Функции тэц. Основные принципы работы тэс

  • Дата: 08.02.2024

Определение

Градирня

Характеристики

Классификация

Теплоелектроцентраль

Устройство мини-ТЭЦ

Назначение мини-ТЭЦ

Использование тепла мини-ТЭЦ

Топливо для мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ и экология

Газотурбинный двигатель

Парогазовая установка

Принцип действия

Преимущества

Распространение

Конденсационная электростанция

История

Принцип работы

Основные системы

Влияние на окружающую среду

Современное состояние

Верхнетагильская ГРЭС

Каширская ГРЭС

Псковская ГРЭС

Ставропольская ГРЭС

Смоленская ГРЭС

Теплова́яэлектроста́нция это (или теплова́я электри́ческая ста́нция) — электростанция, вырабатывающая электрическую энергию за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.



Основными узлами тепловой электрической станции являются:

Двигатели — силовые агрегаты тепловой электро станции

Электрогенераторы

Теплообменники ТЭС - теплоэлектростанции

Градирни.

Градирня

Гради́рня (нем. gradieren — сгущать соляной раствор; первоначально градирни служили для добычи соли выпариванием) — устройство для охлаждения большого количества воды направленным потоком атмосферного воздуха. Иногда градирни называют также охладительными башнями.

В настоящее время градирни в основном применяются в системах оборотного водоснабжения для охлаждения теплообменных аппаратов (как правило, на тепловых электростанциях, ТЭЦ). В гражданском строительстве градирни используются при кондиционировании воздуха, например, для охлаждения конденсаторов холодильных установок, охлаждения аварийных электрогенераторов. В промышленности градирни используются для охлаждения холодильных машин, машин-формовщиков пластических масс, при химической очистке веществ.

Охлаждения происходит за счёт испарения части воды при стекании её тонкой плёнкой или каплями по специальному оросителю, вдоль которого в противоположном движению воды направлении подаётся поток воздуха. При испарении 1 % воды, температура оставшейся понижается на 5,48 °C.

Как правило, градирни используют там, где нет возможности использовать для охлаждения большие водоёмы (озёра, моря). Кроме того, данный способ охлаждения экологически более чистый.

Простой и дешёвой альтернативой градирням являются брызгальные бассейны, где вода охлаждается простым разбрызгиванием.



Характеристики

Основной параметр градирни — величина плотности орошения — удельная величина затраты воды на 1 мІ площади орошения.

Основные конструктивные параметры градирен определяются технико-экономическим расчётом в зависимости от объёма и температуры охлаждаемой воды и параметров атмосферы (температуры, влажности и т. д.) в месте установки.

Использование градирен в зимнее время, особенно в суровых климатических условиях, может быть опасно из-за вероятности обмерзания градирни. Происходит это чаще всего в том месте, где происходит соприкосновение морозного воздуха с небольшим количеством теплой воды. Для предотвращения обмерзания градирни и, соответственно, выхода её из строя следует обеспечивать равномерное распределение охлаждаемой воды по поверхности оросителя и следить за одинаковой плотностью орошения на отдельных участках градирни. Нагнетательные вентиляторы тоже часто подвергаются обледенению из-за неправильного использования градирни.

Классификация

В зависимости от типа оросителя, градирни бывают:

плёночные;

капельные;

брызгальные;

По способу подачи воздуха:

вентиляторные (тяга создаётся вентилятором);

башенные (тяга создаётся при помощи высокой вытяжной башни);

открытые (атмосферные), использующие силу ветра и естественную конвекцию при движении воздуха через ороситель.

Вентиляторные градирни наиболее эффективны с технической точки зрения, так как обеспечивают более глубокое и качественное охлаждение воды, выдерживают большие удельные тепловые нагрузки (однако требуют издержек электрической энергии для привода вентиляторов).

Типы

Котлотурбинные электростанции

Конденсационные электростанции (ГРЭС)

Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)

Газотурбинные электростанции

Электростанции на базе парогазовых установок

Электростанции на основе поршневых двигателей

С воспламенением от сжатия (дизель)

C воспламенением от искры

Комбинированного цикла

Теплоелектроцентраль

Теплоэлектроцентра́ль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов). Как правило, ТЭЦ должна работать по теплофикационному графику, то есть выработка электрической энергии зависит от выработки тепловой энергии.

При размещении ТЭЦ учитывается близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара.




Мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ — малая теплоэлектроцентраль.



Устройство мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ — это теплосиловые установки, служащие для совместного производства электрической и тепловой энергии в агрегатах единичной мощностью до 25 МВт, независимо от вида оборудования. В настоящее время нашли широкое применение в зарубежной и отечественной теплоэнергетике следующие установки: противодавленческие паровые турбины, конденсационные паровые турбины с отбором пара, газотурбинные установки с водяной или паровой утилизацией тепловой энергии, газопоршневые, газодизельные и дизельные агрегаты с утилизацией тепловой энергии различных систем этих агрегатов. Термин когенерационные установки используется в качестве синонима терминов мини-ТЭЦ и ТЭЦ, однако он является более широким по значению, так как предполагает соместное производство (co — совместное, generation — производство) различных продуктов, которыми могут быть, как электрическая и тепловая энергия, так и другие продукты, например, тепловая энергия и углекислый газ, электрическая энергия и холод и т. д. Фактически термин тригенерация, предполагающий производство электричества, тепловой энергии и холода также является частным случаем когенерации. Отличительной особенностью мини-ТЭЦ является более экономичное использование топлива для произведенных видов энергии в сравнении с общепринятыми раздельными способами их производства. Это связано с тем, что электроэнергия в масштабах страны производится в основном в конденсационных циклах ТЭС и АЭС, имеющих электрический КПД на уровне 30-35 % при отсутствии теплового приобретателя . Фактически такое положение дел определяется сложившимся соотношением электрических и тепловых нагрузок населенных пунктов, их различным характером изменения в течение года, а также невозможностью передавать тепловую энергию на большие расстояния в отличие от электрической энергии.

Модуль мини-ТЭЦ включает газопоршневой, газотурбинный или дизельный двигатель, генератор электричества , теплообменник для утилизации тепла от воды при охлаждении двигателя, масла и выхлопных газов. К мини-ТЭЦ обычно добавляют водогрейный котел для компенсации тепловой нагрузки в пиковые моменты.

Назначение мини-ТЭЦ

Основное предназначение мини-ТЭЦ является выработка электрической и тепловой энергии из различных видов топлива.

Концепция строительства мини-ТЭЦ в непосредственной близости к приобретателю имеет ряд преимуществ (в сравнении с большими ТЭЦ):

позволяет избежать расходов на строитпреимуществогостоящих и опасных высоковольтных линий электропередач (ЛЭП);

исключаются потери при передаче энергии;

отпадает необходимость финансовых издержек на выполнение технических условий на подключение к сетям

централизованного электроснабжения;

бесперебойное снабжение электричеством приобретателя;

электроснабжение качественной электричеством, соблюдение заданных значений напряжения и частоты;

возможно, получение прибыли.

В современном мире строительство мини-ТЭЦ набирает обороты, преимущества очевидны.

Использование тепла мини-ТЭЦ

Значимую часть энергии сгорания топлива при выработке электричества составляет тепловая энергия.

Существует варианты использования тепла:

непосредственное использование тепловой энергии конечными потребителями (когенерация);

горячее водоснабжение (ГВС), отопление, технологические нужды (пар);

частичное преобразование тепловой энергии в энергию холода (тригенерация);

холод вырабатывается абсорбционной холодильной машиной, потребляющей не электрическую, а тепловую энергию, что дает возможность достаточно эффективно использовать тепло летом для кондиционирования помещений или для технологических нужд;

Топливо для мини-ТЭЦ

Виды используемого топлива

газ: магистральный, Природный газ сжиженный и другие горючие газы;

жидкое топливо: , дизтопливо, биодизель и другие горючие жидкости;

твердое топливо: уголь, древесина, торф и прочие разновидности биотоплива.

Наиболее эффективным и недорогим топливом в Российской Федерации является магистральный Природный газ , а так же попутный газ.


Мини-ТЭЦ и экология

Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей электростанций, является отличительной особенностью мини-ТЭЦ и носит название когенерация (теплофикация).

Комбинированное производство энергии двух видов на мини - тэц способствуют гораздо более экологичному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электричества и тепловой энергии на котельных установках.

Замена котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, мини-ТЭЦ способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению общего экологического состояния.

Источник энергии для газопоршневых и газотурбинных мини-ТЭЦ, как правило, . Природный или попутный газ органическое топливо, не загрязняющее атмосферу твёрдыми выбросами

Газотурбинный двигатель

Газотурбинный двигатель (ГТД, ТРД) — тепловой двигатель, в котором газ сжимается и нагревается, а затем энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу газовой турбины. В отличие от поршневого двигателя, в ГТД процессы происходят в потоке движущегося газа.

Сжатый атмосферный воздух из компрессора поступает в камеру сгорания, туда же подаётся топливо, которое, сгорая, образует большое количество продуктов сгорания под высоким давлением. Затем в газовой турбине энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струёй газа лопаток, часть которой расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на приводимый агрегат. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТД. Газотурбинные двигатели имеют самую большую удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг.


Простейший газотурбинный двигатель имеет только одну турбину, которая приводит компрессор и одновременно является источником полезной мощности. Это накладывает ограничение на режимы работы двигателя.

Иногда двигатель выполняется многовальным. В этом случае имеется несколько последовательно стоящих турбин, каждая из которых приводит свой вал. Турбина высокого давления (первая после камеры сгорания) всегда приводит компрессор двигателя, а последующие могут приводить как внешнюю нагрузку (винты вертолёта или корабля, мощные электрогенераторы и т.д.), так и дополнительные компрессоры самого двигателя, расположенные перед основным.

Преимущество многовального двигателя в том, что каждая турбина работает при оптимальном числе оборотов и нагрПреимущество грузке, приводимой от вала одновального двигателя, была бы очень плоха приемистость двигателя, то есть способность к быстрой раскрутке, так как турбине требуется поставлять мощность и для обеспечения двигателя большим количеством воздуха (мощность ограничивается количеством воздуха), и для разгона нагрузки. При двухвальной схеме легкий ротор высокого давления быстро выходит на режим, обеспечивая двигатель воздухом, а турбину низкого давления большим количеством газов для разгона. Также есть возможность использовать менее мощный стартер для разгона при пуске только ротора высокого давления.

Парогазовая установка

Парогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электричества. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принцип действия

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как Природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут , солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Преимущества

Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %, в то время как у работающих отдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35—38 %. Благодаря этому не только снижается затрата топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов.

Поскольку парогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания, можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровень выбросов оксида азота в атмосферу ниже чем у установок других типов.

Относительно низкая стоимость производства.


Распространение

Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком Христиановичем, этот тип энергогенерирующих установок не получил в Российской Федерации широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в Российской Федерации введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:

2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;

1 энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;

1 ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;

2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;

1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;

2 энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС

По состоянию на сентябрь 2008 г. в Российской Федерации в различных стадиях проектирования или строительства находятся несколько ПГУ.

В Европе и США подобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.

Конденсационная электростанция

Конденсационная электростанция (КЭС) — тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию. Исторически получила наименование «ГРЭС» — государственная районная электростанция. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме наряду с другими крупными электростанциями. Однако следует учитывать, что не все станции, имеющие в своём названии аббревиатуру «ГРЭС», являются конденсационными, некоторые из них работают как теплоэлектроцентрали.

История

Первая ГРЭС «Электропередача», сегодняшняя «ГРЭС-3», сооружена под Москвой в г. Электрогорске в 1912—1914 гг. по инициативе инженера Р. Э. Классона. Основное топливо — торф, мощность — 15 МВт. В 1920-х планом ГОЭЛРО предусматривалось строительство нескольких тепловых электростанций, среди которых наиболее известна Каширская ГРЭС.


Принцип работы

Вода, нагреваемая в паровом котле до состояния перегретого пара (520—565 градусов Цельсия), вращает паровую турбину, приводящую в движение турбогенератор.

Избыточное тепло выбрасывается в атмосферу (близлежащие водоёмы) через конденсационные установки в отличие от теплофикационных электростанций, отдающих избыточное тепло на нужды близлежащих объектов (например, отопление домов).

Конденсационная электростанция как правило работает по циклу Ренкина.

Основные системы

КЭС является сложным энергетическим комплексом, состоящим из зданий, сооружений, энергетического и иного оборудования, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Основными системами КЭС являются:

котельная установка;

паротурбинная установка;

топливное хозяйство;

система золо- и шлакоудаления, очистки дымовых газов;

электрическая часть;

техническое водоснабжение (для отвода избыточного тепла);

система химической очистки и подготовки воды.

При проектировании и строительстве КЭС ее системы размещаются в зданиях и сооружениях комплекса, в первую очередь в главном корпусе. При эксплуатации КЭС персонал, управляющий системами, как правило, объединяется в цеха (котлотурбинный, электрический, топливоподачи, химводоподготовки, тепловой автоматики и т. п.).

Котельная установка располагается в котельном отделении главного корпуса. В южных районах Российской Федерации котельная установка может быть открытой, то есть не иметь стен и крыши. Установка состоит из паровых котлов (парогенераторов) и паропроводов. Пар от котлов передается турбинам по паропроводам «острого» пара. Паропроводы различных котлов, как правило, не соединяются поперечными связями. Такая схема называется «блочной».

Паротурбинная установка располагается в машинном зале и в деаэраторном (бункерно-деаэраторном) отделении главного корпуса. В нее входят:

паровые турбины с электрическим генератором на одном валу;

конденсатор, в котором пар, прошедший турбину, конденсируется с образованием воды (конденсата);

конденсатные и питательные насосы, обеспечивающие возврат конденсата (питательной воды) к паровым котлам;

рекуперативные подогреватели низкого и высокого давления (ПНД и ПВД) — теплообменники, в которых питательная вода подогревается отборами пара от турбины;

деаэратор (служащий также ПНД), в котором вода очищается от газообразных примесей;

трубопроводы и вспомогательные системы.

Топливное хозяйство имеет различный состав в зависимости от основного топлива, на которое рассчитана КЭС. Для угольных КЭС в топливное хозяйство входят:

размораживающее устройство (т. н. «тепляк», или «сарай») для оттаивания угля в открытых полувагонах;

разгрузочное устройство (как правило, вагоноопрокидыватель);

угольный склад, обслуживаемый краном-грейфером или специальной перегрузочной машиной;

дробильная установка для предварительного измельчения угля;

конвейеры для перемещения угля;

системы аспирации, блокировки и другие вспомогательные системы;

система пылеприготовления, включая шаровые, валковые, или молотковые углеразмольные мельницы.

Система пылеприготовления, а также бункера угля располагаются в бункерно-деаэраторном отделении главного корпуса, остальные устройства топливоподачи — вне главного корпуса. Изредка устраивается центральный пылезавод. Угольный склад рассчитывается на 7-30 дней непрерывной работы КЭС. Часть устройств топливоподачи резервируется.

Топливное хозяйство КЭС на Природном газе наиболее просто: в него входит газораспределительный пункт и газопроводы. Однако на таких электростанциях в качестве резервного или сезонного источника используется мазут , поэтому устраивается и мазутное хозяйство. Мазутное хозяйство сооружается и на угольных электростанциях, где применяется для растопки котлов. В мазутное хозяйство входят:

приемно-сливное устройство;

мазутохранилище со стальными или железобетонными резервуарами;

мазутная насосная станция с подогревателями и фильтрами мазута;

трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

противопожарная и другие вспомогательные системы.

Система золошлакоудаления устраивается только на угольных электростанциях. И зола, и шлак — негорючие остатки угля, но шлак образуется непосредственно в топке котла и удаляется через лётку (отверстие в шлаковой шахте), а зола уносится с дымовыми газами и улавливается уже на выходе из котла. Частицы золы имеют значительно меньшие размеры (порядка 0,1 мм), чем куски шлака (до 60 мм). Системы золошлакоудаления могут быть гидравлические, пневматические или механические. Наиболее распространённая система оборотного гидравлического золошлакоудаления состоит из смывных аппаратов, каналов, багерных насосов, пульпопроводов, золошлакоотвалов, насосных и водоводов осветлённой воды.

Выброс дымовых газов в атмосферу является наиболее опасным воздействием тепловой электростанции на окружающую природу. Для улавливания золы из дымовых газов после дутьевых вентиляторов устанавливают фильтры различных типов (циклоны, скрубберы, электрофильтры, рукавные тканевые фильтры), задерживающие 90—99 % твердых частиц. Однако для очистки дыма от вредных газов они непригодны. За рубежом, а в последнее время и на отечественных электростанциях (в том числе газо-мазутных), устанавливают системы десульфуризации газов известью или известняком (т. н. deSOx) и каталитического восстановления оксидов азота аммиаком (deNOx). Очищенный дымовой газ выбрасывается дымососом в дымовую трубу, высота которой определяется из условий рассеивания оставшихся вредных примесей в атмосфере.

Электрическая часть КЭС предназначена для производства электрической энергии и её распределения потребителям. В генераторах КЭС создается трехфазный электрический ток напряжением обычно 6—24 кВ. Так как с повышением напряжения потери энергии в сетях существенно уменьшаются, то сразу после генераторов устанавливаются трансформаторы, повышающие напряжение до 35, 110, 220, 500 и более кВ. Трансформаторы устанавливаются на открытом воздухе. Часть электрической энергии расходуется на собственные нужды электростанции. Подключение и отключение отходящих к подстанциям и потребителям линий электропередачи производится на открытых или закрытых распределительных устройствах (ОРУ, ЗРУ), оснащенных выключателями, способными соединять и разрывать электрическую цепь высокого напряжения без образования электрической дуги.

Система технического водоснабжения обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин. Системы разделяются на прямоточные, оборотные и смешанные. В прямоточных системах вода забирается насосами из естественного источника (обычно из реки) и после прохождения конденсатора сбрасывается обратно. При этом вода нагревается примерно на 8—12 °C, что в ряде случаев изменяет биологическое состояние водоёмов. В оборотных системах вода циркулирует под воздействием циркуляционных насосов и охлаждается воздухом. Охлаждение может производиться на поверхности водохранилищ-охладителей или в искусственных сооружениях: брызгальных бассейнах или градирнях.

В маловодных районах вместо системы технического водоснабжения применяются воздушно-конденсационные системы (сухие градирни), представляющие собой воздушный радиатор с естественной или искусственной тягой. Это решение обычно вынужденное, так как они дороже и менее эффективны с точки зрения охлаждения.

Система химводоподготовки обеспечивает химическую очистку и глубокое обессоливание воды, поступающей в паровые котлы и паровые турбины, во избежание отложений на внутренних поверхностях оборудования. Обычно фильтры, ёмкости и реагентное хозяйство водоподготовки размещается во вспомогательном корпусе КЭС. Кроме того, на тепловых электростанциях создаются многоступенчатые системы очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, маслами, водами обмывки и промывки оборудования, ливневыми и талыми стоками.

Влияние на окружающую среду

Воздействие на атмосферу. При горении топлива потребляется большое количество кислорода, а также происходит выброс значительного количества продуктов сгорания таких как: летучая зола, газообразные окислы серы азота, часть которых имеет большую химическую активность.

Воздействие на гидросферу. Прежде всего сброс воды из конденсаторов турбин, а также промышленные стоки.

Воздействие на литосферу. Для захоронения больших масс золы требуется много места. Данные загрязнения снижаются использованием золы и шлаков в качестве строительных материалов.

Современное состояние

В настоящее время в Российской Федерации работают типовые ГРЭС мощностью 1000—1200, 2400, 3600 МВт и несколько уникальных, используются агрегаты по 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Среди них следующие ГРЭС (входящие в состав ОГК):

Верхнетагильская ГРЭС — 1500 МВт;

Ириклинская ГРЭС — 2430 МВт;

Каширская ГРЭС — 1910 МВт;

Нижневартовская ГРЭС — 1600 МВт;

Пермская ГРЭС — 2400 МВт;

Уренгойская ГРЭС — 24 МВт.

Псковская ГРЭС — 645 МВт;

Серовская ГРЭС — 600 МВт;

Ставропольская ГРЭС — 2400 МВт;

Сургутская ГРЭС-1 — 3280 МВт;

Троицкая ГРЭС — 2060 МВт.

Гусиноозёрская ГРЭС — 1100 МВт;

Костромская ГРЭС — 3600 МВт;

Печорская ГРЭС — 1060 МВт;

Харанорская ГРЭС — 430 МВт;

Черепетская ГРЭС — 1285 МВт;

Южноуральская ГРЭС — 882 МВт.

Берёзовская ГРЭС — 1500 МВт;

Смоленская ГРЭС — 630 МВт;

Сургутская ГРЭС-2 — 4800 МВт;

Шатурская ГРЭС — 1100 МВт;

Яйвинская ГРЭС — 600 МВт.

Конаковская ГРЭС — 2400 МВт;

Невинномысская ГРЭС — 1270 МВт;

Рефтинская ГРЭС — 3800 МВт;

Среднеуральская ГРЭС — 1180 МВт.

Киришская ГРЭС — 2100 МВт;

Красноярская ГРЭС-2 — 1250 МВт;

Новочеркасская ГРЭС — 2400 МВт;

Рязанская ГРЭС (блоки № 1-6 — 2650 МВт и блок № 7 (вошедшая в состав Рязанской ГРЭС бывшая ГРЭС-24 — 310 МВт) — 2960 МВт;

Череповецкая ГРЭС — 630 МВт.

Верхнетагильская ГРЭС

Верхнетаги́льская ГРЭС — тепловая электростанция в Верхнем Тагиле (Свердловская область), работающая в составе «ОГК-1». В эксплуатации с 29 мая 1956 года.

Станция включает 11 энергоблоков электрической мощностью 1497 МВт и тепловой — 500 Гкал/ч. Топливо станции: Природный газ (77 %), уголь (23 %). Численность персонала — 1119 человек.

Строительство станции проектной мощностью 1600 МВт началось в 1951 году. Целью строительства было обеспечение тепловой и электрической энергией Новоуральского электрохимического комбината. В 1964 году электростанция достигла проектной мощности.

С целью улучшения теплоснабжения городов Верхний Тагил и Новоуральск была произведена станции:

Четыре конденсационных турбоагрегата К-100-90(ВК-100-5)ЛМЗ были заменены на теплофикационные турбины Т-88/100-90/2,5.

На ТГ-2,3,4 установлены сетевые подогреватели типа ПСГ-2300-8-11 для нагрева сетевой воды в схеме теплоснабжения Новоуральска.

На ТГ-1,4 установлены сетевые подогреватели для теплоснабжения Верхнего Тагила и промплощадки.

Все работы выполнялись по проекту ХФ ЦКБ.

В ночь с 3 на 4 января 2008 года на Сургутской ГРЭС-2 произошла авария: частичное обрушение кровли над шестым энергоблоком мощностью 800 МВт привело к остановке двух энергоблоков. Ситуацию осложняло то, что ещё один энергоблок (№ 5) был на ремонте: В итоге были остановлены энергоблоки № 4, 5, 6. Эту аварию удалось локализовать к 8 января. Весь этот времени ГРЭС работала в особенно напряжённом режиме.

В срок соответственно до 2010 года и 2013 года планируется строительство двух новых энергоблоков (топливо — Природный газ).

На ГРЭС существует проблема выбросов в окружающую среду. «ОГК-1» подписала контракт с «Инженерным центром энергетики Урала» на 3,068 млн рублей, который предусматривает разработку проекта реконструкции котла Верхнетагильской ГРЭС, который приведёт к снижению выбросов для соблюдения нормативов ПДВ.

Каширская ГРЭС

Каши́рская ГРЭС имени Г. М. Кржижановского в городе Кашира Московской области, на берегу Оки.

Историческая станция, построена под личным контролем В. И. Ленина по плану ГОЭЛРО. На момент ввода в строй станция мощностью 12 МВт была второй по мощности электростанцией в Европе .

Станция была построена по плану ГОЭЛРО, строительство велось под личным контролем В. И. Ленина. Строилась в 1919—1922 годах, для строительства на месте села Терново возведён рабочий посёлок Новокаширск. Пущена 4 июня 1922 года, стала одной из первых советских районных ТЭС.

Псковская ГРЭС

Псковская ГРЭС — государственная районная электростанция, расположена в 4,5 километрах от поселка городского типа Дедовичи — районного центра Псковской области, на левом берегу реки Шелонь. С 2006 года является филиалом ОАО «ОГК-2».

Высоковольтные ЛЭП связывают Псковскую ГРЭС с Белоруссией, Латвией и Литвой. Материнская организация считает это преимуществом: существует канал экспортирования энергоресурсов, который активно используется.

Установленная мощность ГРЭС 430 МВт, она включает в себя два высоко маневренных энергоблока по 215 МВт. Эти энергоблоки построены и введены в эксплуатацию в 1993 и 1996 годах. Первоначальпреимуществом рвой очереди включал в себя строительство трёх энергоблоков.

Основной вид топлива — Природный газ, он поступает на станцию через ответвление магистрального экспортного газопровода. Энергоблоки были изначально созданы для работы на фрезерном торфе; они были реконструированы по проекту ВТИ для сжигания Природного газа.

Издержка электричества на собственные нужды составляет 6,1 %.

Ставропольская ГРЭС

Ставропольская ГРЭС — тепловая электростанция Российской Федерации. Находится в городе Солнечнодольск Ставропольского края.

Загрузка электростанции позволяет осуществлять экспортные поставки электричества за рубеж: в Грузию и в Азербайджан. При этом гарантируется поддержание перетоков в системообразующей электрической сети Объединенной энергосистемы Юга на допустимых уровнях.

Входит в состав Оптовой генерирующей организации № 2 (ОАО «ОГК-2»).

Издержка электричества на собственные нужды станции составляет 3,47 %.

Основным топливом станции является Природный газ, но в качестве резервного и аварийного топлива станцией может использоваться мазут. Топливный баланс по состоянию на 2008 год: газ — 97 %, мазут — 3 %.

Смоленская ГРЭС

Смоленская ГРЭС — тепловая электростанция Российской Федерации. Входит в состав Оптовой генерирующей фирмы № 4 (ОАО «ОГК-4») с 2006.

12 января 1978 был введён в эксплуатацию первый блок ГРЭС, проектирование которой началось в 1965, а строительство — в 1970. Станция расположена в посёлке Озёрный Духовщинского района Смоленской области. Первоначально предполагалось использовать в качестве топлива торф, но по причине отставания строительства торфодобывающих предприятий использовались другие виды топлива (подмосковный уголь , интинский уголь, сланец, хакасский уголь). Всего сменилось 14 видов топлива. С 1985 окончательно установлено, что энергию будут получать из Природного газа и угля.

Сегодняшняя установленная мощность ГРЭС составляет 630 МВт.












- — EN heat and power station Power station which produces both electricity and hot water for the local population. A CHP (Combined Heat and Power Station) plant may operate on almost … Справочник технического переводчика

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

теплоэлектростанция - теплоэлектростанция, теплоэлектростанции, теплоэлектростанции, теплоэлектростанций, теплоэлектростанции, теплоэлектростанциям, теплоэлектростанцию, теплоэлектростанции, теплоэлектростанцией, теплоэлектростанциею, теплоэлектростанциями,… … Формы слов - и; ж. Предприятие, вырабатывающее электрическую энергию и тепло … Энциклопедический словарь

Паровые котлы и паровые турбины являются основными агрегатами тепловой электростанции (ТЭС).

Паровой котел — это устройство, имеющее систему поверхностей нагрева для получения пара из непрерывно поступающей в него питательной воды путем использования теплоты, выделяющейся при сгорании органического топлива (рис. 1).

В современных паровых котлах организуется факельное сжигание топлива в камерной топке , представляющей собой призматическую вертикальную шахту. Факельный способ сжигания характеризуется непрерывным движением топлива вместе с воздухом и продуктами сгорания в топочной камере.

Топливо и необходимый для его сжигания воздух вводятся в топку котла через специальные устройства — горелки . Топка в верхней части соединяется с призматической вертикальной шахтой (иногда с двумя), называемой по основному виду проходящего теплообмена конвективной шахтой .

В топке, горизонтальном газоходе и конвективной шахте находятся поверхности нагрева, выполняемые в виде системы труб, в которых движется рабочая среда. В зависимости от преимущественного способа передачи тепла к поверхностям нагрева их можно подразделить на следующие виды: радиационные, радиационно-конвективные, конвективные .

В топочной камере по всему периметру и по всей высоте стен обычно расположены трубные плоские системы — топочные экраны , являющиеся радиационными поверхностями нагрева.

Рис. 1. Схема парового котла ТЭС.

1 — топочная камера (топка); 2 — горизонтальный газоход; 3 — конвективная шахта; 4 — топочные экраны; 5 — потолочные экраны; 6 — спускные трубы; 7 — барабан; 8 — радиационно-конвективный пароперегреватель; 9 — конвективный пароперегреватель; 10 — водяной экономайзер; 11 — воздухоподогреватель; 12 — дутьевой вентилятор; 13 — нижние коллекторы экранов; 14 — шлаковый комод; 15 — холодная коронка; 16 — горелки. На схеме не показаны золоуловитель и дымосос.

В современных конструкциях котлов топочные экраны изготавливают либо из обычных труб (рис. 2, а ), либо из плавниковых труб , сваренных между собой по плавникам и образующих сплошную газоплотную оболочку (рис. 2,б ).

Аппарат, в котором вода нагревается до температуры насыщения, называется экономайзером ; образование пара происходит в парообразующей (испарительной) поверхности нагрева, а его перегрев — в пароперегревателе .

Рис. 2. Схема выполнения топочных экранов
а — из обычных труб; б — из плавниковых труб

Система трубных элементов котла, в которых движутся питательная вода, пароводяная смесь и перегретый пар, образует, как уже указывалось, его водопаровой тракт .

Для непрерывного отвода теплоты и обеспечения приемлемого температурного режима металла поверхностей нагрева организуется непрерывное движение в них рабочей среды. При этом вода в экономайзере и пар в пароперегревателе проходят через них однократно. Движение же рабочей среды через парообразующие (испарительные) поверхности нагрева может быть как однократным, так и многократным.

В первом случае котел называется прямоточным , а во втором — котлом с многократной циркуляцией (рис. 3).

Рис. 3. Схема водопаровых трактов котлов
а — прямоточная схема; б — схема с естественной циркуляцией; в — схема с многократно-принудительной циркуляцией; 1 — питательный насос; 2 — экономайзер; 3 — коллектор; 4 — парообразующие трубы; 5 — пароперегреватель; 6 — барабан; 7 — опускные трубы; 8 — насос многократно-принудительной циркуляции.

Водопаровой тракт прямоточного котла представляет собой разомкнутую гидравлическую систему, во всех элементах которой рабочая среда движется под напором, создаваемым питательным насосом . В прямоточных котлах нет четкого разделения экономайзерной, парообразующей и пароперегревательных зон. Прямоточные котлы работают на докритическом и сверхкритическом давлении.


В котлах с многократной циркуляцией существует замкнутый контур, образованный системой обогреваемых и необогреваемых труб, объединенных вверху барабаном , а внизу — коллектором . Барабан представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд, имеющий водяной и паровой объемы, которые разделяются поверхностью, называемой зеркалом испарения . Коллектор — это заглушенная с торцов труба большого диаметра, в которую по длине ввариваются трубы меньшего диаметра.

В котлах с естественной циркуляцией (рис. 3,б) питательная вода, подаваемая насосом, подогревается в экономайзере и поступает в барабан. Из барабана по опускным необогреваемым трубам вода поступает в нижний коллектор, откуда распределяется в обогреваемые трубы, в которых закипает. Необогреваемые трубы заполнены водой, имеющей плотность ρ´ , а обогреваемые трубы заполнены пароводяной смесью, имеющей плотность ρ см , средняя плотность которой меньше ρ´ . Нижняя точка контура — коллектор — с одной стороны подвергается давлению столба воды, заполняющей необогреваемые трубы, равному Hρ´g , а с другой — давлению Hρ см g столба пароводяной смеси. Возникающая разность давлений H(ρ´ — ρ см)g вызывает движение в контуре и называется движущим напором естественной циркуляции S дв (Па):

S дв = H(ρ´ — ρ см)g ,

где H — высота контура; g — ускорение свободного падения.

В отличие от однократного движения воды в экономайзере и пара в пароперегревателе движение рабочего тела в циркуляционном контуре является многократным, так как при проходе через парообразующие трубы вода испаряется не полностью и паросодержание смеси на выходе из них составляет 3-20%.

Отношение массового расхода циркулирующей в контуре воды к количеству образовавшегося пара в единицу времени называется кратностью циркуляции

R = m в /m п.

В котлах с естественной циркуляцией R = 5-33, а в котлах с принудительной циркуляцией — R = 3-10.

В барабане образовавшийся пар отделяется от капель воды и поступает в пароперегреватель и далее в турбину.

В котлах с многократной принудительной циркуляцией (рис. 3,в ) для улучшения циркуляции устанавливается дополнительно циркуляционный насос . Это позволяет лучше компоновать поверхности нагрева котла, допуская движение пароводяной смеси не только по вертикальным парогенерирующим трубам, но также по наклонным и горизонтальным.

Поскольку наличие в парообразующих поверхностях двух фаз — воды и пара — возможно лишь при докритическом давлении, барабанные котлы работают при давлениях меньше критических.

Температура в топке в зоне горения факела достигает 1400-1600°С. Поэтому стены топочной камеры выкладывают из огнеупорного материала, а их наружная поверхность покрывается тепловой изоляцией. Частично охладившиеся в топке продукты сгорания с температурой 900-1200°С поступают в горизонтальный газоход котла, где омывают пароперегреватель, а затем направляются в конвективную шахту, в которой размещаются промежуточный пароперегреватель , водяной экономайзер и последняя по ходу газов поверхность нагрева — воздухоподогреватель , в котором воздух подогревается перед его подачей в топку котла. Продукты сгорания за этой поверхностью называются уходящими газами : они имеют температуру 110-160°С. Поскольку дальнейшая утилизация тепла при такой низкой температуре нерентабельна, уходящие газы с помощью дымососа удаляются в дымовую трубу.

Большинство топок котлов работает под небольшим разрежением 20-30 Па (2 — 3 мм вод.cт.) в верхней части топочной камеры. По ходу продуктов сгорания разрежение в газовом тракте увеличивается и составляет перед дымососами 2000-3000 Па, что вызывает поступление атмосферного воздуха через неплотности в стенах котла. Они разбавляют и охлаждают продукты сгорания, понижают эффективность использования тепла; кроме того, при этом увеличивается нагрузка дымососов и растет расход электроэнергии на их привод.

В последнее время создаются котлы, работающие под наддувом, когда топочная камера и газоходы работают под избыточным давлением, создаваемым вентиляторами, а дымососы не устанавливаются. Для работы котла под наддувом он должен выполняться газоплотным .

Поверхности нагрева котлов выполняются из сталей различных марок в зависимости от параметров (давления, температуры и др.) и характера движущейся в них среды, а также от уровня температур и агрессивности продуктов сгорания, с которыми они и находятся в контакте.

Важное значение для надежной работы котла имеет качество питательной воды. В котел непрерывно поступает с ней некоторое количество взвешенных твёрдых частиц и растворенных солей, а также окислов железа и меди, образующихся в результате коррозии оборудования электростанций. Очень небольшая часть солей уносится вырабатываемым паром. В котлах с многократной циркуляцией основное количество солей и почти все твердые частицы задерживаются, из-за чего их содержание в котловой воде постепенно увеличивается. При кипении воды в котле соли выпадают из раствора и на внутренней поверхности обогреваемых труб появляется накипь, которая плохо проводит тепло. В результате покрытые изнутри слоем накипи трубы недостаточно охлаждаются движущейся в них средой, нагреваются из-за этого продуктами сгорания до высокой температуры, теряют свою прочность и могут разрушиться под действием внутреннего давления. Поэтому часть воды с повышенной концентрацией солей необходимо удалять из котла. На восполнение удаленного количества воды подается питательная вода с меньшей концентрацией примесей. Такой процесс замены воды в замкнутом контуре называется непрерывной продувкой . Чаще всего непрерывная продувка производится из барабана котла.

В прямоточных котлах из-за отсутствия барабана нет непрерывной продувки. Поэтому к качеству питательной воды этих котлов предъявляются особенно высокие требования. Они обеспечиваются путем очистки турбинного конденсата после конденсатора в специальных конденсатоочистительных установках и соответствующей обработкой добавочной воды на водоподготовительных установках.

Вырабатываемый современным котлом пар является, вероятно, одним из наиболее чистых продуктов, производимых промышленностью в больших количествах.

Так, например, для прямоточного котла, работающего на сверхкритическом давлении, содержание загрязнений не должно превышат 30-40 мкг/кг пара.

Современные электростанции работают с достаточно высоким КПД. Теплота, затраченная на подогрев питательной воды, ее испарение и получение перегретого пара, — это полезно использованная теплота Q 1 .

Основная потеря тепла в котле происходит с уходящими газами Q 2 . Кроме того, могут быть потери Q 3 от химической неполноты сгорания, обусловленные наличием в уходящих газах CO, H 2 , CH 4 ; потери с механическим недожогом твердого топлива Q 4 , связанные с наличием в золе частичек несгоревшего углерода; потери в окружающую среду через ограждающие котел и газоходы конструкции Q 5 ; и, наконец, потери с физической теплотой шлака Q 6 .

Обозначая q 1 = Q 1 / Q , q 2 = Q 2 / Q и т.д., получаем КПД котла:

η k = Q 1 / Q= q 1 =1-(q 2 + q 3 + q 4 + q 5 + q 6 ),

где Q — количество тепла, выделяющегося при полном сгорании топлива.

Потеря тепла с уходящими газами составляет 5-8% и уменьшается с уменьшением избытка воздуха. Меньшие потери соответствуют практически горению без избытка воздуха, когда воздуха в топку подается лишь на 2-3% больше, чем теоретически необходимо для горения.

Отношение действительного объёма воздуха V Д , подаваемого в топку, к теоретически необходимому V Т для сгорания топлива называется коэффициентом избытка воздуха:

α = V Д /V Т ≥ 1 .

Уменьшение α может привести к неполному сгоранию топлива, т.е. к возрастанию потерь с химическим и механическим недожогом. Поэтому принимая q 5 и q 6 постоянными, устанавливают такой избыток воздуха a, при котором сумма потерь

q 2 + q 3 + q 4 → min .

Оптимальные избытки воздуха поддерживаются с помощью электронных автоматических регуляторов процесса горения, изменяющих подачу топлива и воздуха при изменениях нагрузки котла, обеспечивая при этом наиболее экономичный режим его работы. КПД современных котлов составляет 90-94%.

Все элементы котла: поверхности нагрева, коллекторы, барабаны, трубопроводы, обмуровка, помосты и лестницы обслуживания — монтируются на каркасе, представляющем собой рамную конструкцию. Каркас опирается на фундамент или подвешивается к балкам, т.е. опирается на несущие конструкции здания. Масса котла вместе с каркасом довольно значительна. Так, например, суммарная нагрузка, передаваемая на фундаменты через колонны каркаса котла паропроизводительностью D =950 т/ч, составляет 6000 т. Стены котла покрываются изнутри огнеупорными материалами, а снаружи — тепловой изоляцией.

Применение газоплотных экранов приводит к экономии металла на изготовление поверхностей нагрева; кроме того, в этом случае вместо огнеупорной кирпичной обмуровки стены покрываются лишь мягкой тепловой изоляцией, что позволяет на 30-50% уменьшить массу котла.

Энергетические стационарные котлы, выпускаемые промышленностью России, маркируются следующим образом: Е — паровой котел с естественной циркуляцией без промежуточного перегрева пара; Еп — паровой котел с естественной циркуляцией с промежуточным перегревом пара; Пп- прямоточный паровой котел с промежуточным перегревом пара. За буквенным обозначением следуют цифры: первая — паропроизводительность (т/ч), вторая — давление пара (кгс/см 2). Например, ПК — 1600 — 255 означает: паровой котел с камерной топкой с сухим шлакоудалением, паропроизводительностью 1600 т/ч, давление пара 255 кгс/см 2 .

Проведём экскурсию по Чебоксарской ТЭЦ-2, посмотрим, как электричество и тепло вырабатываются:

Напомню, кстати, что труба - самое высокое промышленное сооружение в Чебоксарах. Аж 250 метров!

Начнём с общих вопросов, к которым относится в первую очередь безопасность.
Разумеется, ТЭЦ, как и ГЭС, предприятие режимное, и просто так туда не пускают.
А если уж пустили, хоть даже на экскурсию, то инструктаж по технике безопасности пройти всё равно придётся:

Ну, нам это не в диковинку (как и сама ТЭЦ не в диковинку, я работал там лет 30 назад;)).
Да, ещё одно жёсткое предупреждение, не могу пройти мимо:

Технология

Главным рабочим веществом на всех тепловых электростанциях является, как ни странно, вода.
Потому что она легко превращается в пар и обратно.
Технология у всех одинакова: надо получить пар, который будет вращать турбину. На оси турбины помещается генератор.
В атомных электростанциях вода разогревается за счёт выделения тепла при распаде радиоактивного топлива.
А в тепловых - за счёт сжигания газа, мазута и даже, до недавних пор, угля.

Куда девать отработанный пар? Однако, обратно в воду и снова в котёл!
А куда девать тепло отработанного пара? Да на подогрев воды, поступающей в котёл - для повышения кпд всей установки в целом.
И на подогрев воды в теплосети и водопроводе (горячая вода)!
Так что в отопительный сезон из тепловой станции извлекается двойная польза - электричество и тепло. Соответственно, такое комбинированное производство и называется ТЭЦ (теплоэлектроцентраль).

Но летом всё тепло израсходовать с пользой не удаётся, поэтому пар, вышедший из турбины, охлаждается, превращаясь в воду, в градирнях, после чего вода возвращается в замкнутый производственный цикл. А в тёплых бассейнах градирен ещё и рыбу разводят;)

Чтобы не изнашивались теплосети и котёл, вода проходит специальную подготовку в химическом цехе:

А по всему замкнутому кругу воду гоняют циркуляционные насосы:

Наши котлы могут работать как на газе (жёлтые трубопроводы), так и на мазуте (чёрные). С 1994 работают на газе. Да, котлов у нас 5 штук!
Для горения в горелки необходима подача воздуха (синие трубопроводы).
Вода кипит, и пар (паропроводы красного цвета) проходит через специальные теплообменники - пароперегреватели, которые повышают температуру пара до 565 градусов, а давление, соответственно, до 130 атмосфер. Это вам не скороварка на кухне! Одна маленькая дырочка в паропроводе обернётся большой аварией; тонкая струя перегретого пара режет металл, как масло!

И вот такой пар уже подаётся на турбины (в больших станциях несколько котлов могут работать на общий паровой коллектор, от которого питаются несколько турбин).

В котельном цехе всегда шумно, потому что горение и кипение - весьма бурные процессы.
А сами котлы (ТГМЕ-464) представляют собой грандиозные сооружения высотой с двадцатиэтажный дом, и показать их целиком можно только на панораме из множества кадров:

Ещё один ракурс на подвал:

Пульт управления котла выглядит так:

На дальней стене располагается мнемосхема всего техпроцесса с лампочками, индицирующими состояние задвижек, классические приборы с самописцами на бумажной ленте, табло сигнализации и другие индикаторы.
А на самом пульте классические кнопки и ключи соседствуют с компьютерным дисплеем, где крутится система управления (SCADA). Здесь же есть самые ответственные выключатели, защищённые красными кожухами: "Останов котла" и "Главная паровая задвижка" (ГПЗ):

Турбины

Турбин у нас 4.
Они имеют очень сложную конструкцию, чтобы не пропустить ни малейшего кусочка кинетической энергии перегретого пара.
Но снаружи ничего не видно - всё закрыто глухим кожухом:

Серьёзный защитный кожух необходим - турбина вращается с высокой скоростью 3000 оборотов в минуту. Да ещё по ней проходит перегретый пар (выше говорил, как он опасен!). А паропроводов вокруг турбины множество:

В этих теплообменниках отработанным паром подогревается сетевая вода:

Кстати, на фото у меня самая старая турбина ТЭЦ-2, так что не удивляйтесь брутальному виду устройств, которые будут показаны ниже:

Вот это механизм управления турбиной (МУТ), который регулирует подачу пара и, соответственно, управляет нагрузкой. Его раньше крутили вручную:

А это Стопорный клапан (его надо долго вручную взводить после того, как он сработал):

Малые турбины состоят из одного так называемого цилиндра (набора лопастей), средние - из двух, большие - из трёх (цилиндры высокого, среднего и низкого давления).
С каждого цилиндра пар уходит в промежуточные отборы и направляется в теплообменники - подогреватели воды:

А в хвосте турбины должен быть вакуум - чем он лучше, тем выше кпд турбины:

Вакуум образуется за счёт конденсации остатков пара в конденсационной установке.
Вот мы и прошлись по всему пути воды на ТЭЦ. Обратите внимание также на ту часть пара, которая идёт на подогрев сетевой воды для потребителя (ПСГ):

Ещё один вид с кучей контрольных точек. Не забываем, что контролировать на турбине необходимо кучу давлений и температур не только пара, но и масла в подшипниках каждой её части:

Да, а вот и пульт. Он обычно находится в той же комнате, что и у котлов. Несмотря на то, что сами котлы и турбины стоят в разных помещениях, управление котлотурбинным цехом нельзя разделять на отдельные кусочки - слишком всё связано перегретым паром!

На пульте мы видим пару средних турбин с двумя цилиндрами, кстати.

Автоматизация

В отличие от , процессы на ТЭЦ более быстрые и ответственные (кстати, все помнят слышный во всех краях города громкий шум, похожий на самолётный? Так это изредка срабатывает паровой клапан, стравливая чрезмерное давление пара. Представьте, как это слышится вблизи!).
Поэтому автоматизация здесь пока запаздывает и в основном ограничивается сбором данных. А на пультах управления мы видим сборную солянку различных SCADA и промышленных контроллеров, занимающихся локальным регулированием. Но процесс идёт!

Электричество

Ещё раз посмотрим общий вид турбинного цеха:

Обратите внимание, слева под жёлтым кожухом - электрические генераторы.
Что происходит с электричеством дальше?
Оно отдаётся в федеральные сети через ряд распределительных устройств:

Электрический цех - очень непростое место. Достаточно взглянуть на панораму пульта управления:

Релейная защита и автоматика - наше всё!

На этом обзорную экскурсию можно завершить и всё-таки сказать пару слов про насущные проблемы.

Тепло и коммунальные технологии

Итак, мы выяснили, что ТЭЦ даёт электричество и тепло. И то, и другое, разумеется, поставляется потребителям. Теперь нас, главным образом, будет интересовать тепло.
После перестройки, приватизации и разделения всей единой советской промышленности на отдельные кусочки во многих местах получилось так, что электростанции остались в ведомстве Чубайса, а городские теплосети стали муниципальными. И на них образовался посредник, который берёт деньги за транспортировку тепла. А как эти деньги тратятся на ежегодный ремонт изношенных на 70% теплосетей, вряд ли нужно рассказывать.

Так вот, из-за многомиллионных долгов посредника "НОВЭК" в Новочебоксарске ТГК-5 уже перешла на прямые договора с потребителями.
В Чебоксарах пока этого нет. Более того, чебоксарские «Коммунальные технологии» на сегодня проект развития своих котельных и теплосетей аж на 38 миллиардов (ТГК-5 справилась бы всего за три).

Все эти миллиарды так или иначе будут включены в тарифы на тепло, которые устанавливает городская администрация "из соображений социальной справедливости". Между тем, сейчас себестоимость тепла, вырабатываемого ТЭЦ-2, в 1.5 раза меньше, чем на котельных КТ. И такое положение должно сохраниться и в будущем, потому что чем крупнее электростанция, тем она эффективнее (в частности, меньше эксплуатационных затрат + окупаемость тепла за счёт производства электроэнергии).

А что с точки зрения экологии?
Безусловно, одна большая ТЭЦ с высокой трубой лучше в экологическом плане, чем десяток мелких котельных с маленькими трубами, дым из которых практически останется в городе.
Самым же плохим в смысле экологии является ныне популярное индивидуальное отопление.
Маленькие домашние котлы не обеспечивают такой полноты сгорания топлива, как большие ТЭЦ, да и все выхлопные газы остаются не просто в городе, а буквально над окнами.
Кроме того, мало кто задумывается о повышенной опасности дополнительного газового оборудования, стоящего в каждой квартире.

Какой выход?
Во многих странах при центральном отоплении используются поквартирные регуляторы, которые позволяют экономнее потреблять тепло.
К сожалению, при нынешних аппетитах посредников и изношенности теплосетей преимущества центрального отопления сходят на нет. Но всё-таки, с глобальной точки зрения, индивидуальное отопление более уместно в коттеджах.

Другие посты о промышленности:

Принцип работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) основан на уникальном свойстве водяного пара – быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) — наследие такой уже далекой эпохи пара.

Первая тепловая электростанция была построена в Нью-Йорке на Перл-Стрит (Манхэттен) в 1882 году. Родиной первой российской тепловой станции, спустя год, стал Санкт-Петербург. Как это ни странно, но даже в наш век высоких технологий ТЭС так и не нашлось полноценной замены: их доля в мировой энергетике составляет более 60 %.

И этому есть простое объяснение, в котором заключены достоинства и недостатки тепловой энергетики. Ее «кровь» — органическое топливо – уголь, мазут, горючие сланцы, торф и природный газ по-прежнему относительно доступны, а их запасы достаточно велики.

Большим минусом является то, что продукты сжигания топлива причиняют серьезный вред окружающей среде. Да и природная кладовая однажды окончательно истощится, и тысячи ТЭС превратятся в ржавеющие «памятники» нашей цивилизации.

Принцип работы

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком – они родные сестры. «Чистая» теплоэлектростанция – ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.


Теплоэлектроцентраль – ТЭЦ — разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд.

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух — окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление – попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее — в деаэратор. Там вода освобождается от газов – кислорода и СО 2 , которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел.

Теплоснабжение

Вторая, не менее важная функция ТЭЦ – обеспечение горячей водой (паром), предназначенной для систем центрального отопления близлежащих населенных пунктов и бытового использования. В специальных подогревателях холодная вода нагревается до 70 градусов летом и 120 градусов зимой, после чего сетевыми насосами подается в общую камеру смешивания и далее по системе тепломагистралей поступает к потребителям. Запасы воды на ТЭЦ постоянно пополняются.

Как работают ТЭС на газе

По сравнению с угольными ТЭЦ, ТЭС, где установлены газотурбинные установки, намного более компактны и экологичны. Достаточно сказать, что такой станции не нужен паровой котел. Газотурбинная установка – это по сути тот же турбореактивный авиадвигатель, где, в отличие от него, реактивная струя не выбрасывается в атмосферу, а вращает ротор генератора. При этом выбросы продуктов сгорания минимальны.

Новые технологии сжигания угля

КПД современных ТЭЦ ограничен 34 %. Абсолютное большинство тепловых электростанций до сих пор работают на угле, что объясняется весьма просто — запасы угля на Земле по-прежнему громадны, поэтому доля ТЭС в общем объеме выработанной электроэнергии составляет около 25 %.

Процесс сжигания угля многие десятилетия остается практически неизменным. Однако и сюда пришли новые технологии.


Особенность данного метода состоит в том, что вместо воздуха в качестве окислителя при сжигании угольной пыли используется выделенный из воздуха чистый кислород. В результате, из дымовых газов удаляется вредная примесь – NОx. Остальные вредные примеси отфильтровываются в процессе нескольких ступеней очистки. Оставшийся на выходе СО 2 закачивается в емкости под большим давлением и подлежит захоронению на глубине до 1 км.

Метод «oxyfuel capture»

Здесь также при сжигании угля в качестве окислителя используется чистый кислород. Только в отличие от предыдущего метода в момент сгорания образуется пар, приводящий турбину во вращение. Затем из дымовых газов удаляются зола и оксиды серы, производится охлаждение и конденсация. Оставшийся углекислый газ под давлением 70 атмосфер переводится в жидкое состояние и помещается под землю.

Метод «pre-combustion»

Уголь сжигается в «обычном» режиме – в котле в смеси с воздухом. После этого удаляется зола и SO 2 – оксид серы. Далее происходит удаление СО 2 с помощью специального жидкого абсорбента, после чего он утилизируется путем захоронения.

Пятерка самых мощных теплоэлектростанций мира

Первенство принадлежит китайской ТЭС Tuoketuo мощностью 6600 МВт (5 эн/бл. х 1200 МВт), занимающей площадь 2,5 кв. км. За ней следует ее «соотечественница» — Тайчжунская ТЭС мощностью 5824 МВт. Тройку лидеров замыкает крупнейшая в России Сургутская ГРЭС-2 – 5597,1 МВт. На четвертом месте польская Белхатувская ТЭС – 5354 МВт, и пятая – Futtsu CCGT Power Plant (Япония) – газовая ТЭС мощностью 5040 МВт.


Основным типом электростанций в России являютсятепловые(ТЭС). Эти установки вырабатывают примерно 67% электроэнергии России. На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей.

Тепловые электростанции используют широко распространенные топливные ресурсы, относительно свободно размещаются и способны вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний. Их строительство ведется быстро и связано с меньшими затратами труда и материальных средств. Но у ТЭС есть существенные недостатки. Они используют невозобновимые ресурсы, обладают низким КПД (30-35%), оказывают крайне негативное влияние на экологическую обстановку. ТЭС всего мира ежегодно выбрасывают в атмосферу 200-250 млн. т золы и около 60 млн. т сернистого ангидрида 6 , а также поглощают огромное количество кислорода. Установлено, что уголь в микродозах почти всегда содержит U 238 , Th 232 и радиоактивный изотоп углерода. Большинство ТЭС России не оснащены эффективными системами очистки уходящих газов от оксидов серы и азота. Хотя установки, работающие на природном газе экологически существенно чище угольных, сланцевых и мазутных, вред природе наносит прокладка газопроводов (особенно в северных районах).

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции – это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название – ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). ТЭЦпредставляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и теплоты. Их КПД доходит до 70% против 30-35% на КЭС. ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет 15-20 км. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн. кВт.

Промышленные электростанции – это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

2. По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.

Тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, называют конденсационными электростанциями (КЭС) . Ядерное горючее используют атомные электростанций (АЭС). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.

Первостепенную роль среди тепловых установок играют конденсационные электростанции (КЭС). Они тяготеют и к источникам топлива, и к потребителям, и поэтому очень широко распространены. Чем крупнее КЭС, тем дальше она может передавать электроэнергию, т.е. по мере увеличения мощности возрастает влияние топливно-энергетического фактора.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Ориентация на топливные базы происходит при наличии ресурсов дешевого и нетранспортабельного топлива (бурые угли Канско-Ачинского бассейна) или в случае использования электростанциями торфа, сланцев и мазута (такие КЭС обычно связаны с центрами нефтепереработки). Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива – мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь – низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб – АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.

3. По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину – паровую турбину. ПТУ – основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В России имеется только одна работающая ПГУ-ТЭЦ (ПГУ-450Т) мощностью 450 МВт. На Невинномысской ГРЭС работает энергоблок ПГУ-170 мощностью 170 МВт, а на Южной ТЭЦ Санкт-Петербурга – энергоблок ПГУ- 300 мощностью 300 МВт.

4. 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 котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. 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.

5. 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. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов – очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди.

Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органическом топливе (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Тепловой баланс газомазутной и

пылеугольной (цифры в скобках) ТЭС

Топливо подается в котел и для его сжигания сюда же подается окислитель – воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы. В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг топлива требуется 10– 15 кг воздуха и, таким образом, воздух – это тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки которого в зону горения необходимо иметь мощные высокопроизводительные нагнетатели. В результате химической реакции сгорания, при которой углерод С топлива превращается в оксиды СО 2 и СО, водород Н 2 – в пары воды Н 2 О, сера S – в оксиды SO 2 и SO 3 и т.д., образуются продукты сгорания топлива – смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, вырабатываемой ТЭС.

Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энергию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до температуры 130– 160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляет 5– 15 %.

Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде, обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот пар направляется в паровую турбину. На выходе из турбины с помощью аппарата, который называется конденсатором, поддерживается глубокий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3– 8 кПа (напомним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразуется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором электрогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар) функционирования ТЭС.

Для работы конденсатора, который не только обеспечивает низкое давление за турбиной, но и заставляет пар конденсироваться (превращаться в воду), требуется большое количество холодной воды. Это – третий вид «сырья», поставляемый на ТЭС, и для функционирования ТЭС он не менее важен, чем топливо. Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся природных источников воды (река, море), либо строят искусственные источники (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители и др.).

Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты конденсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепловое загрязнение окружающей среды.

Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в густом виде в железнодорожных цистернах), либо в виде электроэнергии (например, на привод электродвигателей насосов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами.

Для нормальной работы ТЭС, кроме «сырья» (топливо, охлаждающая вода, воздух) требуется масса других материалов: масло для работы систем смазки, регулирования и защиты турбин, реагенты (смолы) для очистки рабочего тела, многочисленные ремонтные материалы.

Наконец, мощные ТЭС обслуживаются большим количеством персонала, который обеспечивает текущую эксплуатацию, техническое обслуживание оборудования, анализ технико-экономических показателей, снабжение, управление и т.д. Ориентировочно можно считать, что на 1 МВт установленной мощности требуется 1 персона и, следовательно, персонал мощной ТЭС составляет несколько тысяч человек. Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:

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

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

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

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

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

Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе, представлен на рис. 3.2.

Основными элементами рассматриваемой электростанции (рис.3.2) являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устройства (электрогенератор, трансформатор и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.

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


Рис. 3.2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе


Собственно котел представляет собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть называется топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. На рис. 3.2 показан так называемый вращающийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами, а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы воздух. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилятором рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла подается в его топку – камеру, в которой происходит горение топлива. При горении образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.

Стены топки облицованы экранами 19 – трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

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

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

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

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

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

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

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 – теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни).

Градирня – это железобетонная пустотелая вытяжная башня (рис. 3.3) высотой до 150 м и выходным диаметром 40– 70 м, которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через воздухо-направляющие щиты.

Внутри градирни на высоте 10–20 м устанавливают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5–2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10, и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в конденсатор 12 (рис.3.2).

Рис. 3.3. Устройство градирни с естественной тягой
Рис. 3.4. Внешний вид башенной градирни

Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация – удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.

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

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