ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) - предназначены для централизованного снабжения потребителей теплом и электроэнергией. Их отличие от КЭС в том, что они используют тепло отработавшего в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Из-за такого совмещения выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива в сравнении с раздельным энергоснабжением (выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии на местных котельных). Благодаря такому способу комбинированного производства, на ТЭЦ достигается достаточно высокий КПД, доходящий до 70%. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с высоким потреблением тепла. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.
ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет приблизительно 15 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных нужд давлением 0.8-1.6 МПа может быть передан на расстояние не более 2-3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300-500 МВт. Только в крупных городах, таких как Москва или Санкт-Петербург с большой плотностью тепловой нагрузки имеет смысл строить станции мощностью до 1000-1500 МВт.
Мощность ТЭЦ и тип турбогенератора выбирают в соответствии с потребностями в тепле и параметрами пара, используемого в производственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (см. рис). Регулируемые отборы позволяют регулировать выработку тепла и электроэнергии.
Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. Зимой, когда спрос на тепло максимален, при расчетной температуре воздуха в часы работы промпредприятий нагрузка генераторов ТЭЦ близка к номинальной. В периоды, когда потребление тепла мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.
Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями "на тепловом потреблении" возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС , принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла.
Теплоэлектроцентраль
(ТЭЦ)
Наибольшее распространение ТЭЦ получили в СССР. Первые теплопроводы были проложены от электростанций Ленинграда и Москвы (1924, 1928). С 30-х гг. началось проектирование и строительство ТЭЦ мощностью 100-200 Мвт.
К концу 1940 мощность всех действующих ТЭЦ достигла 2 Гвт,
годовой отпуск тепла - 10 8 Гдж,
а протяжённость тепловых сетей (См. Тепловая сеть) - 650 км.
В середине 70-х гг. суммарная электрическая мощность ТЭЦ составляет около 60 Гвт
(при общей мощности электростанций Теплоэлектроцентраль 220 и тепловых электростанций Теплоэлектроцентраль 180 Гвт
). Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ достигает 330 млрд. квт․ч,
отпуск тепла - 4․10 9 Гдж;
мощность отдельных новых ТЭЦ - 1,5-1,6 Гвт
при часовом отпуске тепла до (1,6-2,0)․10 4 Гдж;
удельная выработка электроэнергии при отпуске 1 Гдж
тепла - 150-160 квт․ч.
Удельный расход условного топлива на производство 1 квт․ч
электроэнергии составляет в среднем 290 г
(тогда как на ГРЭС - 370 г
);
наименьший среднегодовой удельный расход условного топлива на ТЭЦ около 200 г/квт․ч
(на лучших ГРЭС - около 300 г/квт․ч
). Такой пониженный (по сравнению с ГРЭС) удельный расход топлива объясняется комбинированным производством энергии двух видов с использованием тепла отработавшего пара. В СССР ТЭЦ дают экономию до 25 млн. т
условного топлива в год (Теплоэлектроцентраль 11% всего топлива, идущего на производство электроэнергии). ТЭЦ - основное производственное звено в системе централизованного теплоснабжения. Строительство ТЭЦ - одно из основных направлений развития энергетического хозяйства в СССР и др. социалистических странах. В капиталистических странах ТЭЦ имеют ограниченное распространение (в основном промышленные ТЭЦ). Лит.:
Соколов Е. Я., Теплофикация и тепловые сети, М., 1975; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М., 1976. В. Я. Рыжкин.
Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия
.
1969-1978
.
- (ТЭЦ), паротурбинная тепловая электростанция, вырабатывающая и отпускающая потребителям одновременно 2 вида энергии: электрическую и тепловую (в виде горячей воды, пара). В России мощность отдельных ТЭЦ достигает 1,5 1,6 ГВт при часовом отпуске… … Современная энциклопедия
- (ТЭЦ теплофикационная электростанция), тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и тепло, отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды … Большой Энциклопедический словарь
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ, и, жен. Тепловая электростанция, вырабатывающая электроэнергию и тепло (горячую воду, пар) (ТЭЦ). Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова. 1949 1992 … Толковый словарь Ожегова Большая политехническая энциклопедия
ТЭЦ 26 (Южная ТЭЦ) в Москве … Википедия
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
Тепловая часть электрических станций достаточно подробно рассматривается в курсе «Общая энергетика». Однако здесь, в этом курсе, целесообразно вернуться к рассмотрению некоторых вопросов тепловой части. Но это рассмотрение необходимо произвести с точки зрения влияния ее на электрическую часть электрических станций.
2.1. Схемы конденсационных электростанций (КЭС)
В котел питательным насосом (ПН) подается также питательная вода, которая под действием высокой температуры превращается в пар. Таким образом, на выходе котла получают острый пар с параметрами: p=3...30 МПа, t=400...650°С. Острый пар подается в паровую турбину (Т). Здесь энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Эта энергия передается электрическому синхронному генератору (Г), где она преобразуется в электрическую энергию.
Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор (К) (поэтому эти станции называют конденсационными), охлаждается холодной водой и конденсируется. Конденсат конденсатным насосом (КН) подается в систему водоподготовки (СВП), а затем, после пополнения химически очищенной водой (теперь он называется питательной водой), питательным насосом подается в котел.
Источниками холодной воды, которая подается в конденсатор циркуляционным насосом (ЦН), могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также градирни и брызгальные бассейны. Пропуск основной части пара через конденсатор приводит к тому, что 60...70 % тепловой энергии, вырабатываемой котлом, уносится циркуляционной водой.
Газообразные продукты сгорания топлива из котла удаляются дымососами (Дс) и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу высотой 100...250 м (самая высокая труба высотой 420 м занесена в книгу рекордов Гиннесса), а твердые частицы системой гидрозолоудаления (ГЗУ) отправляются на золоотвал.
Все эти устройства и агрегаты (питатели пыли, дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы и т.д.) предназначенные для обеспечения технологического процесса и нормальной работы основного оборудования (котлов, турбин, генераторов) называются механизмами собственных нужд (С.Н.). На блочных станциях механизмы С.Н. делятся на блочные, предназначенные для обеспечения работы только одного блока, и общестанционные – для работы станции в целом.
Основными механизмами С.Н. являются:
– дутьевой вентилятор (ДВ) для подачи воздуха в котел;
– дымосос (Дс) для выброса газообразных (и в значительной степени твердых во взвешенном состоянии частиц) продуктов сгорания топлива из котла в дымовую трубу высотой 100...250 м (420 м в книге Гиннесса);
– циркуляционный насос (ЦН) для подачи в конденсатор холодной циркуляционной воды;
– конденсатный насос (КН) для откачки конденсата из конденсатора;
– питательный насос (ПН) для подачи питательной воды в котел и для создания требуемого давления в технологическом контуре.
На электростанции используются и другие механизмы собственных нужд для топливоподачи и топливоприготовления, в системе химводоочистки и шлако-золоудаления, в системах регулирования различных задвижек, кранов и вентилей и т.д. и т.п. Все их в рамках данного курса перечислять не целесообразно, но тем не мене большинство из них мы рассмотрим в процессе изучения материала.
Механизмы С.Н. делятся на ответственные и неответственные .
Ответственными являются те механизмы, кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременный перерыв в работе неответственных механизмов собственных нужд не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако чтобы не расстраивать технологического цикла производства электроэнергии, спустя небольшой промежуток времени они вновь должны быть запущены в работу.
В котельном отделении ответственными механизмами являются дымососы, дутьевые вентиляторы, питатели пыли. Прекращение работы дымососов, дутьевых вентиляторов и питателей пыли приводит к погасанию факела и остановке парового котла. К неответственным относятся смывные и багерные насосы системы гидрозолоудаления (ГЗУ), а также электрофильтры.
К ответственным механизмам машинного отделения относятся питательные, циркуляционные и конденсатные насосы, маслонасосы турбин и генераторов, подъемные насосы газоохладителей генераторов и маслонасосы системы уплотнения вала генераторов. К неответственным механизмам относятся сливные насосы регенеративных подогревателей, дренажные насосы, эжекторы.
Важное место в технологическом цикле станции занимают питательные насосы, подающие питательную воду в паровые котлы. Мощность электроприводов питательных насосов высокого давления достигает 40 % (для газомазутных КЭС) общей мощности потребителей собственных нужд, т.е. нескольких мегаватт. Остановка питательных насосов приводит к аварийному отключению паровых котлов технологическими защитами. Особенно тяжело переносят такую остановку прямоточные котлы блочных электростанций.
Отключение конденсатных и циркуляционных насосов приводит к срыву вакуума турбин и к их аварийной остановке.
К числу особо ответственных механизмов собственных нужд, останов которых может привести к повреждению основных агрегатов, следует отнести маслонасосы системы смазки турбогенератора и уплотнения вала генератора. Отказ во включении резервных масляных насосов во время аварийной остановки станции с потерей питания собственных нужд может привести к срыву маслоснабжения подшипников турбины и генератора и выплавлению их вкладышей. Поэтому питание маслонасосов турбин и уплотнений вала генератора резервируется аккумуляторными батареями.
Особое место на ТЭС занимают механизмы топливоприготовления и топливоподачи: дробилки, мельницы для размола угля, мельничные вентиляторы, конвейеры и транспортеры топливоподачи и бункеров пылезавода, краны перегружатели на складе угля, вагоноопрокидыватели. Кратковременная остановка этих механизмов обычно не приводит к расстройству технологического цикла производства электрической и тепловой энергии, и поэтому эти механизмы можно отнести к неответственным. Действительно, в бункерах всегда имеется запас сырого угля, и поэтому останов транспортеров или угледробильных устройств не приводит к прекращению подачи топлива в топочные камеры. Допускается останов и барабанных шаровых мельниц, так как при их использовании на электростанциях обычно имеются промежуточные бункеры с запасом угольной пыли, рассчитанным примерно на два часа работы котла с номинальной производительностью. В случае применения молотковых мельниц промежуточных бункеров обычно не предусматривают, но на каждый котел устанавливают не менее трех мельниц. При остановке одной из них оставшиеся обеспечивают не менее 90 % производительности.
К общестанционным механизмам относят насосы химводоочистки и хозяйственного водоснабжения. Большинство из них можно отнести к неответственным потребителям, так как кратковременная остановка насосов химводоочистки не должна привести к аварийному режиму в снабжении водой котельных агрегатов. Исключением являются насосы подачи химически очищенной воды в турбинное отделение, так как при нарушении баланса между их производительностью и расходом питательной воды возможна аварийная ситуация на станции.
К механизмам общестанционного назначения относятся также резервные возбудители, насосы кислотной промывки, противопожарные насосы (эти механизмы при нормальных условиях эксплуатации агрегатов не работают), вентиляционные устройства, компрессоры воздушных магестралей, крановое хозяйство, мастерские, зарядные устройства аккумуляторных батарей, механизмы открытого распределительного устройства и объединенного вспомогательного корпуса. Большинство этих механизмов можно классифицировать как неответственные. Ответственными являются некоторые из вспомогательных механизмов электрической части станции: двигатель-генераторы питателей пыли и вентиляторы охлаждения мощных трансформаторов, осуществляющие обдув маслоохладителей и принудительную циркуляцию масла. При работе генератора на резервном возбудителе последний также относится к ответственным механизмам собственных нужд.
В качестве приводов механизмов собственных нужд, как правило, используются электродвигатели и только на станциях с блоками большей мощности для снижения токов короткого замыкания в системе электроснабжения собственных нужд могут применяться паровые турбины (об этом речь пойдет ниже). Для питания электропотребителей С.Н. на станциях предусматривается система электроснабжения С.Н. со специальным источником питания, в качестве которого обычно используют трансформатор ТСН, включенный на генераторное напряжение.
Особенности КЭС следующие :
1) строятся по возможности ближе к месторождениям топлива или потребления электрической энергии;
2) подавляющую часть вырабатываемой электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений (110...750 кВ);
Первые два пункта определяют назначение станций конденсационного типа – электроснабжение районных сетей (если станция строится в районе потребления электрической энергии) и выдача мощности в систему (при строительстве станции в местах добычи топлива).
3) работают по свободному (не зависящему от тепловых потребителей) графику выработки электроэнергии – мощность может меняться от расчетного максимума до технологического минимума (определяемого в основном устойчивостью горения факела в котле);
4) низкоманевренны – разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требуют примерно 3...10 ч;
Пункты 3 и 4 определяют режим работы таких станций – они работают в основном в базовой части графика нагрузки системы.
5) требуют большего количества охлаждающей воды для подачи ее в конденсаторы турбин;
Эта особенность определяет строительную площадку станции – вблизи водоема с достаточным количеством воды.
6) имеют относительно низкий КПД – 30...40 %.
1.2. Схемы ТЭЦ
Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Поэтому в отличие от КЭС на ТЭЦ кроме электрической энергии производят тепло в виде пара или горячей воды для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения . Для этих целей на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине . При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным электроснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных .
Наибольшее применение на ТЭЦ получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами. Регулируемые отборы позволяют независимо регулировать в известных пределах отпуск тепла и выработку электроэнергии.
При неполной тепловой нагрузке они могут в случае необходимости развивать номинальную мощность с пропуском пара в конденсаторы. При большом и постоянном потреблении пара в технологических процессах применяют также турбины с противодавлением без конденсаторов. Рабочая мощность таких агрегатов полностью определяется тепловой нагрузкой . Наибольшее распространение получили агрегаты мощностью 50 МВт и выше (до 250 МВт).
Механизмы собственных нужд на ТЭЦ аналогичны механизмам на КЭС, но дополненные механизмами, обеспечивающими выдачу тепловой энергии потребителю. К ним относятся: сетевые насосы (СН), конденсатные насосы бойлеров, насосы подпитки теплосети, насосы обратного конденсата (НОК), другие механизмы.
Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии существенно усложняет технологическую схему ТЭЦ и обуславливает зависимость выработки электрической энергии от теплового потребителя. Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбины и в конденсаторы . Кроме того, во избежание перегрева хвостовой части турбины через нее должен быть обеспечен пропуск определенного количества пара во всех режимах . Экономичность электростанции при этом снижается . При снижении электрической нагрузки на ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителей тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром котла .
Радиус действия мощных ТЭЦ – снабжения горячей водой для отопления – не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 45 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,8...1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2...3 км.
При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300...500 МВт. Лишь в самых больших городах (Москве, Санкт Петербурге) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000...1500 МВт .
Особенности ТЭЦ следующие :
1) строятся вблизи потребителей тепловой энергии;
2) обычно работают на привозном топливе (большинство ТЭЦ использует газ, транспортируемый по газопроводам );
3) большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);
4) работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от теплового потребителя);
5) низкоманевренны (как и КЭС);
6) имеют относительно высокий суммарный КПД (60...75 % при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды).
1.3. Схемы АЭС
Атомные электрические станции – это тепловые стан-ции, использующие энергию ядерных реакций. Тепловая энергия, выделяющаяся в реакторе при реакции деления ядер урана, отводится из активной зоны с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую подвергают тщательной очистке в неорганических фильтрах .
Атомные электростанции проектируются и сооружаются с реакторами различного типа на тепловых или быстрых нейтронах по одноконтурной, двухконтурной или трехконтурной схеме. Оборудование последнего контура, включающего турбину и конденсатор, аналогично оборудованию тепловых электростанций. Первый, радиоактивный контур содержит реактор, парогенератор и питательный насос .
На атомных станциях СНГ используются ядерные реакторы следующих основных типов :
РБМК (реактор большой мощности, канальный) – реактор на тепловых нейтронах, водо-графитовый;
ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) – реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;
БН (быстрые нейтроны) – реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.
Единичная мощность ядерных энергоблоков достигла 1500 МВт. В настоящее время считается, что единичная мощность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображениями, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами .
Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора .
 |
| Рис. 2.6. Одноконтурная схема АЭС |
Одноконтурная схема с кипящим реактором и графитовым замедлителем типа РБМК-1000 применена на Ленинградской АЭС. Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генераторами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту .
Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом, схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С .
Первая в мире промышленная Обнинская АЭС мощностью 5 МВт была пущена в эксплуатацию в СССР 27 июня 1954 г. В 1956...1957 гг. были пущены агрегаты АЭС в Англии (Колдер-Холл мощностью 92 МВт) и в США (АЭС Шиппингпорт мощностью 60 МВт). В дальнейшем программы строительства АЭС стали форсироваться в Англии, США, Японии, Франции, Канаде, ФРГ, Швеции и в ряде других стран. Предполагалось, что к 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС в мире может достигнуть 50 % общей выработки электроэнергии. Однако в настоящее время темпы развития атомной энергетики в мире в силу ряда причин существенно снизились .
Особенности АЭС следующие :
1) могут строиться в любом географическом месте, в том числе в труднодоступном;
2) по своему режиму автономны от ряда внешних факторов;
3) требуют малого количества топлива;
4) могут работать по свободному графику нагрузки;
5) чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учетом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы (продолжительность использования установленной мощности 6500...7000 ч/год );
6) слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.
1.4. Схемы ГЭС
При сооружении ГЭС обычно преследуют цель:
Выработки электроэнергии;
Улучшение условий судоходства по реке;
Улучшение условий орошения прилегающих земель.
Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора (разницы уровней верхнего и нижнего бьефа) .
Агрегаты для каждой ГЭС, как правило, проектируются индивидуально, применительно к характеристикам данной ГЭС .
При небольших напорах строят русловые (Угличская и Рыбинская ГЭС) или совмещенные (Волжские ГЭС имени В.И.Ленина и имени XXII съезда КПСС) гидроэлектростанции, а при значительных напорах (более 30...35 м) – приплотинные ГЭС (ДнепроГЭС, Братская ГЭС). В горных районах сооружают деривационные ГЭС (ГюмюшГЭС, ФархадГЭС) с большими напорами при малых расходах .
 |
| Рис. 6 |
ГЭС обычно имеют водохранилища, позволяющие аккумулировать воду и регулировать ее расход и, следовательно, рабочую мощность станции так, чтобы обеспечить наивыгоднейший режим для энергосистемы в целом.
Процесс регулирования заключается в следующем. В течении некоторого времени, когда нагрузка энергосистемы мала (или естественный приток воды в реке велик), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище, а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время, когда нагрузка системы велика (или приток воды мал), ГЭС расходует воду в количестве, превышающем естественный приток. При этом расходуется вода, накопленная в водохранилище, а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время, необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища, может составлять сутки, неделю, несколько месяцев и более. В течении этого времени ГЭС может израсходовать строго определенное количество воды, определяемое естественным притоком.
При совместной работе ГЭС с ТЭС и АЭС нагрузку энергосистемы распределяют между ними так, чтобы при заданном расходе воды в течение рассматриваемого периода обеспечить спрос на электроэнергию с минимальным расходом топлива (или минимальными затратами на топливо) в системе. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что в течении большей части года гидроэлектростанции целесообразно использовать в пиковом режиме. Это означает, что в течении суток рабочая мощность ГЭС должна изменяться в широких пределах - от минимальной в часы, когда нагрузка энергосистемы мала, до максимальной в часы наибольшей нагрузки системы. При таком использовании ГЭС нагрузка тепловых станций выравнивается и работа их становится более экономичной.
В периоды паводка целесообразно использовать ГЭС круглосуточно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом уменьшить холостой сброс воды через плотину.
Работа ГЭС характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов такой режим также приемлем, так как в отличии от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набор мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.
Продолжительность использования установленной мощности ГЭС, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500...3000 ч для пиковых станций и до 5000...6000 ч для базовых. ГЭС целесообразно строить на горных и полугорных реках.
3-4. Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Механизмы собственных нужд ГЭС по назначению делятся на агрегатные и общестанционные.
Агрегатные механизмы собственных нужд обеспечивают пуск, остановку и нормальную работу гидрогенераторов и связанных с ними при блочных схемах повышающих силовых трансформаторов. К ним относятся:
Маслянные насосы системы регулирования гидротурбины;
Насосы и вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;
Маслянные или водянные насосы системы смазки агрегата;
Насосы непосредственного водянного охлаждения генераторов;
Компрессоры торможения агрегата;
Насосы откачки воды с крышки турбины;
Вспомогательные устройства системы возбуждения генератора;
Возбудители в системах самовозбуждения. К общестанционным относятся:
Насосы откачки воды из спиральных камер и отсасывающих труб;
Насосы хозяйственного водоснабжения;
Дренажные насосы;
Устройства заряда, обогрева и вентиляции аккумуляторных батарей;
Краны, подъемные механизмы затворов плотин, щитов, шандоров отсасывающих труб, сороудерживающих решеток;
Компрессоры ОРУ;
Отопление, освещение и вентиляция помещений и сооружений;
Устройства обогрева затворов, решеток и пазов.
При централизованной системе снабжения агрегатов сжатым воздухом в состав общестанционных входят и компрессоры маслонапорных установок и торможения агрегатов.
На состав и мощность электроприемников собственных нужд ГЭС оказывают влияние климатические условия: при суровом климате появляется значительная (несколько тысяч киловатт) нагрузка обогрева выключателей, масляных баков, маслонаполненных концевых кабельных муфт, решеток, затворов, пазов; при жарком климате эти нагрузки отсутствуют, но возрастает расход энергии на охлаждение оборудования, вентиляцию, кондеционирование.
На ГЭС относительно малая доля механизмов собственных нужд работает непрерывно в продолжительном режиме. Сюда относятся: насосы и вентиляторы охлаждения генераторов и трансформаторов; вспомогательные устройства систем возбуждения; насосы водяной или масляной смазки подшпников. Эти механизмы принадлежат к числу наиболее ответственных и допускают перерыв питания на время действия автоматического ввода резерва (АВР). В продолжительном режиме работают также насосы технического водоснабжения и устройств электрообогрева. Остальные электроприемники работают повторно-кратковременно, кратковременно или даже только эпизодически. К числу ответственных механизмов собственных нужд следует также отнести пожарные насосы, насосы маслонапорных установок, некоторые дренажные насосы, компрессоры ОРУ, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов. Эти механизмы допускают перерыв питания до нескольких минут без нарушения нормальной и безопасной работы агрегатов. Остальные потребители собственных нужд можно отнести к неответственным.
Маслонапорные установки гидроагрегатов имеют достаточный запас энергии, чтобы закрыть направляющий аппарат и затормозить агрегат даже при аварийной потере напряжения в системе собственных нужд. Поэтому для обеспечения сохранности оборудования при потере напряжения на гидростанциях не требуются автономные источники в виде аккумуляторных батарей и дизель-генераторов.
Единичная мощность механизмов собственных нужд колеблется от единиц до сотен киловат. Наиболее мощными механизмами собственных нужд являются насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, некоторые подъемные механизмы. На большинстве гидростанциях, за исключением ГЭС деривационного типа, потребители собственных нужд сосредоточены на ограниченной территории, в пределах здания станции и прлотины.
В отличие от ТЭС механизмы собственных нужд ГЭС не требуют непрерывного регулирования производительности; достаточным является повторно-кратковременный режим работы (насосы маслонапорных установок, компрессоры).
Особенности ГЭС следующие :
1) строятся там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с местоположением электрической нагрузки;
2) большую часть электрической энергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;
3) работают по свободному графику (при наличии водохранилища);
4) высокоманевренны (разворот и набор нагрузки занимает примерно 3...5 мин.);
5) имеют высокий КПД (до 85 %).
ГЭС в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми электростанциями. Однако в настоящее время преимущественно строятся тепловые и атомные электростанции. Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций. (Есть данные по удельным капвложениям, себестоимости электроэнергии и срокам строительства различных типов эл. станций).
Удельная стоимость ГЭС (руб/МВт) выше удельной стоимости ТЭС той же мощности вследствие большего объема строительных работ. Время сооружения ГЭС также больше. Однако себестоимость электроэнергии ниже, так как в состав эксплуатационных расходов не входит стоимость топлива.
Гидроаккумулирующие электростанции.
Назначение ГАЭС заключается в выравнивании суточного графика нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС. В часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС от кратковременной пиковой нагрузки. Агрегаты ГАЭС используются также в качестве вращающихся резервных агрегатов и в качестве синхронных компенсаторов.
Пиковые ГАЭС проектируются, как правило, на продолжительность работы в турбинном режиме 4...6 ч в сутки. Длительность работы ГАЭС в насосном режиме составляет 7...8 ч при отношении насосной мощности к турбинной 1,05...1,10. Годовое число использования мощности ГАЭС составляет 1000...1500 ч.
ГАЭС сооружают в системах, где отсутствуют ГЭС или их мощность недостаточна для покрытия нагрузки в часы максимальной нагрузки. Их выполняют из ряда блоков, выдающих энергию в сети повышенного напряжения и получающих ее из сети при работе в насосном режиме. Агрегаты высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный или в режим синхронного компенсатора. КПД ГАЭС составляет 70...75 %. Они требуют незначительного количества обслуживающего персонала. ГАЭС могут быть сооружены там, где имеются источники водоснабжения и местные геологические условия позволяют создать напорное водохранилище.
1.4. Газотурбинные установки
1.7. Солнечные электростанции.
Среди солнечных электростанций (гелиоэлектростанций) можно выделить два типа электростанций - с паровым котлом и с кремниевыми фотоэлементами. Такие электростанции нашли применение в ряде стран, имеющих значительное число солнечных дней в году. По опубликованным данным их КПД может быть доведен до 20 %.
1.8. Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников.
Геотермальные электростанции работают в Исландии, Новой Зеландии, Папуа, Новой Гвинее, США, а в Италии они дают около 6 % всей вырабатываемой электроэнергии. В России (на Комчатке) сооружена Паужетская геотермальная электростанция.
1.9. Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами строятся там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. Наиболее мощная ПЭС Ранс построена в 1966 г. во Франции: ее мощность составляет 240 МВт. Проектируются ПЭС в США мощностью 1000 МВт, в Великобритании мощностью 7260 МВт и т.д. В России на Кольском полуострове, где приливы достигают 10...13 м, в 1968 г. вошла в строй первая очередь опытной Кислогубской ПЭС (2·0,4 МВт).
1.10. В магнитогидродинамических электростанциях используется принцип образования тока при прохождении движущегося проводника через магнитное поле. В качестве рабочего тела используется низкотемпературная плазма (около 2700 С), образующаяся при сгорании органического топлива и подаче в камеру сгорания специальных ионизирующих присадок. Рабочее тело, проходящее через сверхпроводящую магнитную систему, создает постоянный ток, который с помощью инверторных преобразователей превращается в переменный. Рабочее тело после прохождения через магнитную систему поступает в паротурбинную часть электростанции, состоящую из парогенератора и обычной конденсационной паровой турбины. В настоящее время на Рязанской ГРЭС сооружон головной МГД-энергоблок 500 МВт, включающий МГД-генератор мощностью около 300 МВт и паротурбинную часть мощностью 315 МВт с турбиной К-300-240. При установленной мощности свыше 610 МВт выдача мощности МГД-энергоблока в систему составляет 500 МВт за счет значительного расхода энергии на собственные нужды в МГД- 
части. КПД МГД-500 превышает 45 %, удельный расход топлива составляет примерно 270 г/(кВт*ч). Головной МГД- энергоблок запроектирован на использование природного газа, в дальнейшем предполагался переход на твердое топливо. Однако дальнейшего развития МГД-установки не получили из-за отсутствия материалов, способных работать при столь высоких температурах.
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 .
