Технология производства электроэнергии на электростанциях различного типа

Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях. Общие сведения

Тепловая электростанция (ТЭС) преобразует тепловую энергию органического топлива в электроэнергию. В качестве органического топлива используется уголь, природный газ и мазут. Мазут играет роль резервного топлива на случай перебоя снабжения станции газом. На долю угля приходится около 30% от общего расхода условного топлива, а основную долю составляют газ (65%) и мазут (5%).

Крупнейшие ТЭС России перечислены в табл. 3.1 в порядке убывания мощностей.

Таблица 3.1. Крупнейшие ТЭС России

ТЭС	ОЭС	Мощность, МВт	Топливо
Сургутская ГРЭС-2	Урал	5600	газ
Рефтинская ГРЭС	Урал	3800	уголь
Костромская ГРЭС	Центр	3600	газ, мазут
Сургутская ГРЭС-1	Урал	3280	газ
Рязанская ГРЭС	Центр	2650	уголь, газ, мазут
Конаковская ГРЭС	Центр	2500	газ
Ириклинская ГРЭС	Урал	2430	газ
Пермская ГРЭС	Урал	2400	газ
Ставропольская ГРЭС	Юг	2400	газ, мазут
Новочеркасская ГРЭС	Юг	2112	уголь, газ, мазут
Киришская ГРЭС	Северо-Запад	2100	газ, мазут
Троицкая ГРЭС	Урал	2060	уголь

Реже используется жидкое топливо, полученное при обработке нефтепродуктов. В виде исключения для сжигания на ТЭС используется торф, биомасса и отходы промышленного производства.

Тепловые электрические станции по мощности составляют 65% от всех электростанций России и разделяются на блоки на сверхкритических параметрах пара (300, 500, 800, 1200 МВт) и на блоки меньшей мощности на докритических параметрах пара.

Тепловые электростанции делятся на конденсационные электростанции (КЭС, или другое название ГРЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На КЭС производится только электроэнергия, поэтому наиболее крупные КЭС находятся вблизи залежей полезных ископаемых органического топлива и необязательно вблизи крупных электропотребителей. Второе название КЭС – государственная районная электростанция – отражает значение крупной станции для народного хозяйства в масштабах региона страны. На ТЭЦ помимо электроэнергии производится тепловая энергия. Поэтому, для минимизации потерь тепловой энергии ТЭЦ строятся вблизи потребителей и имеют сравнительно небольшую мощность. Важно помнить, что ТЭЦ работают по графику теплового потребления и расположены в базисной части графика нагрузки.

Существуют также ТЭС смешанного типа, содержащих в себе и КЭС и ТЭЦ. Типичный пример – Киришская ГРЭС, работающая в ОЭС Северо-Запада. Установленная мощность составляет 1800 МВт (конденсационная часть) и 300 МВт (теплофикационная часть). КЭС Киришской ГРЭС ориентирована в основном на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. ТЭЦ Киришской ГРЭС ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией города Кириши и Киришской промзоны, в том числе нефтеперерабатывающего завода.

По типу силовых установок ТЭС можно разделить на станции с паротурбинными установками (ПТУ), газотурбинными установками (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ). Установка ПТУ подразумевает подачу водяного пара из котла на паровую турбину. В установке ГТУ жидкое или газообразное топливо сжигается в камере сгорания, а образовавшиеся горячие выхлопные газы поступают на лопатки специальной газовой турбины. ПГУ является комбинированной установкой, где совмещены два цикла – ГТУ и ПТУ.

Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях с паротурбинными установками

Принципиальная технологическая схема тепловой электрической станции с паротурбинными установками представлена на рис. 3.1.

На рис. 3.1. приняты следующие обозначения: ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; Д – деаэратор; ЦН – циркуляционный насос; ТП – турбопривод; СН – собственные нужды; М – электродвигатель; Г – генератор; Т – трансформатор; АТ – автотрансформатор; ЛЭП – линия электропередачи; РУ-ВН, РУ-СН – распределительное устройство высшего и среднего напряжения; ТСН, РТСН – рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд; МРП – магистраль резервного питания.

Топливо, поступающее на ТЭС в виде угля, газа или мазута, проходит систему топливоприготовления и сжигается в топке парового котла, нагревая питательную воду до состояния пара. Пар подается на лопатки паровой турбины и приводит ее во вращение. На одном валу с турбиной находится ротор электрогенератора, который преобразует механическую энергию турбины в электроэнергию. Через генераторный токопровод электроэнергия поступает на распределительные устройства и далее в единую энергосистему, а также в систему собственных нужд станции.

Рис. 3.1. Принципиальная технологическая схема ТЭС

Проходя через ступени турбины, пар увлажняется и охлаждается. Для восстановления характеристик пара предусматривается его промежуточный перегрев в котле после цилиндра высокого давления турбины.

Пройдя цилиндры высокого, среднего и низкого давления турбины, пар поступает в конденсатор, где охлаждается циркуляционной водой с помощью циркуляционных насосов (ЦН), расположенных на насосной станции технического водоснабжения. Циркуляционная вода берётся из водоема (при прямоточной схеме технического водоснабжения) или от градирни, из водоема-охладителя (при оборотной схеме).

Конденсатный насос (КН) подает воду из конденсатора к регенеративным подогревателям низкого давления (ПНД). В случае мощных энергоблоков питательная вода проходит через блочную обессоливающую установку (БОУ), в связи с чем устанавливается конденсатный насос первой ступени (КН1) до БОУ и конденсатный насос второй ступени (КН2) после БОУ.

Система регенерации тепла, включающая регенеративные подогреватели низкого и высокого давления предназначена для увеличения коэффициента полезного действия и повышения экономичности работы блока. При этом питательная вода греется в ПВД и ПНД за счет энергии пара из отборов турбины.

Из ПНД питательная вода попадает в деаэратор, где из неё удаляются примеси газов за счёт тепловой энергии пара промежуточного отбора турбины. Через деаэратор с помощью питательного насоса (ПН) с электрическим или паротурбинным приводом через подогреватели высокого давления (ПВД) питательная вода перекачивается в барабан котельного агрегата.

Для блоков малой единичной мощности (200 МВт и менее) для вращения питательного насоса применяется асинхронный электродвигатель напряжением 6 кВ.

Для блоков мощностью 300 МВт и более необходимы повышенные мощности и частоты вращения ПН. Поэтому на таких блоках питательный насос вращается за счет энергии турбопривода, на лопатки которого поступает пар отбора основной турбины. На блоках 500 МВт и более на одном валу с ПН вращается бустерный насос (БН).

Для сжигания топлива необходимо присутствие кислорода в камере сгорания. Кислород воздуха подается к горелкам котла с помощью дутьевых вентиляторов (ДВ) и вентиляторов горячего дутья (ВГД). Предварительно температура воздуха повышается в воздухоподогревателе.

Сгорая, кислород и топливо образуют дымовые газы, а также твердые частицы (шлак, зола). Дымовые газы проходят через экономайзеры и воздухоподогреватели концевых поверхностей нагрева, через золоуловители и электрофильтры. Далее дымовые газы дымососами удаляются в атмосферу через дымовую трубу. Зола из золоуловителей и шлак из котла подаются в систему шлакозолоудаления. Далее шлак и зола сбрасываются в золоотвалы, обычно с использованием системы гидрозолоудаления.

Технологические схемы пылеугольных и газомазутных ТЭС отличаются друг от друга топливным хозяйством и системой подготовки топлива.

Особенности технологических схем пылеугольных ТЭС определяются необходимостью размола твёрдого топлива до состояния пыли. Уголь в вагонах через весы поступает в разгрузочное устройство, из которого транспортерами направляется на угольный склад или в котельную. На пути в котельную уголь проходит через дробильную установку, затем подается в бункеры сырого угля котельной, а из них – в угольные мельницы. Угольная пыль из мельниц отсасывается мельничными вентиляторами (МВ), которыми подаются в топку котельного агрегата.

При сжигании твердого топлива образуются шлаки и зола, приводящие к загрязнению рабочих поверхностей и к повышенному износу теплового оборудования. Система удаления шлаков и золы выполняется, как правило, гидравлической и включает в себя:

- шламовые насосы для удаления золы;

- багерные насосы для удаления шлака;

- смывные и сливные насосы для транспортирования пульпы.

Особенности технологических схем газомазутных ТЭС определяются спецификой подачи топлива к горелкам котла. Тип приемного устройства топливного хозяйства электростанции, работающей на жидком топливе (мазуте), определяется способом доставки топлива.

При расположении электростанции в достаточной близости от нефтеперегонного завода подача топлива обычно осуществляется мазутопроводами. В этом случае приемное устройство представляет собой распределительный узел, состоящий из коллекторов и задвижек, позволяющих подать топливо в баки для хранения или непосредственно в расходные баки котельной.

При расположении электростанции на большом расстоянии от нефтеснабжающих баз подача топлива осуществляется железнодорожным или водным транспортом. Приемное устройство электростанции, получающей жидкое топливо по железной дороге, состоит из подъездных путей и открытых лотков, по которым топливо из цистерн самотеком поступает в приемные подземные баки. Для обеспечения достаточной подвижности мазута осуществляют подогрев его паром от системы паропроводов, от которых гибкими стальными шлангами пар можно подать непосредственно в цистерны с застывшим мазутом. Для подачи топлива в котельную предназначены насосные станции. Подача топлива от насосной к котельной осуществляется системой трубопроводов.

На электростанциях, использующих газообразное топливо, сжигают главным образом природный и реже коксовый газ. Газ может использоваться как дополнительное топливо к твердому топливу для повышения устойчивости горения в топочной камере. Поэтому газовое топливное хозяйство обычно ограничено только газопроводом, а газохранилище на них отсутствует. Газопровод заканчивается коллектором у котла с ответвлением от него труб к горелкам.

Состав механизмов собственных нужд газомазутных электростанций отличается от состава механизмов пылеугольных ТЭС отсутствием оборудования пылеприготовления (мельницы, дробилки, конвейеры, мельничные вентиляторы) и багерных насосов системы гидрозолоудаления.

Более детальная схема ТЭС с ПТУ показана на рис. 3.2 и отражает технологию производства электроэнергии на блоке сверхкритического давления (СКД). На данной схеме указаны давления и температуры пара и воды. В нижней части рис. 3.2 изображена надстройка, позволяющая выдавать потребителю тепловую энергию. При наличии данной надстройки тепловая электростанция называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Надстройка состоит из верхнего и нижнего сетевых подогревателей, охладителей дренажа и сетевого насоса.

Рис. 3.2. Технологическая схема энергоблока на СКД.

К – котел; ПП – пароперегреватели; СК – стопорный клапан; РК – регулирующий клапан; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давлений турбины; ЭГ – электрогенератор трехфазный синхронный; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; БОУ – блочная обессоливающая установка; ЦН – циркуляционный насос турбины; РПНД, РПВД – регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; ТП – турбопривод; КНТП – конденсатный насос турбопривода; Д – деаэратор; ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; ВСП, НСП – верхний и нижний сетевые подогреватели; ОД – охладитель дренажей; СН – сетевой насос.

Горячая сетевая вода, уходящая в систему теплоснабжения к потребителю, нагревается в сетевых подогревателях за счёт пара, который отбирается из цилиндра среднего давления турбины. Пройдя через сетевые подогреватели, пар охлаждается до состояния воды (дренажа), которая транспортируется обратно в замкнутый цикл. Циркуляция сетевой воды происходит благодаря сетевому насосу.

Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 2418; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!