оборудване на ТЕЦвключват парни котли (парогенератори), турбини, синхронни генератори, трансформатори.

Всички изброени единици са стандартизирани по съответните показатели. Изборът на оборудване се определя преди всичко от вида на електроцентралата и нейния капацитет. Почти всички новопроектирани електроцентрали са блокови, основната им характеристика е мощността на турбинните агрегати.

В момента се произвеждат серийни битови кондензационни мощности на ТЕЦ с мощност 200, 300, 500, 800 и 1200 MW. За CHP, наред с агрегати с мощност 250 MW, се използват турбинни агрегати с мощност 50, 100 и 175 MW, в които блоковият принцип се комбинира с отделни напречни връзки на оборудването.

Като се има предвид мощността на електроцентралата, гамата от оборудване, включено в енергоблоковете, се избира според мощността, параметрите на парата и вида на използваното гориво.
3.1.4.1. парни котли
парен котел(НАСТОЛЕН КОМПЮТЪР) – топлообменник за производство на пара с налягане, превишаващо атмосферното налягане, формиращ заедно със спомагателно оборудване котелен агрегат.

Характеристиките на компютъра са:

капацитет на пара;
работни параметри на парата (температура и налягане) след първичния и междинния паропрегревател;
нагревателна повърхност, т.е. повърхност, от една страна измита от димни газове, а от друга - от захранваща вода;
ефективност, т.е. съотношението на количеството топлина, съдържащо се в парата, към калоричността на горивото, използвано за производството на тази пара.

Дебитът на парата за турбината обикновено се задава за зимна работа на електроцентралата. Производителността на парния котел трябва да бъде избрана, като се вземе предвид увеличаването на потока на пара към турбината поради повишаване на налягането в кондензатора през лятото, изтичане на пара и кондензат, включване на мрежови инсталации за топлоснабдяване и други разходи. В съответствие с това производителността на парния котел се избира в зависимост от максималния поток на прясна пара през турбината, като се отчита потреблението на пара за собствените нужди на електроцентралата и се осигурява известен резерв за използване на въртящ се резерв и др. цели.

Характерни за един компютър са също теглото, размерите, металоемкостта и наличното оборудване за механизация и автоматизация на поддръжката.

Първите персонални компютри бяха със сферична форма. Компютърът, построен през 1765 г. от И. Ползунов, който създава първата универсална парна машина и по този начин поставя началото на енергийното използване на парата, има тази форма. Първоначално компютрите са направени от мед, след това от чугун. В края на 18 век нивото на развитие на черната металургия направи възможно производството на стоманени цилиндрични компютри от листов материал чрез занитване. Постепенните промени в дизайна на компютрите доведоха до множество разновидности. Цилиндричният котел с диаметър до 0,9 и дължина 12 м беше монтиран с тухлена облицовка, в която бяха разположени всички газови канали. Нагревателната повърхност на такъв компютър се формира само в долната част на котела.

Желанието за увеличаване на параметрите на компютъра доведе до увеличаване на размерите и увеличаване на броя на потоците вода и пара. Увеличаването на броя на нишките вървеше в две посоки: развитието газотръбни котли, по-специално локомобилни газотръбни парни котли и разработката водотръбни котли, които са в основата на съвременните котелни агрегати. Увеличаването на нагревателната повърхност на водотръбните котли беше придружено от увеличаване на размерите и на първо място на височината на компютъра. Ефективността на компютъра достига 93-95%.

Първоначално компютрите с водна тръба бяха само компютри бар тип дива свиня , в който снопове от прави или извити тръби (намотки) бяха комбинирани с цилиндрични стоманени барабани (фиг. 3.8).

Ориз. 3.8. Схематична диаграма на компютър от барабанен тип:

1 - горивна камера; 2 - горелка; 3 – екранни тръби; 4 -барабан;

5 - водосточни тръби; 6 – прегревател; 7 - вторичен (междинен) прегревател; 8 – економайзер; 9 - въздушен нагревател.
В горивната камера 1 са разположени горелки 2, през който в пещта влиза смес от гориво с нагрят въздух. Броят и видът на горелките зависи от тяхната производителност, мощност на блока и вид гориво. Трите най-разпространени горива са въглища, природен газ и мазут. Въглищата първо се превръщат във въглищен прах, който се издухва през горелките в пещта с помощта на въздух.

Стените на горивната камера са покрити с тръби (екрани) отвътре 3, които поглъщат топлина от горещи газове. Водата навлиза в ситните тръби през неотопляеми тръби на спускане 5 от барабана 4, в който постоянно се поддържа дадено ниво . В ситовите тръби водата кипи и се движи нагоре под формата на смес пара-вода, след което навлиза в парното пространство на барабана. По този начин по време на работа на котела се получава естествена циркулация на вода с пара във веригата: барабан - водосточни тръби - екранни тръби - барабан. Следователно котелът, показан на фиг. 3.8 се нарича барабанен котел с естествена циркулация. Отстраняването на пара към турбината се попълва чрез подаване на захранваща вода към барабана на котела с помощта на помпи.

Парата, която е влязла в парното пространство на барабана от ситовите тръби, е наситена и в тази форма, въпреки че има пълно работно налягане, все още не е подходяща за използване в турбина, тъй като има относително ниска ефективност. В допълнение, съдържанието на влага в наситената пара по време на разширение в турбината се увеличава до граници, опасни за надеждността на роторните лопатки. Поради това парата от барабана се насочва към прегревателя 6, където му се дава допълнително количество топлина, поради което той става прегрят от наситен. В същото време температурата му се повишава до приблизително 560 ° C и съответно неговата производителност се увеличава. В зависимост от местоположението на паропрегревателя в котела и следователно от вида на топлообмена, извършван в него, се разграничават радиационни, екранни (полу-радиационни) и конвективни прегреватели.

Радиационни прегревателипоставени на тавана на горивната камера или на нейните стени, често между тръбите на решетките. Те, подобно на изпарителни екрани, възприемат топлината, излъчвана от факела на изгореното гориво. Екранни прегреватели, изпълнени под формата на отделни плоски екрани от паралелно свързани тръби, са фиксирани на изхода на пещта пред конвективната част на котела. Топлообменът в тях се осъществява както чрез излъчване, така и чрез конвекция. Конвективни прегревателите се намират в димоотвода на котелния агрегат, обикновено зад екрани или зад пещта; те са многоредови пакети от бобини. Прегревателите, състоящи се само от конвективни етапи, обикновено се монтират в котли със средно и ниско налягане при температура на прегрята пара не по-висока от 440–510 ºС. В котли с високо налягане със значително прегряване на пара се използват комбинирани прегреватели, включително конвективни, екранни и понякога радиационни части.

При налягане на парата от 14 MPa (140 kgf / cm 2) и повече, вторичен (междинен) прегревател обикновено се монтира зад първичния прегревател 7 . Той, подобно на първичния, се формира от стоманени тръби, огънати на намотки. Тук се изпраща пара, която е отработена в цилиндъра за високо налягане (HPC) на турбината и има температура, близка до температурата на насищане при налягане 2,5–4 MPa . Във вторичния (междинен) прегревател температурата на тази пара отново се повишава до 560 ° C, съответно нейната производителност се увеличава, след което преминава през цилиндъра за средно налягане (MPC) и цилиндъра за ниско налягане (LPC), където се разширява до налягането на отработената пара (0,003–0,007 MPa ). Използването на повторно нагряване на пара, въпреки сложността на конструкцията на котела и турбината и значителното увеличаване на броя на тръбопроводите за пара, има големи икономически предимства в сравнение с котлите без повторно нагряване на пара. Дебитът на парата за турбината е приблизително наполовина, докато разходът на гориво е намален с 4–5%. Наличието на междинно прегряване на парата също намалява влажността на парата в последните етапи на турбината, като по този начин намалява износването на лопатките от водни капки и леко повишава ефективността на цилиндъра с ниско налягане на турбината.

Освен това в опашната част на котела има спомагателни повърхности, предназначени да използват топлината на димните газове. Водният економайзер се намира в тази конвективна част на котела. 8, където захранващата вода се нагрява преди да влезе в барабана, и въздушния нагревател 9, използва се за загряване на въздуха, преди да се подаде към горелките и във веригата за пулверизация, което повишава ефективността на компютъра. Охладените отработени газове с температура 120–150 °C се засмукват от димоотвод в комина.

По-нататъшното усъвършенстване на водотръбните компютри позволи да се създаде компютър, състоящ се изцяло от стоманени тръби с малък диаметър, в които от единия край влиза вода под налягане, а от другия излиза пара с определени параметри - т.нар. еднопроточен бойлер (фиг. 3.9). По този начин, това е PC, при който пълното изпаряване на водата става по време на едно (директно) преминаване на водата през изпарителната нагревателна повърхност. С помощта на захранваща помпа водата се подава към еднократния компютър през економайзер. В такъв котел няма барабан и водосточни тръби.

Ориз. 3.9. Схематична диаграма на еднократен компютър:

1 - екрани на долната радиационна част; 2 – горелки; 3 – екрани на горната радиационна част; 4 – екранен прегревател; 5 – конвективен прегревател; 6 – вторичен прегревател; 7 – воден економайзер; 8 – доставка на захранваща вода; 9 - отвеждане на пара към турбината; 10 – подаване на пара от HPC за вторично прегряване; 11 – отвеждане на парата към централния котел под налягане след вторично прегряване; 12 – отвеждане на димните газове към въздухонагревателя
Нагревателната повърхност на котела може да бъде представена като серия от успоредни намотки, в които водата се нагрява, докато се движи, превръща се в пара и след това парата се прегрява до желаната температура. Тези бобини са разположени както по стените на горивната камера, така и в газопроводите на котела. Пещните устройства, вторичният прегревател и въздушният нагревател на еднократните котли не се различават от барабанните котли.

При барабанните котли, когато водата се изпарява, концентрацията на сол в останалата котелна вода се увеличава и през цялото време малка част от тази котелна вода в количество от около 0,5% трябва да бъде изхвърлена от котела, за да се предотврати концентрацията на сол от повишаване над определена граница. Този процес се нарича чисткакотел. За еднократните котли този метод за отстраняване на натрупаните соли е неприложим поради липсата на воден обем и следователно стандартите за качество на захранващата вода за тях са много по-строги.

Друг недостатък на еднопроходните компютри е повишената консумация на енергия за задвижването на захранващата помпа.

Компютрите с директен поток се инсталират, като правило, на конденз електроцентраликъдето котлите се захранват с деминерализирана вода. Използването им в когенерационни централи е свързано с повишени разходи за химическо третиране на допълнителната (подхранваща) вода. Най-ефективният директен РС за свръхкритични налягания (над 22 MPa), където други видове котли не са приложими.

В енергийните блокове или един котел е инсталиран на турбината ( моноблокове), или два котела с половин капацитет. Към ползите двойни блоковеможе да се отдаде на възможността за работа на блока с половин товар на турбината в случай на повреда на един от котлите. Наличието на два котела в блока обаче значително усложнява цялата схема и управление на блока, което само по себе си намалява надеждността на блока като цяло. Освен това работата на уреда при половин товар е силно неикономична. Опитът на редица станции показа възможността за работа на моноблокове не по-малко надеждно от двойните блокове.

В блокови инсталации за налягане до 130 kgf/cm 2 (13 MPa) се използват както барабанни, така и котли с директен поток. В инсталации за налягане от 240 kgf / cm 2 (24 MPa) и по-високиизползват се само котли с директен поток.

Отоплителен котел - това е котел на комбинирана топлоелектрическа централа (CHP), който осигурява едновременно подаване на пара към отоплителните турбини и производство на пара или гореща вода за технологични, отоплителни и други нужди. За разлика от котлите IES, комбинираните котли за топлинна и електрическа енергия обикновено използват върнатия замърсен кондензат като източник на вода. За такива условия на работа най-подходящи са барабанните котли с поетапно изпарение. В повечето ТЕЦ отоплителните котли са омрежени за пара и вода. В Руската федерация барабанните котли с капацитет на пара от 420 t / h (налягане на парата 14 MPa, температура 560 ºС) са най-често срещани в когенерационните централи. От 1970 г. при мощни когенерационни централи с преобладаващи топлинни натоварвания, когато почти целият кондензат се връща в чиста форма, моноблокове с еднократни котли с мощност на пара от 545 t / h (25 MPa , 545 ºС).

Отоплителните компютри също могат да включват пикови водогрейни котли,които се използват за допълнително нагряване на вода с увеличаване на топлинния товар над най-високия, осигурен от турбинни екстракции. В същото време водата се нагрява първо с пара в котли до 110-120 ºС, а след това в котли до 150-170 ºС. В нашата страна тези котли обикновено се монтират до основната сграда на ТЕЦ. Използването на сравнително евтини пикови водогрейни котли за премахване на краткосрочни пикове на топлинни натоварвания може драстично да увеличи броя на часовете на използване на основното отоплително оборудване и да повиши ефективността на неговата работа.

За топлоснабдяване на жилищни райони често се използват газови водогрейни котли от типа KVGM, които работят на газ. Като резервно гориво на такива котли се използва мазут, за отопление на който се използват петролно-газови барабанни парни котли.

3.1.4.2. Парни турбини
Въздушна турбина(PT) е топлинен двигател, в който потенциалната енергия на парата се преобразува в кинетичната енергия на парната струя, а последната се преобразува в механичната енергия на въртене на ротора.

Те се опитваха да създадат PT дълго време. Известно е описание на примитивен PT, направен от Херон от Александрия (I в. пр. н. е.). Въпреки това, едва в края на 19 век, когато термодинамиката, машиностроенето и металургията достигнаха достатъчно ниво, К.Г. Laval (Швеция) и Ch.A. Parsons (Великобритания), независимо един от друг през 1884-1889 г., създават индустриално подходящи PT.

Лавал приложи разширяването на парата във фиксирани конични дюзи в една стъпка от първоначалното до крайното налягане и насочи получената струя (със свръхзвукова скорост на изпускане) към един ред работни лопатки, монтирани на диск. ПТ, работещи на този принцип, се наричат активенпт. Невъзможността за получаване на голяма агрегатна мощност и много високата скорост на въртене на едностъпалните PT Laval (до 30 000 rpm за първите проби) доведоха до факта, че те запазиха значението си само за задвижване на спомагателни механизми.

Парсънс създаде многостепенна реактивен PT, при който разширяването на парата се извършваше в голям брой последователно разположени етапи, не само в каналите на неподвижните (направляващи) лопатки, но и между подвижните (работни) лопатки. Известно време реактивното противовъздушно оръдие на Парсънс се използва главно на военни кораби, но постепенно отстъпи място на по-компактни комбинирани активно-реактивен PT, при който реактивната част на високото налягане е заменена с активен диск. В резултат на това загубите поради изтичане на пара през пролуките в апарата на лопатките са намалели, турбината е станала по-проста и по-икономична.

Активните FH електроцентрали са се развили към създаването на многостъпални структури, в които разширяването на парата се извършва в редица последователно подредени етапи. Това направи възможно значително увеличаване на единичната мощност на PT, като същевременно се поддържа умерена скорост на въртене, необходима за директното свързване на PT вала с механизма, завъртян от него, по-специално електрически генератор.

Има няколко варианта за проектиране на парни турбини, което им позволява да бъдат класифицирани според редица критерии.

По посока на движениепотокът от пара се отличава аксиален PT, при който парният поток се движи по оста на турбината, и радиален PT, посоката на потока на парата, в която е перпендикулярна, а лопатките на ротора са успоредни на оста на въртене. В Руската федерация се изграждат само аксиални ПТ.

По броя на кутиите (цилиндри) PT се подразделя на еднокорпусен, двукорпусени трикорпусен(с бутилки с високо, средно и ниско налягане) . Конструкцията с няколко съда дава възможност да се използват големите налични разлики в енталпията чрез разполагане на голям брой степени на налягане, използването на висококачествени метали в частта с високо налягане и бифуркация на парния поток в частта с ниско налягане. В същото време такъв PT се оказва по-скъп, тежък и сложен.

По брой валоверазличавам едновалов PT, в който валовете на всички корпуси са на една и съща ос, както и двуваловили тривалов, състоящ се от два или три успоредни едновалови ПТ, свързани с общ термичен процес, а за корабните ПТ и с обща предавка (редуктор).

Фиксираната част на PT (тялото) е направена разглобяема в хоризонталната равнина, за да може да се монтира роторът. Тялото има жлебове за монтиране на диафрагми, чийто съединител съвпада с равнината на съединителя на тялото. По периферията на диафрагмите има канали за дюзи, образувани от криволинейни лопатки, излети в тялото на диафрагмите или заварени към него. На местата, където валът преминава през стените на корпуса, са монтирани лабиринтни крайни уплътнения, за да се предотврати изтичането на пара навън (от страната на високото налягане) и засмукването на въздух в корпуса (от страната на ниското налягане). Лабиринтни уплътнения също са монтирани на местата, където роторът преминава през диафрагмите, за да се избегне изтичането на пара от степен на степен, заобикаляйки дюзите. В предния край на вала е монтиран ограничителен регулатор (предпазен регулатор), който автоматично спира ПТ, когато скоростта се увеличи с 10–12% над номиналната стойност. Задният край на ротора е снабден с електрическо задвижващо устройство за въртене на вала за бавно (4–6 об/мин) въртене на ротора след спиране на PT, което е необходимо за равномерното му охлаждане.

На фиг. 3.10 схематично показва разположението на един от междинните етапи на модерна парна турбина на ТЕЦ. Етапът се състои от диск с лопатки и диафрагма. Диафрагмата е вертикална преграда между два диска, в която по цялата обиколка срещу лопатките на ротора са разположени неподвижни направляващи лопатки, образуващи дюзи за разширяване на парата. Диафрагмите са съставени от две половини с хоризонтален разцеп, всяка от които е фиксирана в съответната половина на корпуса на турбината.

Ориз. 3.10. Устройството на една от стъпките на многоетапно

турбини: 1 - вал; 2 - диск; 3 - работно острие; 4 – стена на цилиндъра на турбината; 5 - дюзова решетка; 6 - диафрагма;

7 – диафрагмен уплътнител
Големият брой етапи принуждава турбината да бъде направена от няколко цилиндъра, като във всеки има 10–12 етапа. Турбините с пара за повторно нагряване в първия цилиндър с високо налягане (HPC) обикновено имат група от етапи, които преобразуват енергията на парата от първоначалните параметри в налягането, при което парата влиза в повторното нагряване. След междинно прегряване на парата в турбини с мощност 200 и 300 MW, парата постъпва в още два цилиндъра - цилиндър с централно налягане и цилиндър с ниско налягане.

Технологична схема на топлоелектрическа централа, работеща на въглища, показано на фигура 3.4. Това е сложен набор от взаимосвързани пътища и системи: система за подготовка на прах; система за подаване на гориво и запалване (път на гориво); система за отстраняване на шлака и пепел; път газ-въздух; система пара-вода, включваща парно-воден котел и турбинна инсталация; система за подготовка и подаване на допълнителна вода за попълване на загубите на захранваща вода; система за техническо водоснабдяване, осигуряваща парно охлаждане; система от мрежови водонагревателни инсталации; електрическа система, включваща синхронен генератор, повишаващ трансформатор, комутационна апаратура за високо напрежение и др.

Ориз. 3.3. Технологична схема на електроцентрала за въглищен прах

Ориз. 3.4. Опростена блок-схема на газова турбина

електроцентрали на течно или газово гориво: Т – гориво; В -

въздух; CS - горивна камера; GT - газова турбина; K - въздушен компресор; G - електрически генератор

Горещи газове с температура 600–800 °C от горивната камера влизат в газовата турбина GT. Преминавайки през турбината, те се разширяват до атмосферно налягане и, движейки се с висока скорост между лопатките, завъртат вала на турбината. Отработените газове се отделят в атмосферата през изпускателната тръба. Значителна част от мощността на газовата турбина се изразходва за въртене на компресора и други спомагателни устройства.

Основните предимства на газовите турбини в сравнение с парните турбини са:

1) липса на котелна инсталация и химическо пречистване на водата;

3) значително по-малък брой оперативен персонал;

4) бързо стартиране;

5) по-ниска себестойност на произведената електроенергия.

Схеми на разположение на ТЕЦ

ТЕЦ според типа (структурата) на топлинната схема се делят на блокови и неблокови.

Ориз. 3.7. Оформлението на основната сграда на петрола и газа

електроцентрали с мощност 2400 MW

Основното оборудване на IES (котли и турбинни агрегати) се намира в основната сграда, котли и пулверизатор (в IES, изгаряне, например, въглища под формата на прах) - в котелното помещение, турбинните агрегати и техните спомагателни оборудване - в турбинната зала на централата. В IES се инсталира основно по един котел на турбина. Котел с турбинен агрегат и тяхното спомагателно оборудване образуват отделна част - моноблок на електроцентрала.

ИЕС се изграждат директно на водоизточници (река, езеро, море); често в близост до IES се създава резервоар (езеро). На територията на ИЕС, освен основната сграда, има съоръжения и устройства за техническо водоснабдяване и химводопречистване, горивни съоръжения, електрически трансформатори, разпределителни уредби, лаборатории и работилници, материални складове, офис помещения за персонала, обслужващ ИЕС. . Обикновено горивото се доставя на територията на IES с влакове. Пепелта и шлаката от горивната камера и пепелните колектори се отстраняват хидравлично. На територията на IES се полагат железопътни линии и пътища, изграждат се изводи за електропроводи, инженерни наземни и подземни комуникации. Площта на територията, заета от съоръженията на IES, е в зависимост от мощността на електроцентралата, вида на горивото и други условия 25–70 ha .

МЛАДЕЖТА И СПОРТА НА УКРАЙНА

Ю.НО. ГИЧЕВ

ТЕПЛОКЛЕКТРИЧЕСКИ ЦЕНТРАЛИ

Частb аз

Днепропетровск NMetAU 2011

МИНИСТЕРСТВО НА ОБРАЗОВАНИЕТО И НАУКАТА,

МЛАДЕЖТА И СПОРТА НА УКРАЙНА

НАЦИОНАЛНА МЕТАЛУРГИЧНА АКАДЕМИЯ НА УКРАЙНА

Ю.НО. ГИЧЕВ

ТЕПЛОКЛЕКТРИЧЕСКИ ЦЕНТРАЛИ

Частb аз

Ил. 23. Библиография: 4 имена.

Отговорник за изданието д-р техн. науки, проф.

Рецензенти: , д-р техн. науки, проф. (DNURT)

канд. техн. науки, ст.н.с. (NMetAU)

Академия на Украйна, 2011 г

ВЪВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..4

1 ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ТОПЛИТЕЛНИ ЦЕНТРАЛИ………………...5

1.1 Определение и класификация на електроцентралите………………………….5

1.2 Технологична схема на топлоелектрическа централа………………………8

1.3 Технико-икономически показатели на ТЕЦ……………………………….11

1.3.1 Енергийни показатели…………………………………….11

1.3.2 Икономически показатели…………………………………….13

1.3.3 Индикатори за ефективност………………………………...15

1.4 Изисквания за TPP………………………………………16

1.5 Характеристики на промишлените топлоелектрически централи………………16

2 ИЗГРАЖДАНЕ НА ТОПЛИННИ СХЕМИ НА ТЕЦ………………………………………...17

2.1 Общи понятия за термични вериги…………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………….

2.2 Първоначални параметри на парата……………………………………………….18

2.2.1 Първоначално налягане на парата……………………………………….18

2.2.2 Начална температура на парата…………………………………...20

2.3 Повторно нагряване на пара…………………………………………..22

2.3.1 Енергийна ефективност на повторно нагряване...24

2.3.2 Налягане за повторно нагряване…………………………26

2.3.3 Техническо изпълнение на подгряването……27

2.4 Крайни параметри на парата………………………….…………………….29

2.5 Регенеративно нагряване на захранваща вода…………………………...30

2.5.1 Енергийна ефективност на регенеративно отопление..30

2.5.2 Техническо изпълнение на регенеративното отопление…..34

2.5.3 Температура на загряване на регенеративна захранваща вода..37

2.6 Изграждане на топлинни схеми на топлоелектрически централи на базата на основните типове турбини……..39

2.6.1 Изграждане на топлинна схема на базата на турбината "K"……………39

2.6.2 Изграждане на топлинна схема на базата на турбината "Т"….………..41

ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………...44

ВЪВЕДЕНИЕ

Дисциплината "Топлоелектрически централи" по ред причини е от особено значение сред дисциплините, които се четат за специалност 8 (7). - топлоенергетика.

Първо, от теоретична гледна точка, дисциплината акумулира знанията, придобити от студентите в почти всички основни предишни дисциплини: "Горивото и неговото изгаряне", "Котелни инсталации", "Нагнетатели и топлинни двигатели", "Източници на топлоснабдяване за промишлени предприятия", "Газопречистване" и др.

Второ, от практическа гледна точка топлоелектрическите централи (ТЕЦ) са интегрирано енергийно предприятие, което включва всички основни елементи на енергийната икономика: система за подготовка на гориво, котелен цех, турбинен цех, система за преобразуване и захранване. топлинна енергия към външни потребители, системи за оползотворяване и неутрализиране на вредни емисии.

Трето, от индустриална гледна точка топлоелектрическите централи са доминиращите предприятия за производство на електроенергия в местния и чуждестранния енергиен сектор. Топлоелектрическите централи представляват около 70% от инсталираната мощност за производство на електроенергия в Украйна, а като се вземат предвид атомните електроцентрали, където също се прилагат технологии с парни турбини, инсталираната мощност е около 90%.

Тези лекционни записки са разработени в съответствие с работната програма и учебния план на специалност 8(7). - топлоенергетика и като основни теми включва: обща информация за топлоелектрическите централи, принципи за изграждане на топлинни вериги на електроцентрали, избор на оборудване и изчисления на топлинни вериги, разположение на оборудването и експлоатация на топлоелектрически централи.

Дисциплината "Топлоелектрически централи" допринася за систематизиране на знанията, получени от студентите, разширяване на професионалния им хоризонт и може да се използва в курсовата работа по редица други дисциплини, както и при подготовката на дипломни работи на специалисти и магистри. тезиси.

1 ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ТЕПЛОВИТЕ ЕЛЕКТРИЧЕСКИ ЦЕНТРАЛИ

1.1 Определение и класификация на електроцентралите

Електрическа централа- енергийно предприятие, предназначено да преобразува различни видове горива и енергийни ресурси в електричество.

Основните опции за класификация на електроцентралите:

I. В зависимост от вида на преобразуваните горивни и енергийни ресурси:

1) топлоелектрически централи (ТЕЦ), в които електроенергията се получава чрез преобразуване на въглеводородни горива (въглища, природен газ, мазут, горими VER и други);

2) атомни електроцентрали (АЕЦ), в които електроенергията се получава чрез преобразуване на атомната енергия в ядрено гориво;

3) водноелектрически централи (ВЕЦ), в които електричеството се получава чрез преобразуване на механичната енергия на потока от естествен водоизточник, предимно реки.

Тази опция за класификация може да включва и електроцентрали, използващи нетрадиционни и възобновяеми енергийни източници:

слънчеви електроцентрали;

геотермални електроцентрали;

вятърни електроцентрали;

· приливни електроцентрали и други.

II. За тази дисциплина представлява интерес по-задълбочена класификация на топлоелектрическите централи, които в зависимост от вида на топлинните двигатели се разделят на:

1) парни турбинни електроцентрали (STP);

2) газотурбинни електроцентрали (ГТЦ);

3) електроцентрали с комбиниран цикъл (CGE);

4) електроцентрали на двигатели с вътрешно горене (ICE).

Сред тези електроцентрали доминират парните турбини, които представляват над 95% от общата инсталирана мощност на ТЕЦ-овете.

III. В зависимост от вида на енергийните носители, доставяни на външен потребител, паротурбинните електроцентрали се разделят на:

1) кондензационни електроцентрали (CPP), които доставят само електроенергия на външен потребител;

2) комбинирани топлоелектрически централи (CHP), които доставят на външни потребители както топлина, така и електроенергия.

IV. В зависимост от предназначението и ведомствената подчиненост електроцентралите се разделят на:

1) регионални електроцентрали, които са предназначени да доставят електроенергия на всички потребители в региона;

2) промишлени електроцентрали, които са част от промишлени предприятия и са предназначени да доставят електроенергия предимно на потребителите на предприятията.

V. В зависимост от продължителността на използване на инсталираната мощност през годината, електроцентралите се разделят на:

1) основен (B): 6000 ÷ 7500 h / година, т.е. над 70% от продължителността на годината;

2) полуосновен (P/B): 4000÷6000 ч/година, 50÷70%;

3) полупикова (P/P): 2000÷4000 h/година, 20÷50%;

4) пикова (P): до 2000 h/година, до 20% от продължителността на годината.

Тази опция за класификация може да бъде илюстрирана с примера на графика на продължителността на електрическите натоварвания:

Фигура 1.1 - Графика на продължителността на електрическите натоварвания

VI. В зависимост от налягането на парата, постъпваща в турбините, паротурбинните топлоелектрически централи се разделят на:

1) ниско налягане: до 4 MPa;

2) средно налягане: до 9 - 13 MPa;

3) високо налягане: до 25 - 30 MPa, включително:

● подкритично налягане: до 18 - 20 MPa

● критично и свръхкритично налягане: над 22 MPa

VII. В зависимост от мощността парните турбини се делят на:

1) електроцентрали с ниска мощност: обща инсталирана мощност до 100 MW с единична мощност на инсталирани турбогенератори до 25 MW;

2) средна мощност: обща инсталирана мощност до 1000 MW с единична мощност на инсталираните турбогенератори до 200 MW;

3) висока мощност: общата инсталирана мощност е над 1000 MW с единична мощност на инсталираните турбогенератори над 200 MW.

VIII. В зависимост от начина на свързване на парогенераторите към турбогенераторите, топлоелектрическите централи се разделят на:

1) централизирани (неблокови) топлоелектрически централи, в които парата от всички котли влиза в един централен паропровод и след това се разпределя между турбогенераторите (виж фиг. 1.2);

1 – парогенератор; 2 - парна турбина; 3 - централен (главен) тръбопровод за пара; 4 – кондензатор на парна турбина; 5 - електрически генератор; 6 - трансформатор.

Фигура 1.2 - Принципна схема на централизирана (неблокова) ТЕЦ

2) блокови топлоелектрически централи, в които всеки от инсталираните парогенератори е свързан към точно определен турбогенератор (виж фиг. 1.3).

1 – парогенератор; 2 - парна турбина; 3 – междинен прегревател; 4 – кондензатор на парна турбина; 5 - електрически генератор; 6 - трансформатор.

Фигура 1.3 - Принципна схема на блок ТЕЦ

За разлика от неблоковата блокова схема на ТЕЦ, тя изисква по-малко капиталови разходи, по-лесна е за експлоатация и създава условия за пълна автоматизация на паротурбинна инсталация на електроцентрала. В блоковата схема броят на тръбопроводите и производствените обеми на станцията за разполагане на оборудването са намалени. При използване на междинно прегряване на пара използването на блокови схеми е задължително, тъй като в противен случай не е възможно да се контролира потокът на парата, изпускана от турбината за прегряване.

1.2 Технологична схема на ТЕЦ

Технологичната схема изобразява основните части на електроцентралата, тяхната връзка и съответно показва последователността на технологичните операции от момента на доставяне на горивото в станцията до доставката на електроенергия на потребителя.

Като пример, Фигура 1.4 показва диаграма на процес за електроцентрала с парна турбина с въглищен прах. Този тип ТЕЦ преобладава сред работещите основни топлоелектрически централи в Украйна и в чужбина.

Sun - разход на гориво на станцията; Dp. г. е производителността на парогенератора; Ds. н. – условен разход на пара за собствени нужди на станцията; Dt - поток на пара към турбината; Evyr - количеството произведена електроенергия; Eсн - потреблението на електроенергия за собствени нужди на станцията; Eop - количеството електроенергия, доставена на външен потребител.

Фигура 1.4 - Пример за технологична схема на електроцентрала с въглищен прах с парна турбина

Обичайно е технологичната схема на ТЕЦ да се разделя на три части, които са маркирани с пунктирани линии на фигура 1.4:

аз … Трасе гориво-газ-въздух, което включва:

1 – икономия на гориво (устройство за разтоварване, склад за сурови въглища, трошачни инсталации, бункери за натрошени въглища, кранове, транспортьори);

2 – система за пулверизация (мелници за въглища, фини вентилатори, бункери за въглищен прах, хранилки);

3 – вентилатор за подаване на въздух за изгаряне на гориво;

4 – парогенератор;

5 – газово почистване;

6 - димоотвод;

7 - комин;

8 – багерна помпа за транспортиране на пепел и шлакова смес;

9 – доставка на пепел и шлакова смес за депониране.

Като цяло пътят гориво-газ-въздух включва : икономия на гориво, система за прахоулавяне, вентилатор, котелни димоотводи и система за отстраняване на пепел и шлака.

II … Steam път, който включва:

10 - въздушна турбина;

11 – кондензатор на парна турбина;

12 - циркулационна помпа на системата за циркулационно водоснабдяване за охлаждане на кондензатора;

13 – охлаждащо устройство на реверсивната система;

14 - подаване на допълнителна вода, компенсираща загубите на вода в циркулационната система;

15 – доставка на сурова вода за приготвяне на химически пречистена вода, която компенсира загубата на кондензат в станцията;

16 - химическо пречистване на водата;

17 – помпа за химическо пречистване на вода, доставяща допълнителна химически обработена вода към потока кондензат на отработената пара;

18 – кондензна помпа;

19 – регенеративен нагревател за захранваща вода с ниско налягане;

20 - обезвъздушител;

21 - захранваща помпа;

22 – регенеративен водонагревател под високо налягане;

23 – дренажни помпи за отвеждане на кондензата на отоплителната пара от топлообменника;

24 – регенеративни парни екстракции;

25 - Междинен прегревател.

Като цяло пътят пара-вода включва: пароводна част на котела, турбина, кондензатор, системи за подготовка на охлаждаща циркулационна вода и допълнително химически обработена вода, система за регенеративно подгряване на захранваща вода и деаерация на захранваща вода.

III … Електрическа част, която включва:

26 – електрически генератор;

27 - повишаващ трансформатор за подаване на електроенергия към външен потребител;

28 - шини на ОРУ на електроцентралата;

29 – трансформатор за електрическа енергия за собствени нужди на централата;

30 - шини на разпределителното устройство на електроенергия за собствени нужди.

По този начин електрическата част включва: генератор, трансформатори и разпределителни шини.

1.3 Технико-икономически показатели на ТЕЦ

Технико-икономическите показатели на ТЕЦ се разделят на 3 групи: енергийни, икономически и експлоатационни, които съответно са предназначени да оценят техническото ниво, ефективността и качеството на работа на централата.

1.3.1 Енергийни характеристики

Основните енергийни показатели на ТЕЦ включват: к.п.д. електроцентрали (), специфична консумация на топлина (), специфична консумация на гориво за производство на електроенергия ().

Тези показатели се наричат показатели за топлинна ефективност на станцията.

Според резултатите от реалната работа на електроцентралата, КПД се определя от отношенията:

; (1.1)

; (1.2)

При проектиране на електроцентрала и за анализ на нейната работа, ефективност се определят от продукти, които отчитат ефективността. отделни елементи на станцията:

където ηкот, ηтурбо – ефективност котелни и турбинни цехове;

ηt. п. - к.п.д. топлинен поток, който отчита топлинните загуби от топлоносители вътре в станцията поради пренос на топлина към околната среда през стените на тръбопровода и изтичане на топлоносител, ηt. n = 0,98 ... 0,99 (срв. 0,985);

esn е делът на електроенергията, изразходвана за собствените нужди на електроцентралата (електрическо задвижване в системата за подготовка на гориво, задвижване на теглещото оборудване на котелния цех, задвижване на помпата и др.), esn = Esn/Evyr = 0,05…0,10 (ср. 0,075);

qsn е делът на потреблението на топлина за собствени нужди (химическа обработка на водата, обезвъздушаване на захранващата вода, работа на парни ежектори, осигуряващи вакуум в кондензатора и др.), qsn = 0,01…0,02 (ср. 0,015).

К. п.д. котелният цех може да се представи като к.п.д. парогенератор: ηcat = ηp. d. = 0,88…0,96 (срв. 0,92)

К. п.д. турбинен магазин може да се представи като абсолютна електрическа ефективност. турбогенератор:

ηтурб = ηt. g. = ηt ηoi ηm, (1.5)

където ηt е топлинната ефективност. цикъл на парна турбина (съотношение на използваната топлина към доставената топлина), ηt = 0,42…0,46 (срв. 0,44);

ηoi е вътрешната относителна ефективност. турбини (като се вземат предвид загубите вътре в турбината поради триене на пара, преливане, вентилация), ηoi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);

ηm - електромеханична ефективност, която отчита загубите при преноса на механична енергия от турбината към генератора и загубите в самия електрически генератор, ηeng = 0,98 ... 0,99 (ср. 0,985).

Отчитайки произведението (1.5), израз (1.4) за ефективността нетната електроцентрала приема формата:

ηsnet = ηpg ηt ηoi ηm ηtp (1 – esn) (1 – qsn); (1.6)

и след заместване на средните стойности ще бъдат:

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

Като цяло, за електроцентрала, ефективността нетни промени в рамките на: ηsnet = 0,28…0,38.

Специфичният разход на топлина за производство на електроенергия се определя от съотношението:

, (1.7)

където Qfuel е топлината, получена от изгарянето на гориво .

; (1.8)

където rn е нормативният коефициент на ефективност на капиталните вложения, година-1.

Реципрочната стойност на pH дава периода на изплащане, например, при pH = 0,12 година-1, периодът на изплащане ще бъде:

Тези разходи се използват за избор на най-икономичния вариант за изграждане на нова или реконструкция на съществуваща електроцентрала.

1.3.3 Изпълнение

Показателите за ефективност оценяват качеството на работа на електроцентралата и по-специално включват:

1) коефициент на персонал (брой обслужващ персонал на 1 MW инсталирана мощност на централата), W (души/MW);

2) коефициентът на използване на инсталираната мощност на електроцентралата (съотношението на действителното производство на електроенергия към максимално възможното производство)

; (1.16)

3) броя часове на използване на инсталираната мощност

4) коефициент на наличност на оборудването и коефициент на техническо използване на оборудването

; (1.18)

Коефициентите на готовност на оборудването за котелни и турбинни цехове са: Kgotkot = 0,96…0,97, Kgotturb = 0,97…0,98.

Коефициентът на използване на оборудването за топлоелектрически централи е: KispTES = 0,85 ... 0,90.

1.4 Изисквания към ТЕЦ

Изискванията към ТЕЦ са разделени на 2 групи: технически и икономически.

Техническите изисквания включват:

Надеждност (непрекъсваемо захранване в съответствие с изискванията на потребителите и графика за изпращане на електрически товари);

Маневреност (способност за бързо увеличаване или премахване на товара, както и стартиране или спиране на агрегатите);

· топлинна ефективност (максимална ефективност и минимален специфичен разход на гориво за различни режими на работа на станцията);

· екологичност (минимални вредни емисии в околната среда и непревишаване на допустимите емисии при различни режими на работа на станцията).

Икономически изисквания са намалени до минимални разходи за електроенергия, при спазване на всички технически изисквания.

1.5 Характеристики на промишлени топлоелектрически централи

Сред основните характеристики на промишлените топлоелектрически централи са:

1) двупосочна комуникация на електроцентралата с основните технологични цехове (електроцентралата осигурява електрическото натоварване на технологичните цехове и в зависимост от необходимостта променя доставката на електроенергия, а магазините в някои случаи са източници на топлинни и горивни ВЕИ, които се използват в електроцентрали);

2) общността на редица системи от електроцентрали и технологични магазини на предприятието (снабдяване с гориво, водоснабдяване, транспортни съоръжения, ремонтна база, което намалява разходите за изграждане на станция);

3) наличието в промишлени електроцентрали, в допълнение към турбогенераторите, на турбокомпресори и турбокомпресори за подаване на технологични газове към цеховете на предприятието;

4) преобладаването на топлоелектрическите централи (CHP) сред промишлените електроцентрали;

5) относително малък капацитет на промишлени топлоелектрически централи:

70…80%, ≤ 100 MW.

Индустриалните топлоелектрически централи осигуряват 15 ... 20% от общото производство на електроенергия.

2 ИЗГРАЖДАНЕ НА ТОПЛИННИ СХЕМИ НА ТЕЦ

2.1 Общи понятия за топлинни схеми

Топлинните схеми се отнасят до водно-парни пътища на електроцентрали и показват :

1) взаимното разположение на основното и спомагателното оборудване на станцията;

2) технологично свързване на оборудването през линиите на тръбопровода на топлоносителите.

Топлинните схеми могат да бъдат разделени на 2 вида:

1) основен;

2) разгърнат.

В схематичните диаграми оборудването е показано до степента, необходима за изчисляване на термичната верига и анализиране на резултатите от изчислението.

Въз основа на принципната диаграма се решават следните задачи:

1) определя дебита и параметрите на топлоносителите в различни елементи на веригата;

2) изберете оборудване;

3) разработване на подробни термични схеми.

Разширени топлинни схемивключва цялото оборудване на станцията, включително резервно, всички тръбопроводи на станцията със спирателна и контролна арматура.

Въз основа на подробните схеми се решават следните задачи:

1) взаимно разположение на оборудването при проектирането на електроцентрали;

2) изпълнение на работни чертежи по време на проектиране;

3) експлоатация на станции.

Изграждането на топлинни схеми се предшества от решаването на следните въпроси:

1) изборът на типа инсталация, който се извършва въз основа на вида и броя на очакваните енергийни товари, т.е. IES или CHP;

2) определя електрическата и топлинната мощност на станцията като цяло и мощността на нейните отделни блокове (агрегати);

3) изберете началните и крайните параметри на парата;

4) определя необходимостта от междинно прегряване на парата;

5) изберете видовете парогенератори и турбини;

6) разработване на схема за регенеративно нагряване на захранваща вода;

7) съчетайте основните технически решения според топлинната схема (капацитет на блоковете, параметри на парата, тип турбини) с редица спомагателни въпроси: подготовка на допълнителна химически обработена вода, обезвъздушаване на водата, използване на продухваща вода от парогенератора, задвижване на захранващи помпи и други.

Развитието на топлинните схеми се влияе основно от 3 фактора:

1) стойността на началните и крайните параметри на парата в парната турбина;

2) междинно прегряване на парата;

3) регенеративно нагряване на захранващата вода.

2.2 Първоначални параметри на парата

Първоначалните параметри на парата са налягането (P1) и температурата (t1) на парата преди спирателния вентил на турбината.

2.2.1 Първоначално налягане на парата

Първоначалното налягане на парата влияе на ефективността. електроцентрали и на първо място чрез топлинна ефективност. цикъл на паротурбинна инсталация, която при определяне на к.п.д. електроцентрала има минимална стойност (ηt = 0,42…0,46):

За определяне на топлинната ефективност. може да се използва е- диаграма на водната пара (виж фиг. 2.1):

(2.2)

където Nad е адиабатната топлинна загуба на пара (за идеален цикъл);

qsubv - количеството топлина, подадено към цикъла;

i1, i2 – енталпия на парата преди и след турбината;

i2" е енталпията на кондензата на парата, отработена в турбината (i2" = cpt2).

Фигура 2.1 - Към определението за топлинна ефективност.

Резултатите от изчислението по формула (2.2) дават следните стойности на ефективност:

ηt, части от единици

Тук 3,4 ... 23,5 MPa са стандартните налягания на парата, приети за парни турбини в енергийния сектор на Украйна.

От резултатите от изчислението следва, че с увеличаване на първоначалното налягане на парата стойността на ефективността се увеличава. Заедно с това, повишаването на налягането има редица негативни последици:

1) с увеличаване на налягането обемът на парата намалява, площта на потока на пътя на потока на турбината и дължината на лопатките намаляват и следователно парните потоци се увеличават, което води до намаляване на вътрешната относителна ефективност . турбини (ηоі);

2) повишаването на налягането води до увеличаване на загубите на пара през крайните уплътнения на турбината;

3) потреблението на метал за оборудване и цената на парната турбина се увеличават.

За премахване на негативното въздействие заедно с повишаването на налягането трябва да се увеличи и мощността на турбината, което гарантира :

1) увеличаване на консумацията на пара (изключва намаляване на площта на потока в турбината и дължината на лопатките);

2) намалява относителното избиване на пара през механичните уплътнения;

3) увеличаването на налягането заедно с увеличаването на мощността прави възможно тръбопроводите да бъдат по-компактни и да се намали консумацията на метал.

Оптималното съотношение между първоначалното налягане на парата и мощността на турбината, получено въз основа на анализ на работата на работещи електроцентрали в чужбина, е показано на фигура 2.2 (оптималното съотношение е маркирано със щриховка).

Фигура 2.2 - Връзка между мощността на турбогенератора (N) и началното налягане на парата (P1).

2.2.2 Начална температура на парата

С увеличаване на първоначалното налягане на парата съдържанието на влага в парата на изхода на турбината се увеличава, което се илюстрира с графики на iS - диаграмата (виж фиг. 2.3).

P1 > P1" > P1"" (t1 = const, P2 = const)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Фигура 2.3 - Характерът на промяната в крайното съдържание на влага в парата с увеличаване на първоначалното налягане на парата.

Наличието на парна влага увеличава загубите от триене, намалява вътрешната относителна ефективност. и причинява капкова ерозия на лопатките и други елементи от пътя на потока на турбината, което води до тяхното разрушаване.

Максимално допустимата влажност на парата (y2dop) зависи от дължината на лопатките (ll); например:

ll ≤ 750…1000 mm y2perm ≤ 8…10%

ll ≤ 600 mm y2adm ≤ 13%

За да се намали влажността на парата, заедно с увеличаването на налягането на парата, трябва да се повиши нейната температура, което е илюстрирано на фигура 2.4.

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

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

y2< y2" < y2""

Фигура 2.4 - Естеството на промяната в крайното съдържание на влага в парата с повишаване на началната температура на парата.

Температурата на парата се ограничава от топлоустойчивостта на стоманата, от която са направени паропрегревателят, тръбопроводите и елементите на турбината.

Възможно е да се използват стомани от 4 класа:

1) въглеродни и манганови стомани (с гранична температура tпр ≤ 450…500°С);

2) хром-молибденови и хром-молибден-ванадиеви стомани от перлитен клас (tpr ≤ 570…585°С);

3) високохромисти стомани от мартензитно-феритен клас (tpr ≤ 600…630°С);

4) неръждаеми хромо-никелови стомани от аустенитния клас (tpr ≤ 650…700°С).

При преминаване от един клас стомана към друг, цената на оборудването се увеличава драстично.

Клас стомана

Относителна цена

На този етап от икономическа гледна точка е целесъобразно да се използва перлитна стомана с работна температура tr ≤ 540°C (565°C). Мартензитно-феритните и аустенитните стомани водят до рязко увеличение на цената на оборудването.

Трябва също да се отбележи влиянието на началната температура на парата върху топлинната ефективност. цикъл на парна турбина. Повишаването на температурата на парата води до увеличаване на топлинната ефективност:

Хидравлични електроцентрали (ВЕЦ) и помпени акумулатори (ПАЕС), използващи енергията на падащата вода

Атомни електроцентрали (АЕЦ), използващи енергията на ядрения разпад

Дизелови електроцентрали (DPC)

Топлоелектрически централи с газови турбини (GTU) и централи с комбиниран цикъл (CCGT)

Слънчеви електроцентрали (SPP)

Вятърни електроцентрали (ВЕЦ)

Геотермални електроцентрали (GEOTES)

Приливни електроцентрали (ТЕЦ)

Най-често в съвременната енергетика се разграничават традиционна и нетрадиционна енергия.

Традиционният енергиен сектор се разделя главно на електроенергийна индустрия и топлоенергетика.

Най-удобният вид енергия е електрическата, която може да се счита за основа на цивилизацията. Преобразуването на първичната енергия в електрическа енергия се извършва в електроцентрали.

Страната ни произвежда и консумира огромно количество електроенергия. Произвежда се почти изцяло от трите основни вида електроцентрали: ТЕЦ, АЕЦ и ВЕЦ.

Приблизително 70% от световната електроенергия се генерира от топлоелектрически централи. Те се делят на кондензационни топлоелектрически централи (КОЕЦ), които произвеждат само електрическа енергия, и комбинирани топлоелектрически централи (КТЕЦ), които произвеждат електрическа и топлинна енергия.

В Русия около 75% от енергията се произвежда в топлоелектрически централи. ТЕЦ се изграждат в райони за добив на гориво или в райони за потребление на енергия. Изгодно е изграждането на водноелектрически централи върху пълноводни планински реки. Следователно най-големите водноелектрически централи са построени на сибирските реки. Енисей, Ангара. Но каскади от водноелектрически централи са построени и на равнинните реки: Волга, Кама.

Атомните електроцентрали се изграждат в райони, където се консумира много енергия, а други енергийни ресурси не достигат (в западната част на страната).

Основният тип електроцентрали в Русия са топлинни (ТЕЦ). Тези инсталации генерират приблизително 67% от електроенергията в Русия. Разположението им се влияе от факторите на горивото и потреблението. Най-мощните електроцентрали са разположени на местата, където се добива гориво. Топлоелектрическите централи, използващи висококалорично транспортируемо гориво, са ориентирани към потребителите.

Фиг. 1. Принципна схема на топлоелектрическа централа

Принципна схема на топлоелектрическа централа е показана на фиг.1. Трябва да се има предвид, че в неговия дизайн могат да бъдат предвидени няколко вериги - охлаждащата течност от горивния реактор може да не отиде веднага към турбината, а да отдаде топлината си в топлообменника на охлаждащата течност на следващата верига, която вече може влизат в турбината или могат допълнително да прехвърлят енергията си към следващия контур. Също така във всяка електроцентрала е предвидена система за охлаждане на отработения охладител, за да се доведе температурата на охлаждащата течност до стойността, необходима за рециклиране. Ако има населено място в близост до електроцентралата, тогава това се постига чрез използване на топлината на отпадъчния топлоносител за загряване на вода за отопление на къщи или топла вода, а ако не, тогава излишната топлина на отпадъчния топлоносител просто се изхвърля в атмосферата в охладителните кули. Охладителните кули най-често служат като кондензатор на отработената пара в неатомни електроцентрали.

Основното оборудване на ТЕЦ е котел-парогенератор, турбина, генератор, парен кондензатор, циркулационна помпа.

В котела на парогенератора при изгаряне на гориво се отделя топлинна енергия, която се превръща в енергия на водна пара. В турбината енергията на водните пари се преобразува в механична енергия на въртене. Генераторът преобразува механичната енергия на въртене в електрическа. Схемата за CHP е различна по това, че освен електрическа енергия, тя генерира и топлина чрез отстраняване на част от парата и загряване на водата, подадена към топлопровода с нея.

Има ТЕЦ с газови турбини. Работната течност и тях - газ с въздух. Газът се отделя при изгарянето на органично гориво и се смесва с нагрят въздух. Газово-въздушната смес при 750-770°C се подава в турбината, която върти генератора. Топлоелектрическите централи с газови турбини са по-маневрени, лесни за стартиране, спиране и регулиране. Но мощността им е 5-8 пъти по-малка от парните.

Процесът на производство на електроенергия в топлоелектрическите централи може да бъде разделен на три цикъла: химически - процесът на горене, в резултат на който топлината се прехвърля на пара; механични - топлинната енергия на парата се преобразува в енергия на въртене; електрическа – механичната енергия се преобразува в електрическа.

Общата ефективност на ТЕЦ се състои от произведението на ефективността (η) на циклите:

Ефективността на идеалния механичен цикъл се определя от така наречения цикъл на Карно:

където T 1 и T 2 - температура на парата на входа и изхода на парната турбина.

При съвременните ТЕЦ T 1 =550°C (823°K), T 2 =23°C (296°K).

Практически като се вземат предвид загубите η TES = 36-39%. Благодарение на по-пълното използване на топлинната енергия когенерационната ефективност = 60-65%.

Атомната електроцентрала се различава от топлоелектрическата централа по това, че котелът е заменен с ядрен реактор. Топлината на ядрената реакция се използва за производството на пара.

Първичната енергия в атомните електроцентрали е вътрешната ядрена енергия, която се освобождава по време на ядреното делене под формата на колосална кинетична енергия, която от своя страна се превръща в топлина. Инсталацията, в която се извършват тези трансформации, се нарича реактор.

През активната зона на реактора преминава охлаждаща течност, която служи за отвеждане на топлина (вода, инертни газове и др.). Охлаждащата течност пренася топлина в парогенератора, предавайки я на водата. Получените водни пари влизат в турбината. Мощността на реактора се контролира с помощта на специални пръти. Те се въвеждат в активната зона и променят неутронния поток, а оттам и интензивността на ядрената реакция.

Естественото ядрено гориво на атомната електроцентрала е уранът. За биологична защита от радиация се използва слой бетон с дебелина няколко метра.

При изгаряне на 1 kg въглища могат да се получат 8 kWh електроенергия, а при изразходването на 1 kg ядрено гориво се генерират 23 милиона kWh електроенергия.

Повече от 2000 години човечеството използва водната енергия на Земята. Сега водната енергия се използва във водноелектрически централи (ВЕЦ) от три вида:

хидроелектрически централи (ВЕЦ);
приливни електроцентрали (ТЕЦ), използващи енергията на приливите и отливите на моретата и океаните;
помпено-акумулиращи станции (ПАСЕ), които акумулират и използват енергията на резервоари и езера.

Водноенергийните ресурси в турбината на електроцентралата се преобразуват в механична енергия, която се преобразува в електрическа енергия в генератора.

По този начин основните източници на енергия са твърдо гориво, нефт, газ, вода, енергията на разпадането на уранови ядра и други радиоактивни вещества.

Процесът на преобразуване на топлинна енергия в електрическа се отразява в опростени (основни) или пълни термични схеми.

Принципна схема на топлоелектрическа централапоказва основните потоци на топлоносители, свързани с основното и спомагателното оборудване в процесите на преобразуване на топлината на изгореното гориво за производство и доставка на електроенергия и топлина на потребителите. На практика термичната верига се свежда до диаграма на пътека пара-вода на топлоелектрическа централа (енергиен блок), чиито елементи обикновено са представени в условни изображения.

Опростена (принципиална) топлинна схема на топлоелектрическа централа, работеща с въглища, е показана на фиг. 3.1.

Въглищата се подават в горивния бункер 1 , а от него - към трошачната инсталация 2 където се превръща в прах. Въглищният прах влиза в пещта на парогенератора (парния котел) 3 , който има система от тръби, в които циркулира химически пречистена вода, наречена хранителна вода. Вода в бойлера

Ориз. 3.1. Опростена термична схема на парна турбина

топлоелектрическа централа с въглищен прах и появата на колелото на парната турбина

нагрява се, изпарява се и получената наситена пара се довежда в прегревателя до температура 400-650 ° C и под налягане от 3 ... 25 MPa навлиза в парната турбина през паропровода 4 . Параметри на прегрята пара T 0 , П 0 (температура и налягане на входа на турбината) зависят от мощността на агрегатите. В IES цялата пара се използва за генериране на електричество. В когенерационна централа една част от парата се използва изцяло в турбината за генериране на електричество в генератора 5 и след това отива в кондензатора 6 , а другата, която е с висока температура и налягане, се взема от междинното стъпало на турбината и се използва за подаване на топлина (пунктирана линия на фиг. 3.1). Кондензна помпа 7 през обезвъздушителя 8 и след това захранваща помпа 9 подадени в парогенератора. Количеството добита пара зависи от нуждите на предприятията от топлинна енергия.

Пълна топлинна схема (PTS)се различава от основния по това, че показва напълно оборудването, тръбопроводите, спирателната, контролната и защитната арматура. Пълната топлинна схема на енергийния блок се състои от диаграми на отделни блокове, включително блока за цялата централа (резервни кондензни резервоари с трансферни помпи, захранване на топлофикационна мрежа, отопление на сурова вода и др.). Спомагателните тръбопроводи включват тръбопроводи байпас, дренаж, дренаж, спомагателен, всмукване на сместа пара-въздух. Обозначенията на PTS линиите и фитингите са както следва:

3.1.1.1. Топлинни схеми на ЦЕС

Голяма част от КПТ у нас използват като гориво въглищен прах. Необходими са няколкостотин грама въглища, за да се генерира 1 kWh електроенергия. В парния котел повече от 90% от енергията, отделена от горивото, се прехвърля на пара. В турбината кинетичната енергия на парните струи се предава на ротора (виж фиг. 3.1). Валът на турбината е твърдо свързан с вала на генератора. Съвременните парни турбини за топлоелектрически централи са високоскоростни (3000 об/мин) високоикономични машини с дълъг експлоатационен живот.

CPP с висока мощност на органично гориво в момента се изграждат главно за високи начални параметри на парата и ниско крайно налягане (дълбок вакуум). Това дава възможност да се намали потреблението на топлина за единица произведена електроенергия, тъй като първоначалните параметри са по-високи П 0 и T 0 преди турбината и под крайното налягане на парата П k, толкова по-висока е ефективността на инсталацията. Поради това парата, влизаща в турбината, се довежда до високи параметри: температура - до 650 ° C и налягане - до 25 MPa.

Фигура 3.2 показва типични опростени топлинни схеми на IES, работещи с изкопаеми горива. Съгласно схемата на фигура 3.2, атоплината се подава към цикъла само когато се генерира пара и се нагрява до избраната температура на прегряване Tплатно; съгласно схемата на фигура 3.2, bЗаедно с преноса на топлина при тези условия се подава и топлина към парата, след като е работила в частта с високо налягане на турбината.

Първата схема се нарича схема без повторно нагряване, втората - схема с повторно нагряване на пара.. Както е известно от курса на термодинамиката, топлинната ефективност на втората схема при същите начални и крайни параметри и правилния избор на параметри на повторно нагряване е по-висока.

И по двете схеми пара от парния котел 1 отива към турбината 2 разположен на същия вал с електрическия генератор 3 . Отработената пара кондензира в кондензатора 4 охлажда се от циркулираща в тръбите техническа вода. Турбинна кондензна кондензна помпа 5 чрез регенеративни нагреватели 6 се подава в обезвъздушителя 8 .

Деаераторът служи за отстраняване на разтворените в него газове от водата; в същото време в него, както и в регенеративните нагреватели, захранващата вода се нагрява от пара, взета за тази цел от обезвъздушаването на турбината. Обезвъздушаването на водата се извършва, за да се доведе съдържанието на кислород и въглероден диоксид в нея до приемливи стойности и по този начин да се намали скоростта на корозия на метала във водните и парните пътища. В същото време в редица топлинни схеми на CPP може да липсва деаератор. В този така наречен воден режим с неутрален кислород към захранващата вода се подава определено количество кислород, водороден пероксид или въздух; обезвъздушителят във веригата не е необходим.

Р
е. 3.1. Типични топлинни схеми на парни турбини

кондензационни агрегати, работещи на органично гориво без

претопляне на пара ( а) и с междинен

прегряване ( b)

Обезвъздушена вода чрез захранваща помпа 9 чрез нагреватели 10 подавани в котелната централа. Кондензат на отоплителна пара, образуван в нагревателите 10 , каскадно се влива в обезвъздушителя 8 , а кондензатът на нагряващата пара на нагревателите 6 се подава от дренажна помпа 7 в тръбопровода, по който изтича кондензатът от кондензатора 4 .

Описаните топлинни схеми са до голяма степен типични и се променят незначително с увеличаване на мощността на блока и началните параметри на парата.

Деаераторът и захранващата помпа разделят регенеративния отоплителен кръг на групи HPH (нагревател с високо налягане) и HDPE (нагревател с ниско налягане). Групата HPH обикновено се състои от 2–3 нагревателя с каскадно оттичане до деаератора. Деаераторът се захранва с пара със същата екстракция като горния HPH. Такава схема за включване на обезвъздушител за пара е широко разпространена. Тъй като в деаератора се поддържа постоянно налягане на парата, а налягането в екстракцията намалява пропорционално на намаляването на парния поток към турбината, такава схема създава запас от налягане за екстракцията, който се реализира в горния HPH. HDPE групата се състои от 3–5 регенеративни и 2–3 спомагателни нагревателя. При наличие на изпарителен блок (охладителна кула), кондензаторът на изпарителя е свързан между LPH.

CPP, които произвеждат само електричество, имат ниска ефективност (30–40%), тъй като голямо количество генерирана топлина се изхвърля в атмосферата през парни кондензатори, охладителни кули и се губи с димните газове и охлаждащата вода на кондензатора.