Организационно-производственная структура атомных электростанций. Тепловая электростанция

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

Конденсационные электростанции

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

Характерные особенности конденсационных электрических станции

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

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

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

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


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

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

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

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

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

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

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

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

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

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

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

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

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

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

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

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

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

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

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

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

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

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

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

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

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

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. СТРУКТУРА ТЭС, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ. ПАРОГЕНЕРАТОР. ПАРОВАЯ ТУРБИНА. КОНДЕНСАТОР

Классификация ТЭС

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

Первые ТЭС появились в конце 19 века (в 1882 г. - в Нью-Йорке, в 1883 г. - в С. Петербурге, в 1884 г. - в Берлине) и получили преимущественное распространение. В настоящее время ТЭС - основной вид электрических станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет: в России примерно 70% , в мире около 76%.

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора (обычно синхронного генератора). Генератор совместно с турбиной и возбудителем называется турбогенератором .В России на ТПЭС производится ~99% электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы.

ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями (КЭС). В России КЭС исторически называется Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС. На ГРЭС вырабатывается около 65% электроэнергии, производимой на ТЭС. Их КПД достигает 40 %. Самая крупная в мире Сургутская ГРЭС-2; её мощность 4,8 ГВт; мощность Рефтинской ГРЭС 3,8 ГВт.

ТПЭС, оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается соответственно около 35 % электроэнергии, производимой на ТЭС. Благодаря более полному использованию тепловой энергии КПД ТЭЦ повышается до 60 - 65 %. Самые мощные ТЭЦ в России ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 Мосэнерго имеют мощность по 1410 МВт.

Промышленные газовые турбины появились значительно позже паровых турбин, так как для их изготовления требовались особые жаропрочные конструкционные материалы. На основе газовых турбин были созданы компактные и высокоманевренные газотурбинные установки (ГТУ). В камере сгорания ГТУ сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750 - 900° С поступают в газовую турбину, вращающую ротор электрогенератора. КПД таких ТЭС обычно составляет 26 - 28%, мощность - до нескольких сотен МВт. ГТУ не отличаются экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов.

ТЭС с ГТУ применяются основном как резервные источники электроэнергии для покрытия пиков электрической нагрузки или для снабжения электричеством небольших населённых пунктов.Они позволяют электростанции работать при резкопеременной нагрузке ; могут часто останавливаться, обеспечивают быстрый пуск, высокую скорость набора мощности и достаточно экономичную работу в широком диапазоне нагрузки. Как правило, ГТУ уступают паротурбинным ТЭС по удельному расходу топлива и себестоимости электроэнергии. Стоимость строительно-монтажных работ на ТЭС с ГТУ уменьшается примерно в два раза, так как не нужно строить котельный цех и насосную. Самая мощная ТЭС с ГТУ ГРЭС-3 им. Классона (Московская обл.) имеет мощность 600 МВт.

Отработанные газы ГТУ имеют достаточно высокую температуру, вследствие чего ГТУ имеют невысокий КПД. В парогазовой установке (ПГУ), состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов , горячие газы ГТУ используются для нагревания воды в парогенераторе. Это электростанции комбинированного типа. КПД ТЭС с ПГУ достигает 42 - 45%. ПГУ в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. К тому же это самый экологически чистый двигатель, что объясняется высоким КПД. Появились ПГУ чуть более 20 лет назад, однако, сейчас это самый динамичный сектор энергетики. Самые мощные энергоблоки с ПГУ в России: на Южной ТЭЦ С. Петербурга - 300 МВт и на Невинномысской ГРЭС - 170 МВт.

ТЭС с ГТУ и ПГУ также могут отпускать тепло внешним потребителям, то есть работать как ТЭЦ.

По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями .

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котёл подаёт пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котёл. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

Критическое давление - это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД - 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме.

Эффективность работы ТЭС оценивается коэффициентом полезного действия (КПД) , который определяется отношением количества энергии, отпущенной за некоторое время к затраченной теплоте, содержащейся в сожжённом топливе. Наряду с КПД для оценки работы ТЭС используется также другой показатель - удельный расход условного топлива (условное топливо это топливо, имеющее теплоту сгорания = 7000 ккал/кг=29,33 МДж/кг). Между КПД и условным расходом топлива имеется связь .

Структура ТЭС

Основные элементы ТЭС (рис. 3.1):

u котельная установка , преобразующая энергию химических связей топлива и производящая водяной пар с высокими температурой и давлением;

u турбинная (паротурбинная) установка , преобразующая тепловую энергию пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата;

u электрогенератор , обеспечивающий преобразование кинетической энергии вращения ротора в электрическую энергию.

Рисунок 3.1. Основные элементы ТЭС

Тепловой баланс ТЭС показан на рис. 3.2.

Рисунок 3.2. Тепловой баланс ТЭС



Основная потеря энергии на ТЭС происходит из-за передачи теплоты пара охлаждающей воде в конденсаторе ; с теплом пара теряется более 50 % теплоты (энергии).

3.3. Парогенератор (котёл)

Основным элементом котельной установки является парогенератор , представляющий собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Большую часть котла занимает топка; её стены облицованы экранами из труб, по которым подводится питательная вода. В парогенераторе производится сжигание топлива, при этом вода превращается в пар высокого давления и температуры. Для полного сгорания топлива в топку котла нагнетается подогретый воздух; для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется около 5 м 3 воздуха.

При горении топлива энергия его химических связей превращается в тепловую и лучистую энергию факела . В результате химической реакции сгорания, при которой углерод топлива С превращается в оксиды СО и СО 2 , сера S - в оксиды SO 2 и SO 3 и т.д., и образуются продукты сгорания топлива (дымовые газы). Охлаждённые до температуры 130 - 160 О С дымовые газы через дымовую трубу покидают ТЭС, уносят около 10 - 15% энергии (рис.3.2).

В настоящее время наиболее широко используются барабанные (рис.3.3,а) и прямоточные котлы (рис.3.3,б). В экранах барабанных котлов осуществляется многократная циркуляция питательной воды; отделение пара от воды происходит в барабане. В прямоточных котлах вода проходит по трубам экрана только один раз, превращаясь в сухой насыщенный пар (пар в котором нет капелек воды).

а ) б )

Рисунок 3.3. Схемы барабанного (а) и прямоточного (б) парагенераторов

В последнее время для повышения эффективности работы парогенераторов производят сжигание угля при внутри-цикловой газификации и в циркулирующем кипящем слое ; при этом КПД увеличивается на 2,5%.

Паровая турбина

Турби́на (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение) - это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора.

Попытки создать механизмы, похожие на паровые турбины, делались ещё тысячелетия назад. Известно описание паровой турбины, сделанное Героном Александрийским в 1-м веке до н. э., так называемая «турбина Герона» . Однако только в конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня Густаф Лаваль (Швеция) и Чарлз Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга создали пригодные для промышленности паровые турбины . Для изготовления промышленной турбины требовалась значительно более высокая культура производства, чем для паровой машины.

В 1883 году Лаваль создал первую работающую паровую турбину . Его турбина представляла собой колесо, на лопатки которого подавался пар. Затем он дополнил сопла коническими расширителями; что значительно повысило КПД турбины и превратило её в универсальный двигатель. Пар, разогретый до высокой температуры, поступал из котла по паровой трубе к соплам и выходил наружу. В соплах пар расширялся до атмосферного давления. Благодаря увеличению объёма пара получалось значительное увеличение скорости вращения. Таким образом, заключённая в паре энергия передавалась лопастям турбины . Турбина Лаваля была намного экономичнее старых паровых двигателей.

В 1884 году Парсонс получил патент на многоступенчатую реактивную турбину , которую он создал специально для приведения в действие электрогенератора. В 1885 году он сконструировал многоступенчатую реактивную турбину (для повышения эффективности использования энергии пара), получившую в дальнейшем широкое применение на тепловых электростанциях.

Паровая турбина состоит из двух основных частей: ротора с лопатками - подвижная часть турбины; статора с соплами - неподвижная часть. Неподвижную часть выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора (рис.3.4.)

Рисунок 3.4. Вид простейшей паровой турбины

По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины , у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные , направление потока пара в которых - перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В России и странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.

По способу действия пара турбины делятся на: активные , реактивные и комбинированные . В активной турбине используется кинетическая энергия пара, в реактивной: кинетическая и потенциальная .

Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов в минуту. Паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. часов работы (до капитального ремонта). Паровая турбина является одним из самых дорогих элементов ТЭС.

Достаточно полное использование энергии пара в турбине может быть достигнуто только при работе пара в ряде последовательно расположенных турбинах, которые называются ступенями или цилиндрами . В многоцилиндровых турбинах можно снизить скорость вращения рабочих дисков. На рис.3.5 показана трёхцилиндровая турбина (без кожуха). К первому цилиндру - цилиндру высокого давления (ЦВД) 4 пар подводится по паропроводам 3 непосредственно из котла и поэтому он имеет высокие параметры: для котлов СКД - давление 23, 5 МПа, температура 540 О С. На выходе ЦВД давление пара составляет 3-3,5 МПа (30 - 35 ат), а температура - 300 О - 340 О С.

Рисунок 3.5. Трёхцилиндровая паровая турбина

Для снижения эрозии лопаток турбины (влажным паром) из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котёл , в так называемый промежуточный пароперегреватель; в нём температура пара повышается до исходной (540 О С). Вновь нагретый пар подаётся по паропроводам 6 в цилиндр среднего давления (ЦСД) 10. После расширения пара в ЦСД до давления 0,2 - 0,3 МПа (2 - 3 ат) пар с помощью выхлопных труб подаётся в ресиверные трубы 7, из которых направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 9. Скорость течения пара в элементах турбины 50-500 м/с. Лопатка последней ступени турбины имеет длину 960 мм и массу 12 кг.

КПД тепловых машин и паровой идеальной турбины, в частности, определяется выражением:

,

где - теплота, полученная рабочим телом от нагревателя, - теплота, отданная холодильнику. Сади Карно в 1824 г. теоретически получил выражение для предельного (максимального) значение КПД тепловой машины с рабочим телом в виде идеального газа

,

где - температура нагревателя, - температура холодильника, т.е. температуры пара на входе и выходе турбины соответственно, измеряемые градусах Кельвина (К). Для реальных тепловых двигателей .

Для повышения КПД турбины понижать нецелесообразно ; это связано с дополнительным расходом энергии. Поэтому для увеличения КПД можно увеличить . Однако для современного развития технологий здесь уже достигнут предел.

Современные паровые турбины делятся на: конденсационные и теплофикационные . Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части энергии (теплоты) пара в механическую энергию. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование).

Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций - электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин - тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Теплофикационные паровые турбины делятся на: турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара и с отбором и противодавлением .

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии. У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1-й или 2-й промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Турбины являются самыми сложными элементами ТЭС. Сложность создания турбин определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалами и т.п., но главным образом, чрезвычайной наукоёмкостью . В настоящее время число стран выпускающих мощные паровые турбины не превышает десяти. Наиболее сложным элементом является ЦНД. Основными производителями турбин в России является Ленинградский металлический завод (г. С. Петербург) и турбомоторный завод (г. Екатеринбург).

Низкое значение КПД паровых турбин и обусловливает эффективность его первоочередного повышения. Поэтому именно паротурбинной установке ниже уделяется основное внимание.

Основными потенциальными методами повышения экономичности паровых турбин являются:

· аэродинамическое совершенствование паровой турбины;

· совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путём повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;

· совершенствование и оптимизация тепловой схемы и её оборудования.

Аэродинамическое совершенствование турбин за рубежом в последние 20 лет обеспечивалось с помощью трёхмерного компьютерного моделирования турбин. Прежде всего, необходимо отметить разработку саблевидных лопаток . Саблевидными лопатками называются изогнутые лопатки, напоминающие по внешнему виду саблю (в зарубежной литературе используются термины «банановая» и «трёхмерная»).

Фирма Siemens использует «трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД (рис. 3.6), где лопатки имеют малую длину, но зато относительно большую зону высоких потерь в корневой и периферийных зонах. По оценкам фирмы Siemens использование пространственных лопаток в ЦВД и ЦСД позволяет увеличить их КПД на 1 - 2 % по сравнению с цилиндрами, созданными в 80-е годы прошлого века.

Рисунок 3.6. «Трёхмерные» лопатки для ЦВД и ЦСД фирмы Siemens

На рис. 3.7 показаны три последовательных модификации рабочих лопаток для ЦВД и первых ступеней ЦНД паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom : обычная («радиальная») лопатка постоянного профиля (рис. 3.7, а ), используемая в наших турбинах; саблевидная лопатка (рис. 3.7, б ) и, наконец, новая лопатка с прямой радиальной выходной кромкой (рис. 3.7, в ). Новая лопатка обеспечивает КПД на 2 % больший, чем исходная (рис. 3.7, а ).

Рисунок 3.7. Рабочие лопатки для паровых турбин для АЭС фирмы GEC-Alsthom

Конденсатор

Отработанный в турбине пар (давление на выходе ЦНД составляет 3 - 5 кПа, что в 25 - 30 раз меньше атмосферного) поступает в конденсатор . Конденсатор представляет собой теплообменник, по трубам которого непрерывно циркулирует охлаждающая вода, подаваемая циркуляционными насосами из водохранилища. На выходе из турбины с помощью конденсатора поддерживается глубокий вакуум. На рис.3.8 показан двухходовой конденсатор мощной паровой турбины.

Рисунок 3.8. Двухходовой конденсатор мощной паровой турбины

Конденсатор состоит из стального сварного корпуса 8, по краям которого в трубной доске закреплены конденсаторные трубки 14. Конденсат собирается в конденсаторе и постоянно откачивается конденсатными насосами .

Для подвода и отвода охлаждающей воды служит передняя водяная камера 4. Вода подаётся снизу в правую часть камеры 4 и через отверстия в трубной доске попадает в охлаждающие трубки, по которым движется до задней (поворотной) камеры 9. Пар поступает в конденсатор сверху, встречается с холодной поверхностью и конденсируется на них. Поскольку конденсация идёт при низкой температуре, которой соответствует низкое давление конденсации, то в конденсаторе создаётся глубокое разряжение (в 25-30 раз меньше атмосферного давления).

Для того чтобы конденсатор обеспечивал низкое давление за турбиной, и, соответственно, конденсацию пара требуется большое количество холодной воды. Для выработки 1 кВт ч электроэнергии требуется приблизительно 0,12 м 3 воды; один энергоблок НчГРЭС за 1с использует 10 м 3 воды. Поэтому ТЭС строят либо вблизи природных источников воды, либо строят искусственные водоёмы. В случае невозможности использования большого количества воды для конденсации пара, вместо использования водохранилища, вода может охлаждаться в специальных охладительных башнях - градирнях , которые благодаря своим размерам обычно являются самой заметной частью электростанции (рис.3.9).

Из конденсатора с помощью питательного насоса конденсат возвращается в парогенератор.

Рисунок 3.9. Внешний вид градирни ТЭЦ

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 3

1. Структурная схема ТЭС и назначение её элементов – 3 балла.

2. Тепловая схема ТЭС – 3 балла.

3. Тепловой баланс ТЭС – 3 балла.

4. Парогенератор ТЭС. Назначение, типы, структурная схема, КПД – 3 балла.

5. Параметры пара на ТЭС – 5 баллов

6. Паровая турбина. Устройство. Разработки Лаваля и Парсонса – 3 балла.

7. Многоцилиндровые турбины – 3 балла.

8. КПД идеальной турбины – 5 баллов.

9. Конденсационные и теплофикационные паровые турбины – 3 балла.

10. Чем отличается КЭС от ТЭЦ? КПД КЭС и ТЭЦ – 3 балла.

11. Конденсатор ТЭС – 3 балла.


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

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

Обозначения на схеме ТЭС:

  1. Топливное хозяйство;
  2. подготовка топлива;
  3. промежуточный пароперегреватель;
  4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
  5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
  6. электрический генератор;
  7. трансформатор собственных нужд;
  8. трансформатор связи;
  9. главное распределительное устройство;
  10. конденсатный насос;
  11. циркуляционный насос;
  12. источник водоснабжения (например, река);
  13. (ПНД);
  14. водоподготовительная установка (ВПУ);
  15. потребитель тепловой энергии;
  16. насос обратного конденсата;
  17. деаэратор;
  18. питательный насос;
  19. (ПВД);
  20. шлакозолоудаление;
  21. золоотвал;
  22. дымосос (ДС);
  23. дымовая труба;
  24. дутьевой вентилятов (ДВ);
  25. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

  • топливное хозяйство и система подготовки топлива;
  • котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
  • турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
  • установка водоподготовки и конденсатоочистки;
  • система технического водоснабжения;
  • система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
  • электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

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

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

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

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Организационно-производственная структура АЭС в основном подобна ТЭС . На АЭС вместо котельного цеха организуется реакторный цех. К нему относятся реактор, парогенераторы, вспомогательное оборудование. В состав вспомогательного подразделения входит химико-дезактивационный цех, который включает в себя спецводоочистку, хранилище жидких и сухих радиоактивных отходов, лабора­торию.

Специфичным для АЭС является отдел радиационной безопасности, задачей которого является предотвращение опасного для здоровья воздействия излучений на обслуживающий персонал и окружающую среду. В состав отдела входят радиохимическая и радиометрическая лаборатория, специальный санпропускник и спец-прачечная.

Цеховая организационно-производственная структура атомной электростанции

Организационно-производственная структура предприятия электрических сетей

В каждой энергосистеме для осуществления ремонтно-эксплуатационного и диспетчерского обслуживания электросетевого хо­зяйства создаются предприятия электрических сетей (ПЭС). Электросе­тевые предприятия могут быть двух типов: специализированные и комплексные. Специализированными являются: предприятия, об­служивающие высоковольтные линии и подстанции напряжени­ем свыше 35 кВ; распределительные сети 0,4...20 кВ в сельской местности; распределительные сети 0,4... 20 кВ в городах и посел­ках городского типа. Комплексные предприятия обслуживают сети всех напряжений и в городах, и в сельской местности. К их числу относится большинство предприятий.

Предприятия электросетей управляются по следующим схемам управления:

    территориальной;

    функциональной;

    смешанной.

При терри­ториальной схеме управления электрические сети всех напряже­ний, расположенные на определенной территории (как правило, на территории административного района), обслуживаются райо­нами электросетей (РЭС), подчиненными руководству предприя­тия.

Функциональная схема управления характеризуется тем, что электрообъекты закреплены за соответствующими службами пред­приятия, обеспечивающими их эксплуатацию, и применяется при высокой концентрации электросетевого хозяйства на сравнитель­но небольшой территории. Специализация, как правило, бывает по под станционному, линейному оборудованию, релейной защите и т.п.

Наибольшее распространение получила смешанная схема управления предприятием, при которой наиболее сложные эле­менты сети закреплены за соответствующими службами, а основ­ной объем электросетей эксплуатируется районами или участка­ми электрических сетей. В состав таких предприятий входят функциональные отделы, производственные службы, районы и участки сетей.

Предприятие электрических сетей может быть или структур­ным подразделением в составе АО-Энерго, или самостоятельным производственным подразделением по передаче и распределению электроэнергии - АО ПЭС. Основной задачей ПЭС является обес­печение договорных условий электроснабжения потребителей за счет надежной и эффективной эксплуатации оборудования. Организационная структура ПЭС зависит от многих условий: место­расположения (город или сельская местность), уровня развития предприятия, класса напряжения оборудования, перспективы развития сетей, объема обслуживания, который рассчитывается на основании отраслевых нормативов в условных единицах, и дру­гих факторов.