Краткие теоретические сведения
Электрическая станция — совокупность установок и оборудования, используемых для производства электрической энергии и теплоты, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определенной территории. Наиболее распространены паротурбинные тепловые электрические станции (ТЭС), использующие теплоту, выделяемую при сжигании органического топлива. Электрическая энергия на таких станциях вырабатывается генератором с приводом от паротурбинной установки.
В зависимости от вида вырабатываемой энергии различают:
· конденсационные электрические станции (КЭС), предназначенные для производства только электрической энергии,
· теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электрическую энергию и теплоту. На КЭС устанавливаются турбины с низким давлением в конце процесса расширения пара. При этом отработавший поток пара поступает в конденсатор, где охлаждается с потерей теплоты в окружающую среду. На ТЭЦ отработавший пар используют частично или полностью. В этом случае потери теплоты в окружающую среду сокращаются. В настоящее время мощность ТЭЦ составляет около 40% общей мощности ТЭС, а их доля в суммарной выработке электроэнергии достигает 35%.
По виду используемого топлива различают угольные, мазутные, газовые и газомазутные ТЭС. Все виды органического топлива являются невозобновляемыми источниками энергии, и поэтому по мере исчерпания их запасов и удорожания добычи и транспортировки топлива стоимость производимой на ТЭС электрической энергии и теплоты будет возрастать.
|
|
|
Оборудование электростанций, на которых сжигают органическое топливо, может быть приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива. Обычно один вид топлива для данной электростанции является основным, а другой — резервным.
В соответствии с начальными параметрами пара различают ТЭС с давлением пара
· докритическим - для турбоагрегатов мощностью до 200 МВт (около 13 МПа),
· сверхкритическим - при мощности 250...300 МВт и выше (обычно 24 МПа).
По типу применяемого котельного агрегата различают
· барабанные котлы с естественной циркуляцией (докритическое давление пара)
· прямоточные котлы (с критическим и сверхкритическим давлением пара).
В соответствии с технологической структурой различают ТЭС
· блочные - каждая турбина снабжается паром только от «своего» котла.
· неблочные. - общие для всех котлов магистрали перегретого пара и питательной воды.
Технологическая схема производства электроэнергии на угольной ТЭС с
паротурбинными установками (рис. 3.1). Уголь поступает со склада 4 в систему пылеприготовления 3, где он дробится, подсушивается и размалывается до пылевидного
|
|
|
состояния. Размолотое топливо поступает в горелки 5, в которых смешивается с воздухом
и далее сгорает в топочной камере парового котла 6. Теплота, выделившаяся в топке, передается в поверхностях нагрева воде, которая превращается сначала в насыщенный, а затем в перегретый пар, энергией которого приводится во вращение ротор паровой турбины 13. В электрическом генераторе 14, соединенном с турбиной, вырабатывается электрическая энергия, которая после повышения напряжения в трансформаторе 15 направляется по линиям электропередачи 16 к потребителю.
Воздух, необходимый для процесса горения в топке, нагнетается дутьевым вентилятором 8 и подогревается теплотой дымовых газов в воздухоподогревателе 7. Продукты сгорания топлива, пройдя газовый тракт котла и отдав свою теплоту поверхностям нагрева, поступают в систему очистки дымовых газов 9, а затем дымососом 10 выбрасываются в дымовую трубу //и рассеиваются в атмосфере. Уловленная в системе очистки зола вместе со шлаком, выпадающим в топочной камере, направляется на золоотвал 12. Современные ТЭС проектируются с шлакоблочными заводами.
|
|
|
Пар, отработавший в турбине 13, конденсируется в конденсаторе 17 за счет отвода теплоты охлаждающей водой, перекачиваемой циркуляционным насосом 18 из охладителей /9, в качестве которых служат градирни, пруды-охладители или естественные водоемы (реки, озера, водохранилища). Конденсат откачивается из конденсатора насосом 21 и пропускается через систему подогревателей низкого давления 22, где нагревается паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Далее конденсат поступает в деаэратор 23, в котором он освобождается от кислорода и углекислоты. Деаэрированная вода питательным насосом / через систему подогревателей высокого давления 2 подается в котел 6, в результате чего обеспечивается замкнутый цикл движения рабочего тела. Потери рабочего тела в цикле компенсируются очищенной в системе 20 подготовки добавочной водой.
Потребление электрической энергии .
Характерной особенностью электрических станций является строгое соответствие производства электрической энергии и теплоты ее потреблению. Поэтому для обеспечения надежной работы электростанции необходимо знать потребление энергии во времени, графическое изображение которого в плоской системе координат (рис. 3.2) называют графиком нагрузки. Различают суточные, месячные и годовые графики нагрузок.
|
|
|
Форму графика нагрузки в значительной степени определяет вид энергопотребления. Промышленное энергопотребление за счет одно- и двухсменных предприятий снижается ночью и частично в вечернее время. Коммунально-бытовое потребление энергии значительно утром и вечером, причем в вечернее время пик нагрузки более продолжителен. Интенсивность транспортных перевозок по городским электрическим магистралям имеет явно выраженный пиковый характер в утренние и предвечерние часы. Уличное освещение имеет максимум ночью, когда другие нагрузки незначительны по сравнению с дневными. Суточные графики сельскохозяйственного потребления энергии характеризуются относительно равной нагрузкой при сезонном изменении ее абсолютной величины. График суточных нагрузок получается почасовым сложением всех потребителей обслуживаемого района за типично летние (июнь) и зимние (декабрь) сутки. Зимний график (рис. 3.2, а) имеет два пика, летний (рис. 3.2, б) - три. Летние нагрузки меньше по абсолютной величине.
Рис. 3.1 Технологическая схема производства энергии на ТЭС
Рис. 3.2. Графики нагрузок электростанции в течение зимних (а) и летних (б) суток
и года (в)
В годовом графике нагрузок(рис. 3.2,в)по оси абсцисс откладываетсяпродолжительность нагрузки т в часах за год (tгод = 8760 ч), а по оси ординат — нагрузка N,кВт.Продолжительность в течение года какой-либо нагрузки определяютсуммированием ее длительности за 210 зимних суток и 155 летних суток (для широты Москвы). Площадь под кривой графика годовой продолжительности определяет суммарную годовую потребность в электроэнергии Wэ. Если эту площадь представить прямоугольником со стороной tгод = 8760 ч, то другая сторона даст среднюю годовую нагрузку N ср,кВт.Если при таком представлении за сторону прямоугольника взятьмаксимально требуемую мощность N м, то его другая сторона будет эквивалентна числу часов t м использования в год максимальной мощности.С учетом изложенного потребность
в электроэнергии определяется выражением:
Годовой график месячных максимумов (рис. 3.3) имеет седлообразный характер со значительным снижением абсолютных величин нагрузок в летние месяцы. Образующаяся разность между установленной мощностью N y электростанции и требуемой текущей величиной нагрузки используется для вывода части оборудования в ремонт.
Отношение количества выработанной электроэнергии за год W э к установленной мощности электростанции N y называют числом часов использования установленной мощности tу(рис. 3.2,в),а отношениеtу/tгод— коэффициентом использования установленной мощности k и.
Для обеспечения необходимой надежности в энергоснабжении установленная мощность электростанции Ny должна превышать максимальную мощность N м, требуемую потребителем, на величину резерва. Отношение kр=Ny/Nм называют коэффициентом резерва. Он характеризует установленную на электростанции избыточную мощность и играет важную роль при экономическом анализе энергопроизводства.
Различают горячий (вращающийся), холодный и ремонтный резервы. Под горячим резервом понимают запас мощности, который можно реализовать, подгрузив или перегрузив в разрешенных пределах работающее оборудование. Холодный резерв составляет мощность имеющихся на электростанции и готовых к работе агрегатов, для запуска которых требуется определенное время. Ремонтный резерв составляют агрегаты, работающие вместо выведенного в плановый ремонт оборудования.
17
Рис. 3.3. Годовой график месячных максимумов
Невозможность хранения электрической энергии определяет непрерывное равенство ее выработки и потребления. Для покрытия плановой нагрузки потребителей составляются графики работы электростанций. Если электростанция работает в энергетической системе, то ее электрическая нагрузка определяется графиком, задаваемым этой системой. Большинство энергосистем состоит из разнотипных агрегатов. Для каждого значения суммарной мощности, потребляемой в энергосистеме, существует оптимальное распределение нагрузки между агрегатами, обеспечивающее наивысшую экономичность выработки электроэнергии. Возникающие неплановые отклонения нагрузок распределяются между электростанциями и отдельными агрегатами. Таким образом, плановые и неплановые изменения нагрузки потребителей вызывают работу значительной части энергетического оборудования в переменных режимах, включающих работу на пониженных нагрузках, полный останов в ночные часы, перегрузку в периоды максимального потребления и др. Одним из путей повышения экономичности выработки электроэнергии при переменных нагрузках является использование высокоманевренного оборудования.
Под маневренностью ТЭС понимают способность поддерживать и выполнять график электрической нагрузки. Маневренность включает в себя следующую совокупность технико-экономических характеристик оборудования: скорость изменения нагрузки, диапазон изменения мощности, способность быстрого пуска и останова, приемлемую экономичность работы при частичных нагрузках.
Допустимые скорости изменения нагрузки зависят от изменения температурногорежима отдельных элементов и деталей оборудования и возникающих в связи с этим температурных напряжений, которые, действуя совместно со статическими напряжениями, не должны превышать допустимых значений. Скорость нагружения энергоблока определяется как турбиной, так и котлом, а турбины— в основном способом регулирования ее мощности. Допустимая скорость изменения нагрузки котла зависит от его типа.
Диапазон изменения нагрузки характеризуется минимальной нагрузкойэнергоблока, которая определяется в основном котлом и зависит от его типа, конструкции топки, вида сжигаемого топлива. Барабанные котлы на газе или мазуте допускают снижение нагрузки до 20% от номинальной, а прямоточные — до 40...50%.
При частичных нагрузках в диапазоне 50...100% от номинальной экономичность энергоблока снижается в основном из-за уменьшения КПД турбоустановки. При снижении нагрузки менее 50% от номинальной существенно уменьшается КПД котла и относительно возрастает расход электроэнергии на собственные нужды.
Основными пусковыми характеристиками оборудования являютсяпродолжительность пуска и расход топлива на пуск. Они зависят от пусковой схемы, исходного теплового состояния оборудования и его конструкции, параметров пара, способов пуска и останова. Расход топлива на пуск, например блока 300 МВт, может достичь 120...150 т.
В каждом графике нагрузки различают базовую, полупиковую (слабопеременную)
и пиковую (резкопеременную) части. В базовой части графика нагрузки работают наиболее экономичные ТЭС, АЭС и ГЭС в период сброса паводковых вод. Для этих электростанций использование максимума нагрузки составляет 6000... 7500 ч в год. Для агрегатов, покрывающих слабопеременную и пиковую части нагрузки, это число составляет соответственно 2000 ... 6000 и 500 ... 2000 ч в год. Причем слабопеременная и пиковая части нагрузки с развитием электроснабжения увеличивают свой удельный вес, а отношение минимальной нагрузки N min к максимальной Nм (рис. 3.2, в) имеет тенденцию к снижению. В связи с этим возникла необходимость перевода в полупиковый режим существующих КЭС и ТЭЦ, ранее работавших в базовой части. Но эти станки не в состоянии обеспечить полностью покрытие переменного графика электрической нагрузки,
и поэтому разработаны и вводятся в эксплуатацию специальные полупиковые и пиковые агрегаты, обладающие высокими маневренными характеристиками и способные поддерживать и выполнять любые графики нагрузок. Кроме того, используются другие способы покрытия пиков электрических нагрузок: использование резерва мощности и временных перегрузок паротурбинных блоков, работающих в режимах частых пусков и остановов; использование ГЭС; применения гидроаккумулирующих станций и др.
Тепловая схема ТЭС на органическом топливе .
Различают полную и принципиальную тепловую схему ТЭС. Полная тепловая схема включает все имеющееся оборудование, соединяющее его линии и арматуру.
Принципиальной тепловой схемой ТЭС называют схематическое изображение совокупности основного теплового оборудования (паровые котлы, турбины, конденсаторы, теплообменники и др.), соединенного трубопроводами, транспортирующие основные потоки теплоносителей (пара и воды), В этой схеме не изображается резервное
и однотипное оборудование, дублирующие линии, вспомогательное оборудование, трубопроводы, арматуру.
В качестве примера рассмотрим принципиальную тепловую схему конденсационной электростанции с мощным энергетическим блоком, состоящим из прямоточного парового котла 1 (рис. 3.4) и пятицилиндровой турбины 3 + 4 + 5 + 6, механически связанной с генератором 7. После пароперегревателя котла 2 свежий пар поступает во внутренний корпус 3 цилиндра высокого давления (ЦВД), где срабатывается часть теплоперепада, а затем переходит во внешний корпус ЦВД 4, в котором происходит его дальнейшее расширение. После подогрева в промежуточном подогревателе 33 пар
направляется в двухпоточный цилиндр среднего давления (ЦСД) 5, затем — в три двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД) 6. После
расширения в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 8, где за счет охлаждения циркуляционной (охлаждающей) водой 9, превращается в жидкость-конденсат, который насосами 10 прокачивается через обессоливающую установку 11 и далее насосом 12 через теплообменники 31...15 и 17... 19 подается в деаэратор 20. Жидкость, протекающую на участке от конденсатора до деаэратора, принято называть конденсатом, а после удаления из нее агрессивных газов на участке от деаэратора до котла
— питательной водой.
Питательная вода насосом 21 через регенеративные подогреватели высокого
давления 25...27 подается в котел 1. Питательный насос 21 приводится в действие вспомогательной турбиной 22 со сбросом отработавшего пара в собственный конденсатор
23. Конденсат специальным насосом 24 подается во всасывающую линию конденсатного насоса 10.
19
Рис. 3.4. Принципиальная тепловая схема КЭС:
Dут— утечки пара; Dкф — конденсат греющего пара калорифера; Dупл — утечки пара через уплотнения турбины; D доб— добавочная вода
Система регенеративного подогрева питательной воды имеет восемь ступеней подогрева. В подогреватели высокого давления 25...27 пар поступает из ЦВД и ЦСД турбины, а в подогреватели низкого давления — в основном из отборов ЦНД. Конденсат этого пара в системе регенерации высокого давления каскадно (последовательно) сливается из одного подогревателя в другой, а затем в деаэратор. В системе регенерации низкого давления каскадный слив осуществляется до второго по ходу конденсата подогревателя 15. После него специальный (сливной) насос 16 возвращает конденсат в линию основного конденсата, поступающего в подогреватель 17. Из подогревателя 14 конденсат греющего пара сливается во всасывающую линию конденсатного насоса 10. Перед поступлением в систему регенерации конденсат нагревают подогревателем 13, куда направляются протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины, условно показанные из ЦВД.
Воздух, необходимый для горения, воздуходувкой 31 через калориферы 32 подается в воздухоподогреватель котла. На калорифер пар поступает из регенеративного отбора, а его конденсат подается в линию основного конденсата между подогревателями 14 и 15. Привод воздуходувки осуществляется вспомогательной турбиной 30, имеющей собственный конденсатор 29. Пар на эту турбину поступает из отбора ЦСД, а конденсат насосом 28 подается во всасывающую линию насоса 10.
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющей два регулируемых отбора, приведена на рис. 3.5. Пар из котла 1 через пароперегреватель 2 поступает в турбину, имеющую часть высокого давления 3, среднего 4 и низкого 5. После расширения
в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 6, охлаждаемый циркуляционной водой 7. Образующийся конденсат конденсатным насосом 8 прокачивается через тракт системы регенерации низкого давления в деаэратор 24, обогреваемый паром из ЦВД турбины. Смешивающиеся в деаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 25 через подогреватели 28...30 тракта системы регенерации высокого давления подается в котел.
20
Рис. 3.5. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ:
Dут—утечки пара; Dпр—продувка котла; Dceпl, Dсеп2—пар из сепаратора; D'сеп—продувка сепаратора; D"сеп — утечка воды из сепаратора, Dдоб — добавочная вода; Dп — пар потребителю; Dсп — утечки пара через уплотнения турбины; Dэж — пар на эжектор
Система регенерации состоит из 7 подогревателей. Из подогревателей высокого давления 28...30 конденсат греющего пара каскадно сливается в деаэратор 24. В тракте до деаэратора каскадный слив выполнен только из подогревателя 23 в подогреватель 21, после которого сливной насос 22 подает конденсат в линию между этими подогревателями. В эту же линию сливным насосом 20 подается конденсат греющего пара из подогревателя 19. Из подогревателя 18 конденсат подается во всасывающую линию конденсатного насоса 8.
Тракт системы регенерации низкого давления содержит сальниковый подогреватель 10 и охладитель эжекторного пара 9, утилизирующие низкопотенциальные протечки пара Dcп через лабиринтовые уплотнения турбины и паровоздушной смеси Dэж из эжектора. Конденсат из этих подогревателей поступает к конденсатному насосу 8.
В рассматриваемой тепловой схеме предусмотрена двухступенчатая утилизация теплоты продувочной воды в расширителях непрерывной продувки 31, 27, которые по пару соединены с соответствующими по давлению точками тепловой схемы, а засоленная вода через теплообменник 26, подогревающий добавочную воду, сбрасывается в канализацию.
Предусмотрено регулирование расхода пара в турбину. Регулирующими органами
б и в можно изменять расход пара в регулируемые отборы ЦВД 3 и ЦВД 4. Пар из отбора ЦВД 3 поступает на производство Dn, на деаэратор и в подогреватель 28. Пар из отбора ЦВД 4 поступает в систему регенерации и на сетевую установку 11, 12.
Сетевая установка предназначена для отпуска потребителю 16 теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через подогреватели 11, 12 сетевыми насосами первого 17 и второго 13 подъема и через перемычку 15 поступает к потребителю 16. В сетевой установке ступенчатый подогрев воды вызван необходимостью качественного (ступенчатого) регулирования температуры и, следовательно, количества теплоты, отпускаемой потребителю, при неизменном расходе
21
воды. При низких наружных температурах воздуха имеется возможность догревать воду в пиковом водогрейном котле 14. Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей 11, 12 сливается в соответствующие по температуре точки тепловой схемы.
.
Оборудование ТЭС
Оборудование на паротурбинных ТЭС разделяют на основное и вспомогательное.
К основному оборудованию относят паровые котлы,турбины,конденсаторы,теплообменники, электрические генераторы. Вспомогательное оборудование включает систему технического водоснабжения, насосы, тягодутьевые установки, механизированные склады твердого топлива, системы пылеприготовления, золоулавливания и золоудаления, для подготовки добавочной воды и очистки конденсатора и др.
Насосное оборудование.В тепловую систему ТЭС входят конденсаторные,сливные, питательные, бустерные и циркуляционные насосы.
Через циркуляционные насосы КЭС (рис. 3.4) проходят большие потоки охлаждающей воды для создания кратности охлаждения в конденсаторе 40...60 кг/кг. Большой напор не требуется, так как сброс воды после конденсатора проходит по самотечным каналам. Пропеллерные вертикальные насосы, в которых регулирование производительности за счет поворота лопастей.
На ТЭЦ потоки пара в конденсатор малы, количество охлаждающей воды
незначительно и в качестве циркуляционных насосов применяют центробежные (радиальные) насосы.
Конденсатные насосы 10 (рис. 3.4), 8 (рис. 3.5)обеспечивают напор для
преодоления сопротивления тракта системы регенерации низкого давления и предназначены для подачи конденсата в основную линию.
Сетевые насосы,перекачивающие воду к потребителю теплоты,выполняются,какправило, в виде двух групп 13 и 17 (рис. 3.4, рис. 3.5). Вторая группа насосов работает на обратной сетевой воде и имеет напор, необходимый для преодоления сопротивления сетевой установки. Напор сетевых насосов первой группы зависит от длины трубопроводов, рельефа местности. По абсолютной величине он значительно больше, чем у насосов второй группы.
Все перечисленные насосы ГЭС имеют электропривод и, как правило, выполняются без регулирования частоты вращения.
Наиболее сложны в исполнении и эксплуатации питательные насосы, предназначенные для подачи воды в котел. Значительное давление воды на выходе обеспечивается многоступенчатой конструкцией проточной части насоса, а большая производительность и компактность — выполнением насоса быстроходным. Кроме того,
питательный насос должен быть регулируемым для обеспечения работы котла во всем диапазоне нагрузок. Приводом питательных насосов может быть электродвигатель или паровая турбина. Мощности современных энергетических блоков таковы, что на привод питательных насосов требуется тратить 9...30 МВт. На такие мощности нет
электродвигателей и поэтому в качестве приводного агрегата применяются паровые турбины 22 (рис. 3.4).
Вода поступает в питательный насос из деаэратора, где подогревается до температуры насыщения при его рабочем давлении. Перекачка такой воды может сопровождаться нежелательными явлениями: кавитацией и запариванием. Кавитация возникает при понижении давления на входе в насос, когда перекачиваемая вода оказывается перегретой. Это состояние нестабильно и при любом динамическом воздействии вода частично вскипает, образуя паровую и жидкую фазу. При последующем
повышении давления паровые пузырьки конденсируются и в результате образуются ударные волны, которые являются причиной вибрации, шума, снижения КПД насоса. При длительной работе насоса в таком режиме рабочий орган может разрушиться. С
появлением в перекачиваемой жидкости полостей, заполненных паром, связано явление запаривания насоса,когда пузырьки пара объединяются в большой пузырь,которыйполностью или частично перекрывает живое сечение канала, и подача рабочей среды прекращается.
Современные насосы для перекачивания нагретых жидкостей проектируются с учетом этих явлений и возникновение запаривания в нем маловероятно. Появление кавитации все же возможно из-за наличия в рабочем канале местных понижений давления за острыми кромками, при плохом обтекании, дефектах обработки деталей. Для предотвращения кавитационных явлений повышают давление питательной воды на входе
в насос до значений, исключающих кавитацию. Раньше это достигалось установкой деаэраторов на отметках, более высоких по отношению к питательным насосам. Теперь таким путем обеспечить противокавитационный запас давления не удается, так как питательные насосы размещают на отметке 4...6 м по высоте, а расположение деаэраторов ограничивают отметками 14...20 м. В этих условиях создание противокавитационных запасов давления обеспечивается подкачивающим (бустерным) насосом, располагаемым между деаэратором и питательными насосами. Эти насосы имеют отдельный электропривод, либо привод от турбины питательного насоса через редуктор. В последнем случае бустерные насосы составляют неотъемлемую часть питательных насосов.
Подогреватели . В тепловой схеме ТЭС используются регенеративныеподогреватели высокого и низкого давлений и сетевые подогреватели 11, 12 (рис. 3.5).
Подогреватели низкого давления (ПНД)чаще всего выполняются поверхностными.Они могут быть также горизонтальными. Обычно так выполняются сетевые подогреватели для отпуска большого количества теплоты, нуждающиеся в развитой поверхности нагрева.
Подогреватели высокого давления (ПВД) пропускают через себя все количество питательной воды. Параметры греющей и нагреваемой сред различаются. ПВД с коллекторной системой (рис. 3.6, а). В корпусе расположена трубная система нагревателя, состоящая из четырех вертикальных стояков-коллекторов, между которыми расположены нагревательные спирали, и вертикальной центральной отводящей трубы. Внутри стояков установлены перегородки и дроссельные шайбы, обеспечивающие движение питательной воды (рис. 3.6, б).
Греющий пар поступает в подогреватель по трубопроводу сверху и движется навстречу нагреваемой питательной воде. Паровое пространство подогревателя, занятое греющим паром, конструктивно разделено на три зоны: верхняя зона, куда поступает наиболее горячий пар (охладитель пара), средняя — собственно подогревателем, где происходит конденсация пара, и нижняя — охладитель конденсата.
В охладителе пара питательная вода отбирает от поступающего пара теплоту перегрева. Для этого в паровом пространстве охладителя расположено множество перегородок, которые обеспечивают длительный контакт перегретого пара и питательной воды.
Пройдя охладитель, пар поступает в собственно подогреватель, где происходит конденсация пара и передача теплоты конденсации питательной воде. Образующийся конденсат имеет температуру насыщения, которая значительно выше температуры поступающей питательной воды. Поэтому для более полного использования теплоты конденсата он направляется в охладитель конденсата. Охлажденный конденсат направляется либо в подогреватель с более низким давлением, либо в деаэратор.
Регенеративные подогреватели обязательно снабжают указателями уровня конденсата греющего пара, системами сигнализации и защиты от превышения его уровня. Заполнение подогревателя водой может привести к ее попаданию в турбину, что неизбежно вызовет тяжелую аварию. Особенно опасно переполнение подогревателя высокого давления, которое может быть следствием разрыва трубок питательной воды.
Водоснабжение . Основными потребителями воды на ТЭС являются конденсаторы
паровых турбин (для этой цели расходуется 92...96% общего количества воды), газоохладители электрических генераторов (2...4%), маслоохладители (1...2%), система охлаждения подшипников вращающихся механизмов (0,3...0,8%), гидротранспорт воды и шлака (0,1 ... 0,4%), водоподготовка (0,05 ... 0,8%). Применяются прямоточная, оборотная
и смешанная система водоснабжения. Наиболее простой является прямоточная система водоснабжения. Она предполагает наличие в районе электростанции естественного источника воды (реки, озера, моря) с дебитом, в три-четыре раза превышающем потребность в охлаждающей воде. Вода поступает на электростанцию по водопроводам или специальному каналу, а затем циркуляционными насосами подается к конденсаторам турбин и другим потребителям. Сброс воды происходит под остаточным давлением теми же насосами ниже по течению (если водоисточником является река) или в удаленное от водозабора место (если озеро или море).
Рис. 3.6. Регенеративный подогреватель (а) высокого давления и схема движения питательной воды (б):
1 — подвод греющего пара; 2 — корпус; 3 — коллекторы питательной воды; 4, 5— подвод и отвод питательной воды; 6 — отвод конденсата греющего пара. 7 — дроссельная
шайба;
I, II, III — первый, второй и третий ходы питательной воды.
Рис. 3.7. Система оборотного водоснабжения с брызгальной установкой: 1 - водосборный бассейн; 2 - разбрызгивающие сопла; 3 - распределительный трубопровод; 4
— коллектор, 5 — подводящий канал; 6 — напорный трубопровод нагретой воды; 7 — циркуляционный насос; 8 — конденсатор турбины; 9 — трубопровод добавочной воды; 10
— насос добавочной воды
Оборотная . система водоснабжения использует один и тот же запас водымногократно. В нее входят охладитель воды, подводящие и сбросные водопроводы и циркуляционные насосы. В качестве охладителей используются водохранилища-охладители, брызгальные бассейны и градирни.
Охлаждение воды в водохранилищах происходит за счет частичного ее испарения и конвективного теплообмена. Забор и сброс воды для нужд электростанции производится в удаленных друг от друга местах водоема. Достоинствами водохранилищ - охладителей являются малый расход воды на возмещение ее потерь, низкая температура воды зимой, хорошие условия водозабора. Недостатком таких схем являются большие площади, требующиеся для охлаждения воды (ориентировочно 8...10 м2 на 1 кВт установленной мощности), необходимость сооружения плотины.
Искусственный охладитель выполняется в виде брызгальных устройств (рис.3.7). Разбрызгивание воды в них происходит посредством сопл за счет напора насосов. На 1 кВт установленной мощности нужно 0,1...0,2 м2 площади бассейна. Достоинством брызгальных бассейнов является простота конструкции и небольшая стоимость, а недостатками — меньший по сравнению с водохранилищами-охладителями эффект охлаждения, больший унос воды, что приводит к увлажнению, а в зимнее время — к обледенению местности в радиусе до 200 м.
Часто в качестве охладителей в системе оборотного водоснабжения используют градирни (рис. 8),что позволяет повысить компактность сооружений электростанции.Бывают градирни с искусственной тягой от вентилятора. Охлажденная вода бассейна 4, расположенного в основании градирни поступает к циркуляционным насосам, которыми прокачивается через конденсаторы и возвращается в оросительное устройство.
Основным достоинством градирен по сравнению с водохранилищами - охладителями является компактность при хорошем эффекте охлаждения. Удельная площадь градирен составляет 0,01 ... 0,02 м2/кВт.
Рис. 3.8. Система оборотного водоснабжения с градирней:
1,5 — подвод и отвод охлаждающей воды; 2 — оросительное устройство, 3 — распределительный желоб; 4 — сбросной бассейн охлаждающей воды.
Топливное хозяйство.Топливное хозяйство ТЭС служит для разгрузки,хранения,транспортировки и приготовления к сжиганию поступающего на электростанцию топлива. На современных электростанциях обслуживают топливное хозяйство до 20% всего персонала ТЭС.
Структура топливного хозяйства и применяемое оборудование зависят от вида топлива. Наиболее сложным и дорогим является хозяйство для сжигания твердого топлива (рис. 3.9).
Уголь на ТЭС обычно доставляется железнодорожным транспортом. Вагоны с топливом разгружаются в разгрузочном устройстве 1. Для обеспечения нагрузки топлива имеются размораживающие устройства, вагоноопрокидыватели, механические рыхлители,
вибраторы. Уголь попадает в приемные бункера, закрытые сверху решетками. Задержанные решеткой крупные куски измельчаются специальными устройствами. Из бункеров ленточными питателями уголь подается на конвейер 2, которым доставляется в узел пересыпки 3 и далее с помощью конвейера 14 — в дробильный корпус 12. После измельчения в молотковых или волновых дробилках угол поступает через конвейер 11 в узел пересыпки 10 главного корпуса электростанции, а оттуда перегружается на конвейеры бункерной галереи 9, с которых сбрасывается по бункерам мельниц котельных агрегатов.
Рис. 3.9. Технологическая схема топливоподачи на электростанции большой мощности.
Из дробильного корпуса уголь, минуя мельницы, может также поступать через конвейер 8 на склад, где он грейферным краном-перегружателем 6 укладывается в штабеля 7. Емкость складов угля равна 30-суточному расходу его котлами электростанции. Если электростанция размещена на расстоянии до 100 км от места добычи угля, емкость склада уменьшается вдвое. Срок хранения бурых и каменных углей
с выходом летучих веществ более 13% не превышает полугода, тощих углей — до 1 года, антрацита — до 2 лет. Со склада уголь по конвейерам 13 или 5 поступает в узел пересыпки 4 и далее в дробильное помещение 12.
Газовоздушный тракт -совокупность газовоздухопроводов и теплообменныхповерхностей нагрева, тягодутьевых машин и золоуловителей, дымовой трубы и внешних газоходов. Особенности: сложность конфигурации и большие сечения газовоздухопроводов, возможность возникновения аэродинамических пульсаций и шума при неудачном конструктивном выполнении.
Простейшая принципиальная схема газовоздушного тракта ТЭС (рис. 3.10). Воздух к котлу 2 подается дутьевым вентилятором 3. После воздухоподогревателя 7 поток воздуха разделяется на две части: первичный — поступает в систему пылеприготовления 1 в качестве сушильного агента и через дроссель 9 для транспортировки топлива в топку, и вторичный — поступает через дроссель 8 к устройствам для сжигания топлива. Продукты сгорания топлива охлаждаются в воздухоподогревателе 7, очищаются от золы в золоуловителях 4 и дымососом 5 выбрасываются через дымовую трубу 6 в атмосферу.
Удаление продуктов сгорания может в отдельных случаях производиться за счет естественной тяги дымовой трубы.
Рис. 3.10. Принципиальная схема газовоздушного тракта.
Сопротивление воздушного тракта складывается из сопротивления воздухопроводов, воздухоподогревателя и устройств для сжигания топлива. Сопротивление газового тракта включает в себя сопротивление всех его участков, начиная с верхней части топки и кончая дымовой трубой.
Расчетная производительность дутьевого вентилятора (подача) определяется количеством воздуха, необходимого для горения, с учетом коэффициента избытка воздуха
в топке, присосов воздуха и утечек в тракте. Расчетная производительность дымососа определяется количеством продуктов сгорания с учетом присосов воздуха.
Выбор тягодутьевых машин производится с запасом 10% по производительности и 15...20% — по напору по отношению к значениям, определяемых при расчете котла.
Трубопроводы и арматура.Трубопроводы электростанций служат дляперемещения рабочего тела между отдельными агрегатами технологической схемы. Трубопроводы состоят из труб и средств соединения их между собой, фасонных частей, защитных устройств и встроенных элементов контрольно-измерительных приборов, опор, подвесок и опорных конструкций.
Решение примеров.
Задание. Дана технологическая схема ТЭС, работающая на газе (Рис. 3.11).
Привести название и назначение оборудования, выделенного на схеме позициями 1-34.
Контрольные вопросы :
1. Как классифицируются тепловые электрические станции? Расскажите
технологическую схему производства электроэнергии и теплоты на тепловой электрической станции.
2. Каковы вид и значение графиков электрических и тепловых нагрузок ТЭС?
3. Какими показателями оценивается экономичность КЭС и ТЭЦ?
4. Расскажите о принципиальных тепловых схемах КЭС и ТЭЦ. Как покрываются пиковые нагрузки при отпуске теплоты от ТЭЦ?
5. Что включает в себя вспомогательное оборудование ТЭС? Его назначение и особенности работы.
6. Какие подогревательные установки используются в тепловой схеме ТЭС? Их назначение и устройство.
7. Дайте характеристику используемым на ТЭС схемам их технического водоснабжения, каково назначение и особенности топливного хозяйства ТЭС?
8. Каково влияние ТЭС на окружающую среду?
Рис. 3.11 Технологическая схема ТЭС, работающая на газе
Практическое занятие № 4
4. Атомные электрические станции
Цель работы: Ознакомиться с принципом работы атомных электрических станций.
План проведения занятия:
1. Рассмотрение теоретических сведений.
2. Ответы на контрольные вопросы.
Краткие теоретические сведения :
АЭС — это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. В настоящее время наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС с водяным теплоносителем и одноконтурные с реактором кипящего типа.
Первая отечественная АЭС была построена и пущена в эксплуатацию в июне 1954 г. Параметры установки были низкими, тепловая схема сильно упрощена, а электрическая мощность составляла всего 5000 кВт. Электростанция была спроектирована для работы по двухконтурной схеме. Опыт ее эксплуатации показал надежность двухконтурных АЭС и отсутствие вредного влияния на окружающую среду и здоровье обслуживающего персонала. В последующие годы были созданы серии крупных энергетических блоков электрической мощностью 210, 365 и 440 МВт (Нововоронежская АЭС), эксплуатируемых сейчас на ряде отечественных электростанций. Одновременно были разработаны и построены блоки одноконтурных конденсационных АЭС большой мощности.
Атомные электростанции могут быть конденсационными (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние годы в некоторых странах большое внимание уделяется использованию теплоты комбинированных атомных установок для опреснения морских и солончаковых вод.
Один из основных элементов АЭС - реактор. В основном используют ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и теплоноситель, отводящий тепло из реактора.
| реактор | замедлитель | теплоноситель |
| ВВЭР (водо-водяной энергетический) | вода под давл. | вода под давл. |
| РБМК (реактор большой мощности канальный) | графит | вода |
На АЭС широко применяется насыщенный пар (перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе весьма усложняет конструкцию реактора и схему установки, требует дополнительных капитальных затрат). На АЭС стоимость топлива (ядерного горючего), отнесенная к единице выработанной энергии, значительно ниже, чем на электростанциях обычного типа. Поэтому здесь производство электроэнергии на установках меньшей стоимости даже при более низких значениях КПД экономически оправдано.
Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной.
На одноконтурной АЭС (рис. 4.1а) пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет
контроль за оборудованием и его ремонт.
По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис. 4.1 б и в) из реактора теплота отводится теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура. На АЭС, двухконтурной или трехконтурной схем рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается. Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исключена (при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как его контакт с водой может привести к крупной аварии). В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен.
Во всех приведенных на рис. 1 схемах конденсат после конденсатора турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая не отличается от применяемой на обычных электростанциях.
Рис. 4.1. Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС:
1 — реактор, 2 — промежуточный теплообменник, 3 — парогенератор, 4 — турбогенератор; 5 — конденсатор; 6 — конденсатный насос; 7— пар от отбора, 8 — пар на регенеративный подогреватель; 9, 13 — регенеративные подогреватели низкого и высокого давления; 10 — деаэратор; 11 — пар на деаэратор; 12 — питательный насос
Рис. 4.2 Технологическая схема первого контура АЭС:
1 — контейнер, 2 — бассейн; 3 — перегрузочный кран, 4 — реактор, 5 — мостовой кран реакторного зала, 6 — главная задвижка, 7 — главный циркуляционный насос, 8 — парогенератор, 9 — трубопроводы питательной воды, 10 — трубопроводы вторичного пара
Технологическая схема первого контура двухконтурной АЭС показана на рис. 4.2. Ядерное топливо, находящееся в тепловыделяющих элементах (твэлах)
определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими твэлами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет уменьшается до нормативных значений, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы.
Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе (ПГ) 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур (рис. 4.1 в).
Пар, образовавшийся в ПГ (при двухконтурных и трехконтурных схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по паропроводу к турбине. На схеме первого контура двухконтурной АЭС (рис. 4.2) пар направляется к турбине по трубопроводу 10, питательная вода подается в ПГ по линии 9.
При работе на насыщенном паре (рис.1, а и б) в проточной части турбины пар быстро увлажняется. Чтобы избежать увеличения интенсивности эрозийного износа элементов проточной части, поток пара перед поступлением в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины пропускается через сепаратор, в котором его влажность понижается до значений, не превышающих 0,5%. На крупных современных блоках после сепаратора пар перегревается до температуры tпп, близкой к начальной температуре t0 (при некоторых схемах организации промежуточного перегрева tпп » t0).
Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рис. 4.3 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.
АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу.
Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой
теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами (европейская часть России).
| Тип реактора | Мощность реактора, МВт | Турбоагрегаты, МВт |
| ВВЭР | 440 | 2*220 |
| ВВЭР | 1000 | 2*500 |
| РБМК | 1500 | 2*750 |
| РБМК | 1000 | 1*1000 |
Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла, электроэнергии и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рис.
4. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238 (обычно в ядерных реакциях не используется) и превращают его в плутоний Рu-239 (может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего). Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.
Рис. 4.3. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР:
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбина; 4 — генератор; 5 — трансформатор; 6 — конденсатор турбины; 7 — конденсатный (питательный) насос; 8 — главный циркуляционный насос.
Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур с теплоносителем нерадиоактивным натрием. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.
В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600.
АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС,
вследствие большего удельного расхода пара и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.
Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду
является необходимость захоронения радиоактивных отходов в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей. Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование
32
систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.
Рис. 4.4. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН:
а - принцип выполнения активной зоны реактора; б — технологическая схема: 1-7 — аналогичны указанным на рис.1; 8 — теплообменник натриевых контуров; 9 - насос нерадиоактивного натрия, 10 — насос радиоактивного натрия
Контрольные вопросы
1. Каково воздействие на окружающую среду со стороны АЭС?
2. Чем обусловлено применение многоконтурных схем АЭС?
3. Каким образом отводится выделяемое при ядерной реакции тепло из реактора на АЭС?
4. Для чего используются сепараторы в проточных частях энергоустановок?
5. Какие материалы используют в качестве замедлителя ядерной реакции в реакторе АЭС?
6. Какие по величине электрические мощности вырабатывают реакторы современных АЭС?
7. Для каких целей создаются защитные зоны вокруг территорий АЭС?
8. Изобразить трехконтурную схему АЭС.
9. Что такое твэл?
Практическое занятие № 5
5. Анализ паросилового цикла Ренкина.
Цель работы: Изучить методику расчета параметров идеального термодинамического
цикла паросиловых установок.
План проведения занятия:
1. Рассмотрение теоретических сведений.
2. Решение примеров.
3. Ответы на контрольные вопросы.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 410; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!