2

                                                                                                                                                              Оглавление

Введение              3

1 Типы ТЭЦ, их рабочий процесс и показатели тепловой экономичности …..4

2.  Технологический процесс производства электроэнергии на теплофикационных электростанциях (ТЭЦ) …….……………………………..8

Заключение              14

Библиографический список              15

Введение

Электрическая станция – энергетическая установка, служащая для преобразования какого-либо вида энергии в электрическую. Тип электрической станции определяется, прежде всего, видом энергоносителя. Наибольшее распространение получили тепловые электрические станции (ТЭС), на которых используется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива (уголь, нефть, газ и др.). На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете и около 80% вырабатываемой электроэнергии в России. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии.

Главным назначением электрических станций является обеспечение электроэнергией промышленного и сельскохозяйственного производства, транспорта, коммунального хозяйства и других сфер жизнедеятельности человека.

Другим не менее важным назначением электрических станций (тепловых) является снабжение различных секторов экономики паром для производства или теплом для отопления зимой и горячей водой для бытовых или коммунальных нужд.

Такие электрические станции для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Обычно ТЭЦ используют для нужд теплофикации, то есть покрытия тепловых и электрических нагрузок города или прилегающих районов. ТЭЦ отпускает электроэнергию в общую электрическую сеть, а теплоту – в местную сеть теплоснабжения.

Типы ТЭЦ, их рабочий процесс и показатели тепловой экономичности

              Особенностью теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) является то, что отработанный в турбине пар затем используется для нагрева сетевой воды, циркулирующей в тепловых сетях и системах потребителей, которая была бы отведена в окружающую среду через «холодный источник» - градирни  или водоемы-охладители. Эти тепловые отходы процесса, полезно используемые для обогрева городов и поселков, составляют от 20 до 40 % теплоты всего сжигаемого на ТЭЦ топлива. ТЭЦ строятся преимущественно в крупных городах, поскольку эффективная передача пара или горячей воды из-за высоких тепловых потерь в трубах возможна на расстоянии не более 20-25 км. Кроме того, чтобы уменьшить потери тепла, ТЭЦ необходимо дополнять небольшими подстанциями, которые должны размещаться вблизи от потребителя. При всех указанных недостатках ТЭЦ представляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и тепла, в связи, с чем суммарный коэффициент полезного использования топлива повышается до 70-76%.

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

1.По мощности.

1)     станции большой мощности (Nуст>1000 МВт);

2)     станции средней мощности (Nуст>160 МВт);

3)     станции средней мощности (Nуст<160 МВт).

2.      По виду используемого топлива:

1)     угольные;

2)     газовые (больше всего);

3)     мазутные.

3.      По величине начальных параметров пара:

1)     со сверхкритическими параметрами пара (Р>22 МПа);

2)     с высокими параметрами пара (Р>16 МПа);

3)     со средними параметрами пара (Р>4 МПа);

4)     с низкими параметрами пара (Р<4 МПа).

4.      По виду теплового потребителя:

1)  Промышленные

2)  Отопительные

3)  промышленно-отопительного типа (имеют производственную, и отопительную тепловую нагрузку).

5.      По характеру несения нагрузки:

1)  Базовые

2)  Пиковые

3)  Полупиковые

6.      По связи с энергосистемой:

1)  Работающие в энергосистеме (параллельно с другими станциями)

2)  Работающие изолированно

7.      По типу компоновки оборудования:

1)  Закрытые

2)  Открытые

3)  Полуоткрытые

8.      По структуре тепловой схемы:

1)  Блочные

2)  Неблочные

9.      По типу основных агрегатов

ТЭЦ по структуре тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные. При блочной схеме (рис1.1) все основное и вспомогательное оборудованной установки не имеет    технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину – дубль-блоком.

При неблочной схеме (рис 1.2) пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭЦ дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать.

В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т. е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электростанции. Процессы наладки основания нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭЦ надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭЦ) здесь нельзя перепустить на другую установку.

Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

По виду теплового потребителя ТЭЦ бывают трёх типов: промышленные, отопительные промышленно-отопительные.

Промышленные ТЭЦ работают исключительно для снабжения какого-либо предприятия паром и горячей водой, которые необходимы для определённых технологических процессов. Такие станции сооружаются при промышленных предприятиях. И входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями этих предприятий в тепловой и электрической энергии.

Отличительные особенности промышленных тепловых станций:

1)     Двухсторонняя связь с основными технологическими агрегатами.

2)     Станция – потребитель горючих отходов.

3)     Объединение ряда хозяйств в единые системы.

4)     Двойная подчиненность станции.

5)     Наличие, наряду с турбогенераторами, паровых турбин на приводе нагнетания воздуха.

  Отопительные ТЭЦ предназначены для отопления жилых районов, городов. Зимой работают по тепловому графику, а летом переходят на конденсационный режим.

Теплоэлектроцентрали могут иметь турбины с противодавлением и  конденсационные с регулируемыми отборами пара (рис1.4).

В схемах (рис 1.4 б) с агрегатами с противодавлением (типа Р) весь пар с расходом срабатывающий в турбине направляется к тепловому потребителю и отдает ему теп­лоту. Отработавший пар конденсируется у потребителя, конденсат дополнительно охлажда­ется и с удельной энтальпией  возвращается на электростанцию. Давление и температура отра­ботавшего пара определяются по­требностями потребителя.  В такой установке у турбины срабатывается меньший теплоперепад по сравнению с К-установкой. Потеря теплоты в холод­ном источнике отсутствует, поэтому она наиболее эко­номична при использовании всей теплоты отработавшего пара. Недо­статком её является не­обходимость работы по тепловому графику нагрузки, так как расход пара через турбину  и ее мощ­ность  определяются тепловой на­грузкой.

Работа таких турбин на выхлоп не­допустима из-за резкого снижения экономичности, увели­чения потерь рабочей среды, роста нагрузки водоподготовительной ус­тановки и понижения надежности эксплуатации электро­станции. Ввиду различия форм су­точного графика электрической и тепловой нагрузки требуемая элек­трическая мощность лишь в отдель­ные моменты времени может сов­пасть с мощностью установки Обычно электрическая нагрузка больше электрической мощности. Недостаток электрической мощности прихо­дится восполнять параллельно ра­ботающими конденсационными тур­боагрегатами, имеющимися в энер­госистеме. Что усложняет структуру энергосистемы и условия ее эксплу­атации. Для снабжения потребите­лей теплотой при остановке турбины на ремонт или в аварийных ситуа­циях используются редукционно-охладительные установки (РОУ).

Вследствие этих режимных осо­бенностей мощность турбоагрегатов с противодавлением используется в течение года недостаточно и их необ­ходимо дублировать конденсационными турбоагрегата­ми. Из этого следует, что эффективное использование установки достигается только тогда, когда она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года.

Установки, оснащённые турбинами конденсационного типа с регулируемыми отборами пара (рис 1.4 а) отпуск тепла и выработка электроэнергии изменяются в достаточно больших диапазонах независимо друг от друга. А если возникнет необходимость, то полная номинальная электрическая мощность может быть достигнута при отсутствии тепловой нагрузки. Такие турбины имеют от одного до нескольких отборов пара. При одном регулируемом отборе пар отводимый от турбины может поступать на производственные нужды (турбины типа П)  или на теплофикацию (турбины типа Т) либо с отбором на теплофикационные и производственные нужды (турбины типа ПТ).

Показатели тепловой экономичности для ТЭЦ.

- турбина с противодавлением (давление на выходе больше атмосферного). Эта схема наиболее выгодна с термодинамической точки зрения.

qТП – обеспечение теплопотребителей тепловой нагрузкой.

ηТЭЦ  увеличивается с уменьшением электрической мощности.

По принятой методике считается, что на выработку тепловой энергии идет расход топлива, как в случае, если бы тепловая энергия отпускалась непосредственно из парогенератора.

Показатели общей экономичности.

μ – коэффициент использования мощности.

Туст – число часов установленной мощности,

Зависит от:

- мощности станции,

- типа станции,

- организации труда,

- степени автоматизации.

куд – удельные капитальные затраты (стоимость 1 кВт установленной мощности).

       (руб./кВт).

кзат – капитальные затраты на сооружение станции:

60-70% - стоимость оборудования,

40-30% - стоимость монтажа и наладки,

строительство-25%,

котельная-35%,

турбина-30%,

электрогенератор-7-10%,

прочие-3%.

- себестоимость энергии.

V – годовые издержки.

Топливная составляющая:

Амортизационная составляющая:

Р – коэффициент амортизации,

кСТ – стоимость станции.

Эксплуатационные издержки:

П – штатный коэффициент,

З – средняя зарплата,

Vвсп – на вспомогательные материалы.

Технологический процесс производства электроэнергии на теплофикационных электростанциях (ТЭЦ)

Рис 1. Технологическая схема ТЭЦ

Доставка топлива осу­ществляется по железной дороге. Вагоны с углем взве­шивают на железнодорожных ве­сах. В зимнее время вагоны с углем пропускают через размора­живающий тепляк, в котором осу­ществляется прогрев стенок ­вагона подогретым воздухом. Далее вагон заталкивается в разгру­зочное устройство — вагоноопрокидыватель 1, в котором он повора­чивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывает­ся на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бун­керов подается питателями на тран­спортер, по которому поступает в узел пересыпки 3; откуда уголь по транспортерам по­дается либо на угольный склад 4, либо через дро­бильное отделение 5 в бункера сы­рого угля котельной 6, в которые может также доставляться с уголь­ного склада.

Весь этот топливный тракт вме­сте с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭЦ. Размол дробленого угля осуществляется в мельнице 7 с непосредственным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Предвари­тельно подогретый в воздухоподо­гревателе 8 воздух, нагнетаемый дутьевым вентилятором 9, подается частично в мельницу (первичный воздух) и частично — непосредст­венно к горелкам (вторичный воз­дух). Дутьевой вентилятор засасы­вает воздух через воздухозаборный короб либо из верхней части ко­тельного отделения (летом), либо извне главного корпуса (зимой). Широко распространен калорифер­ный подогрев воздуха паром или горячей водой перед подачей его в воздухоподогреватель.

Пылеугольные котлы обязатель­но имеют растопочное топ­ливо, обычно мазут. Мазут достав­ляется в железнодорожных цистер­нах 10, в которых он перед сливом разогревается паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому лотку 11 в прием­ный резервуар 12, из которого перекачивающими насосами 13 подается в основной резервуар 14. Насосом первого подъема 15 мазут прокачи­вается через подогреватели 16, обо­греваемые паром, после которых насосом второго подъема 17 пода­ется к мазутным форсункам. Рас­топочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулиро­вочный пункт 18 в котельную.

На ТЭЦ, сжигающих газомазут­ное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравне­нию с пылеугольными ТЭЦ, отпада­ют угольный склад, дробильное от­деление, система транспортеров, бункера сырого угля и пыли, а так­же система золоулавливания и золошлакоудаления.

На ТЭЦ, сжигающих твердое топ­ливо в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла 19  топлива частично вытека­ет в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уно­сится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофиль­тре 20  и собирается в бункерах ле­тучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления 21, из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос 22, транспортирую­щий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалени­ем находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не сма­чивается и может использоваться для приготовления строительных материалов.

Дымовые газы после золоулови­теля дымососом 23 подаются в ды­мовую трубу 24. При работе котла под надувом необходимость уста­новки дымососов отпадает.

Подогретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по паропроводу свежего пара 25 поступает в цилиндр высокого давле­ния (ЦВД) паровой турбины 26а. После ЦВД пар по «холодному» па­ропроводу промежуточного пере­грева 27 возвращается в котел и поступает    в промежуточный пароперегреватель    28,  в котором пере­гревается    вновь    до температуры свежего    пара или близкой к ней.  По «горячей» линии промежуточно­го перегрева    27а пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД)    26б,    затем — в    цилиндр низкого давления  (ЦНД) 26в и из него — в конденсатор    турбины 29.  Из конденсатосборника конденса­тора, конденсатные насосы I ступе­ни 30 подают конденсат на фильт­ры установки    очистки конденсата 31, после которой конденсатным на­сосом второй ступени 32 конденсат прокачивается   через группу подо­гревателей       низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор 34. В деаэ­раторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от раст­воренных в ней  агрессивных газов О3 и СО2, что предотвращает кор­розию в пароводяном тракте. Деаэрированная    питательная    вода из аккумуляторного   бака  деаэратора, питаемого насосом 35, подается че­рез группу подогревателей высоко­го давления (ПВД) 36 в экономай­зер 37. Тем самым замыкается па­роводяной тракт, включающий в се­бя пароводяные    тракты    котла и турбинной установки.

В последние годы находит приме­нение нейтральный водный режим с дозированием газообразного кис­лорода во всасывающий коллектор конденсатных насосов II ступени. При этом прекращается дозировка в конденсат или питательную воду гидразина и аммиака, выпары де­аэратора закрываются.

Концентрация кислорода в воде 200—400 мкг/кг при высоком каче­стве обессоленного конденсата и от­сутствии органических соединений обеспечивает образование пассиви­рующих окисных пленок в конденсатно-питательном тракте, на по­верхностях нагрева ПВД и парово­го котла. Применение этого метода на новых энергоблоках приведет к. бездеаэраторной схеме.

Пароводяной тракт ТЭЦ являет­ся наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давле­ния пара и воды. Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы еще система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабо­чего тела и система технического водоснабжения ТЭЦ для подачи ох­лаждающей воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате химической очистки сы­рой воды, осуществляемой в спе­циальных ионообменных фильтрах химводоочистки 38. Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины.

Охлаждающая вода прокачивает­ся через трубки конденсатора цир­куляционным насосом 40 и затем поступает в башенный охладитель (градирню) 41, где за счет испаре­ния вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе

Электрический генератор 42, вра­щаемый паровой турбиной, выраба­тывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор 43 идет на сборные шины 44 открытого распределитель­ного устройства (ОРУ) ТЭС. К вы­водам генератора через трансфор­матор собственных нужд 45 присо­единены также шины собственного расхода 46. Таким образом, собст­венные нужды энергоблока (элек­тродвигатели агрегатов собствен­ных нужд — насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от гене­ратора энергоблока. В особых слу­чаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) пита­ние собственных нужд обеспечива­ется через резервный трансформа­тор с шин ОРУ.

Надежное электропитание элек­тродвигателей агрегатов собствен­ных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков к ТЭЦ в целом. Нарушения электро­питания собственных нужд приво­дят к отказам и авариям.

Заключение

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) могут отпускать потребителям два вида энергии: электрическую и тепловую, что характеризуется высокой тепловой экономичностью и в свою очередь  приводит к значительной экономии топлива, в чем и заключается основное преимущество станций такого типа.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          К недостаткам ТЭЦ можно отнести то, что они строятся преимущественно в крупных городах, поскольку эффективная передача пара или горячей воды из-за высоких тепловых потерь в трубах возможна на расстоянии не более 20...25 км. Кроме того, чтобы уменьшить потери тепла, ТЭЦ необходимо дополнять небольшими подстан­циями, которые должны размещаться вблизи от потребителя.

При всех этих недостатках ТЭЦ представляют собой установки, у которых суммарный коэффициент полезного исполь­зования топлива повышается до 70 % против типовых значений 30...35 % на КЭС. При этом, как правило, максимальная электрическая мощ­ность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

Библиографический список

1.                  Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2.                  Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 416 с.

3.                  Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Гиршфельда. – М: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.

4.                  Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов / Д.П. Елизаров. – М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с.