Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях с парогазовыми установками



Как сказано выше, тепловую энергию уходящих газов цикла ГТУ можно утилизировать в цикле ПТУ, повысив тем самым коэффициент полезного действия электростанции. Поступая в котёл-утилизатор, уходящие газы нагревают питательную воду цикла ПТУ и только после этого при сниженной температуре выбрасываются в атмосферу.

Технологию производства электроэнергии на ТЭЦ рассмотрим на примере Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга – рис. 3.4. Станция состоит из четырех энергоблоков ПГУ-450Т. В состав каждого энергоблока входят две газовые турбины фирмы Siemens с генераторами ТФГ-160-2У3 производства АО «Электросила», два вертикальных котла-утилизатора П-90 двух давлений производства АО «Подольский машиностроительный завод», теплофикационной паротурбинной установки Т-150-7,7 производства АО «ЛМЗ» с генератором ТФП-160-2У3 производства АО «Электросила» – рис. 3.4.

 

Рис. 3.4. Технологическая схема парогазового энергоблока ПГУ-450. Ф1, Ф2 – воздушные фильтры; К1, К2 – компрессоры ГТУ; ГТ1, ГТ2 – газовые турбины; КС1, КС2 – камеры сгорания; ЧВД, ЧСД – части высокого и среднего давлений; ВЭ – водяной экономайзер; Д – деаэратор; ПЭН-ВД, ПЭН-НД – питательные насосы высокого и низкого давлений; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; БОУ – блочная обессоливающая установка; ЦН – циркуляционный насос турбины; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давлений турбины.  

В состав каждого блока входят два котла-утилизатора для выработки пара двух давлений: высокого и низкого и горячей воды с использованием тепла выхлопных газов, поступающих в котел-утилизатор за счет выхлопа газовой турбины.

Технические показатели котла-утилизатора: паропроизводительность контура: высокого давления 242 т/час; низкого давления 56 т/час; давление пара высокого давления 8,0 МПа; низкого давления 0,65 МПа.

Паровая теплофикационная турбина Т-150-7,7 представляет одновальный двухцилиндровый агрегат с четырьмя регулируемыми отборами пара и предназначена для привода генератора ТФП-160-2У3 и для отпуска тепла на нужды теплофикации.

Технология производства электроэнергии на атомных электростанциях. Общие сведения

 В настоящее время в России эксплуатируется 10 атомных электростанций (табл. 3.2). Выработка электроэнергии на АЭС России составляет около 15% в общей структуре производства электроэнергии.

 

Таблица 3.2. АЭС России

АЭС Ректоры
Кольская Нововоронежская 4хВВЭР-440 2хВВЭР-440 + 1хВВЭР-1000
Балаковская Ростовская Калининская 4хВВЭР-1000 2хВВЭР-1000 3хВВЭР-1000
Курская Ленинградская Смоленская 4хРБМК-1000 4хРБМК-1000 3хРБМК-1000
Белоярская 1хБН-600
Билибинская 4хЭГП-6; Nэл = 4х12 = 48 МВт

 

 

Ядерное топливо обладает весьма высокой теплотворной способностью – 1 кг урана-235 заменяет 2900 т угля.

В отечественной энергетике получили распространение ядерные реакторы типов РБМК, ВВЭР и БН. Реактор малой мощности ЭГП используется в виде исключения.

По сути атомная электростанция с реактором любого типа включает в себя цикл ПТУ, где вместо котла выступает промежуточный элемент, в который вместо органического топлива подается жидкий теплоноситель, нагретый за счет ядерной энергии. В зависимости от типа реактора, данный элемент имеет различные конструкцию и наименование. В зависимости от количества ступеней передачи тепла различают 1-, 2- и 3-контурные схемы АЭС. В любом случае первый контур включает в себя ядерный реактор, в котором происходит передача тепла от ядерного топлива к жидкому теплоносителю.

Характерной особенностью АЭС является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания аварийной защиты. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции. После любой остановки АЭС, плановой или аварийной, нужно обеспечить непрерывную циркуляцию теплоносителя через активную зону для отвода энергии остаточных тепловыделений, а также работу теплообменных устройств для передачи энергии от теплоносителя в окружающую среду.

В соответствии со сказанным условимся называть расхолаживанием с аварийным обесточиванием процесс отвода остаточных тепловыделений от аварийно остановленного реактора при полном исчезновении напряжения в системе СН, подключенных к генераторам АЭС и к сети энергосистемы.

Режим расхолаживания с обесточиванием не обязательно является следствием аварии в электрической части АЭС: он может возникнуть, например, в результате тяжелой системной аварии, сопровождающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие части, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой АЭС. Наиболее тяжелым для АЭС является совпадение во времени аварийного обесточивания с так называемой максимальной проектной аварией (МПА). В этом режиме происходит разуплотнение реакторного контура и необходима работа всего комплекса защитных и локализующих устройств и автономных источников электроснабжения.

На ТЭС, благодаря отсутствию остаточных тепловыделений, после аварийной остановки блока основная проблема заключается в обеспечении сохранности вращающегося технологического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточивания сравнительно легко осуществляется с помощью аккумуляторной батареи и электродвигателей постоянного тока.


Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 498; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!