MLÁDEŽ A ŠPORT UKRAJINY

YU.ALE. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNE

Chastb ja

Dnepropetrovsk NMetAU 2011

MINISTERSTVO ŠKOLSTVA A VEDY,

MLÁDEŽ A ŠPORT UKRAJINY

NÁRODNÁ METALURGICKÁ AKADÉMIA UKRAJINA

YU.ALE. GICHEV

TEPELNÉ ELEKTRÁRNE

Chastb ja

Ill 23. Bibliografia: 4 mená.

Za uvoľnenie je zodpovedný Dr. tech. vedy, prof.

Recenzenti: , Dr. tech. vedy, prof. (DNURT)

Cand. tech. vedy, doc. (NMetAU)

© National Metallurgical

Akadémia Ukrajiny, 2011

ÚVOD………………………………………………………………………………………..4

1 VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRŇACH………………...5

1.1 Definícia a klasifikácia elektrární……………………………….5

1.2 Technologická schéma tepelnej elektrárne………………………8

1.3 Technické a ekonomické ukazovatele TPP……………………………….11

1.3.1 Energetické ukazovatele………………………………………….11

1.3.2 Ekonomické ukazovatele……………………………………………….13

1.3.3 Ukazovatele výkonnosti………………………………...15

1.4 Požiadavky na TPP………………………………………………16

1.5 Vlastnosti priemyselných tepelných elektrární………………………16

2 KONŠTRUKCIA TEPELNÝCH SCHÉM TPP………………………………………...17

2.1 Všeobecné pojmy tepelných okruhov……………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………….

2.2 Počiatočné parametre pary……………………………………………………….18

2.2.1 Počiatočný tlak pary……………………………………….18

2.2.2 Počiatočná teplota pary………………………………………...20

2.3 Opätovný ohrev pary………………………………………………..22

2.3.1 Energetická účinnosť prihrievania...24

2.3.2 Tlak opätovného ohrevu………………………………26

2.3.3 Technická realizácia dohrevu……27

2.4 Konečné parametre pary……………………….………………………….29

2.5 Regeneračný ohrev napájacej vody………………………………...30

2.5.1 Energetická účinnosť regeneratívneho vykurovania..30

2.5.2 Technická realizácia regeneratívneho vykurovania......34

2.5.3 Teplota ohrevu napájacej vody regenerácie..37

2.6 Konštrukcia tepelných schém tepelných elektrární založených na hlavných typoch turbín……..39

2.6.1 Konštrukcia tepelnej schémy na základe turbíny „K“…………...39

2.6.2 Konštrukcia tepelnej schémy na základe turbíny „T“……..41

LITERATÚRA………………………………………………………………………………...44

ÚVOD

Disciplína „Tepelné elektrárne“ má z viacerých dôvodov mimoriadny význam medzi disciplínami čítanými pre špecializáciu 8 (7). - tepelná energetika.

Po prvé, z teoretického hľadiska disciplína kumuluje poznatky získané študentmi takmer vo všetkých hlavných predchádzajúcich odboroch: „Palivo a jeho spaľovanie“, „Kotolne“, „Preplňovače a tepelné motory“, „Zdroje zásobovania teplom pre priemyselné podniky“, „Čistenie plynu“ a iné.

Po druhé, z praktického hľadiska sú tepelné elektrárne (TPP) integrovaným energetickým podnikom, ktorý zahŕňa všetky hlavné prvky energetického hospodárstva: systém prípravy paliva, kotolňu, turbínu, systém premeny a zásobovania. tepelnej energie pre externých spotrebiteľov, systémy na využitie a neutralizáciu škodlivých emisií.

Po tretie, z priemyselného hľadiska sú tepelné elektrárne dominantnými podnikmi vyrábajúcimi energiu v domácom a zahraničnom energetickom sektore. Tepelné elektrárne tvoria asi 70 % inštalovaného výkonu vyrábajúceho elektrinu na Ukrajine a s prihliadnutím na jadrové elektrárne, kde sú implementované aj technológie parných turbín, je inštalovaný výkon asi 90 %.

Tieto poznámky k prednáške boli vypracované v súlade s pracovným programom a učebným plánom pre špecializáciu 8(7). - tepelná energetika a ako hlavné témy obsahuje: všeobecné informácie o tepelných elektrárňach, zásady konštrukcie tepelných okruhov elektrární, výber zariadení a výpočty tepelných okruhov, usporiadanie zariadení a prevádzku tepelných elektrární.

Disciplína „Tepelné elektrárne“ prispieva k systematizácii vedomostí študentov, rozšíreniu ich odborných obzorov a je využiteľná v ročníkových prácach v rade iných odborov, ako aj pri príprave diplomových prác špecialistov a magisterského štúdia. tézy.

1 VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O TEPELNÝCH ELEKTRÁRNIACH

1.1 Definícia a klasifikácia elektrární

Elektráreň- energetický podnik určený na premenu rôznych druhov palív a energetických zdrojov na elektrinu.

Hlavné možnosti klasifikácie elektrární:

I. V závislosti od typu premenených zdrojov paliva a energie:

1) tepelné elektrárne (TPP), v ktorých sa elektrina získava premenou uhľovodíkových palív (uhlie, zemný plyn, vykurovací olej, horľavý VER a iné);

2) jadrové elektrárne (JE), v ktorých sa elektrina získava premenou atómovej energie na jadrové palivo;

3) vodné elektrárne (VVE), v ktorých sa elektrina získava premenou mechanickej energie toku prírodného vodného zdroja, predovšetkým riek.

Táto možnosť klasifikácie môže zahŕňať aj elektrárne využívajúce netradičné a obnoviteľné zdroje energie:

solárne elektrárne;

geotermálne elektrárne;

veterné elektrárne;

· prílivové elektrárne a iné.

II. Pre túto disciplínu je zaujímavá hlbšia klasifikácia tepelných elektrární, ktoré sa v závislosti od typu tepelných motorov delia na:

1) elektrárne s parnými turbínami (STP);

2) elektrárne s plynovou turbínou (GTP);

3) elektrárne s kombinovaným cyklom (CGE);

4) elektrárne na spaľovacie motory (ICE).

Medzi týmito elektrárňami dominujú elektrárne s parnými turbínami, ktoré predstavujú viac ako 95 % celkového inštalovaného výkonu TPP.

III. V závislosti od typu nosičov energie dodávaných externému spotrebiteľovi sa elektrárne s parnými turbínami delia na:

1) kondenzačné elektrárne (CPP), ktoré dodávajú iba elektrinu externému spotrebiteľovi;

2) elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (KVET), ktoré zásobujú externých spotrebiteľov teplom aj elektrinou.

IV. V závislosti od účelu a rezortnej podriadenosti sa elektrárne delia na:

1) regionálne elektrárne, ktoré sú určené na poskytovanie elektriny všetkým spotrebiteľom v regióne;

2) priemyselné elektrárne, ktoré sú súčasťou priemyselných podnikov a sú určené na poskytovanie elektriny predovšetkým spotrebiteľom podnikov.

V. V závislosti od dĺžky využívania inštalovaného výkonu počas roka sa elektrárne delia na:

1) základné (B): 6000 ÷ 7500 h / rok, t. j. viac ako 70 % trvania roka;

2) polozákladné (P/B): 4000÷6000 h/rok, 50÷70%;

3) pološpičkový (P/P): 2000÷4000 h/rok, 20÷50%;

4) vrchol (P): do 2000 h/rok, do 20 % trvania roka.

Túto možnosť klasifikácie možno ilustrovať na príklade grafu trvania elektrických záťaží:

Obrázok 1.1 - Graf trvania elektrických záťaží

VI. V závislosti od tlaku pary vstupujúcej do turbín sa tepelné elektrárne s parnou turbínou delia na:

1) nízky tlak: do 4 MPa;

2) stredný tlak: do 9 - 13 MPa;

3) vysoký tlak: do 25 - 30 MPa, vrátane:

● podkritický tlak: do 18 - 20 MPa

● kritický a nadkritický tlak: nad 22 MPa

VII. V závislosti od výkonu sa elektrárne s parnými turbínami delia na:

1) nízkokapacitné elektrárne: celkový inštalovaný výkon do 100 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov do 25 MW;

2) stredný výkon: celkový inštalovaný výkon do 1000 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov do 200 MW;

3) vysoký výkon: celkový inštalovaný výkon je nad 1000 MW s jednotkovým výkonom inštalovaných turbogenerátorov nad 200 MW.

VIII. V závislosti od spôsobu pripojenia parogenerátorov k turbogenerátorom sa tepelné elektrárne delia na:

1) centralizované (neblokové) tepelné elektrárne, v ktorých para zo všetkých kotlov vstupuje do jedného centrálneho parovodu a následne je distribuovaná medzi turbogenerátory (pozri obr. 1.2);

1 – vyvíjač pary; 2 - parná turbína; 3 - centrálny (hlavný) parovod; 4 – kondenzátor parnej turbíny; 5 - elektrický generátor; 6 - transformátor.

Obrázok 1.2 - Schéma centralizovaného (neblokového) TPP

2) blokové tepelné elektrárne, v ktorých je každý z inštalovaných parogenerátorov napojený na presne definovaný turbogenerátor (pozri obr. 1.3).

1 – vyvíjač pary; 2 - parná turbína; 3 – medziprehrievač; 4 – kondenzátor parnej turbíny; 5 - elektrický generátor; 6 - transformátor.

Obrázok 1.3 - Schéma blokového TPP

Na rozdiel od neblokovej blokovej schémy TPP vyžaduje menšie investičné náklady, je jednoduchšia na obsluhu a vytvára podmienky pre úplnú automatizáciu parnej turbíny elektrárne. V blokovej schéme je znížený počet potrubí a objemy výroby stanice pre umiestnenie zariadení. Pri použití medziprehrevu pary je použitie blokových schém povinné, pretože inak nie je možné riadiť prietok pary uvoľňovanej z turbíny na prehrievanie.

1.2 Technologická schéma tepelnej elektrárne

Technologická schéma zobrazuje hlavné časti elektrárne, ich vzťah a podľa toho ukazuje postupnosť technologických operácií od okamihu dodania paliva na stanicu až po dodávku elektriny spotrebiteľovi.

Ako príklad je na obrázku 1.4 znázornený vývojový diagram procesu pre elektráreň s parnou turbínou na práškové uhlie. Tento typ TPP prevláda medzi prevádzkovanými základnými tepelnými elektrárňami na Ukrajine av zahraničí.

Slnko - spotreba paliva na stanici; Dp. d) je výkon parného generátora; Ds. n. – podmienená spotreba pary pre vlastnú potrebu stanice; Dt - prietok pary do turbíny; Evyr - množstvo vyrobenej elektriny; Esn - spotreba elektriny pre vlastnú potrebu stanice; Eop - množstvo elektriny dodanej externému spotrebiteľovi.

Obrázok 1.4 - Príklad technologickej schémy elektrárne na práškové uhlie s parnou turbínou

Je zvykom rozdeliť technologickú schému TPP na tri časti, ktoré sú na obrázku 1.4 označené bodkovanými čiarami:

ja … Cesta palivo-plyn-vzduch, ktorá zahŕňa:

1 – úspora paliva (vykladacie zariadenie, sklad surového uhlia, drviarne, bunkre drveného uhlia, žeriavy, dopravníky);

2 – systém pulverizácie (mlyny uhlia, jemné ventilátory, zásobníky uhoľného prachu, podávače);

3 – ventilátor na prívod vzduchu na spaľovanie paliva;

4 - parný generátor;

5 - čistenie plynu;

6 - odsávač dymu;

7 - komín;

8 – bagerové čerpadlo na dopravu hydropopolu a zmesi trosky;

9 – dodávka hydropopolu a trosky na likvidáciu.

Vo všeobecnosti cesta palivo-plyn-vzduch zahŕňa : úspora paliva, systém prípravy prachu, dúchadlo, dymovody kotla a systém odstraňovania popola a trosky.

II … Steam path, ktorý zahŕňa:

10 - parná turbína;

11 – kondenzátor parnej turbíny;

12 - obehové čerpadlo systému zásobovania obehovou vodou na chladenie kondenzátora;

13 – chladiace zariadenie spätného systému;

14 - dodávka dodatočnej vody, ktorá kompenzuje straty vody v obehovom systéme;

15 – dodávka surovej vody na prípravu chemicky čistenej vody, ktorá kompenzuje stratu kondenzátu na stanici;

16 - chemická úprava vody;

17 – čerpadlo na chemickú úpravu vody dodávajúce dodatočnú chemicky upravenú vodu do prúdu kondenzátu výfukovej pary;

18 - čerpadlo na kondenzát;

19 – regeneračný nízkotlakový ohrievač napájacej vody;

20 - odvzdušňovač;

21 - napájacie čerpadlo;

22 – regeneračný vysokotlakový ohrievač napájacej vody;

23 – drenážne čerpadlá na odvádzanie kondenzátu vykurovacej pary z výmenníka tepla;

24 – regeneračné extrakcie pary;

25 - Stredný prehrievač.

Vo všeobecnosti cesta pary a vody zahŕňa: parovodná časť kotla, turbína, kondenzačná jednotka, systémy na prípravu chladiacej cirkulačnej vody a prídavnej chemicky upravenej vody, systém regeneračného ohrevu napájacej vody a odvzdušňovania napájacej vody.

III … Elektrická časť, ktorá obsahuje:

26 - elektrický generátor;

27 - zvyšovací transformátor elektriny dodávanej externému spotrebiteľovi;

28 - prípojnice otvoreného rozvádzača elektrárne;

29 – transformátor na elektrickú energiu vlastnej potreby elektrárne;

30 - prípojnice rozvodného zariadenia elektrickej energie vlastnej potreby.

Elektrická časť teda zahŕňa: generátor elektrickej energie, transformátory a rozvodné prípojnice.

1.3 Technicko-ekonomické ukazovatele TPP

Technické a ekonomické ukazovatele TPP sú rozdelené do 3 skupín: energetické, ekonomické a prevádzkové, ktoré, resp. sú určené na posúdenie technickej úrovne, efektívnosti a kvality prevádzky závodu.

1.3.1 Energetická hospodárnosť

Medzi hlavné energetické ukazovatele TPP patria: k.p.d. elektrárne (), merná spotreba tepla (), merná spotreba paliva na výrobu elektriny ().

Tieto ukazovatele sa nazývajú ukazovatele tepelnej účinnosti stanice.

Podľa výsledkov skutočnej prevádzky elektrárne účinnosť je určená vzťahmi:

; (1.1)

; (1.2)

Pri projektovaní elektrárne a pri analýze jej prevádzky, účinnosti sú určené produktmi, ktoré zohľadňujú účinnosť. jednotlivé prvky stanice:

kde ηkot, ηturbo – účinnosť predajne kotlov a turbín;

ηt. p. - k.p.d. tepelný tok, ktorý zohľadňuje tepelné straty nosičmi tepla vo vnútri stanice prenosom tepla do okolia stenami potrubia a netesnosťami nosiča tepla, ηt. n = 0,98 ... 0,99 (porovnaj 0,985);

esn je podiel elektriny spotrebovanej pre vlastnú potrebu elektrárne (elektrický pohon v systéme prípravy paliva, pohon ťažného zariadenia kotolne, pohon čerpadla a pod.), esn = Esn/Evyr = 0,05…0,10 (porov. 0,075);

qsn je podiel spotreby tepla pre vlastnú potrebu (chemická úprava vody, odvzdušňovanie napájacej vody, prevádzka parných ejektorov zabezpečujúcich vákuum v kondenzátore a pod.), qsn = 0,01…0,02 (porovnaj 0,015).

K. p.d. kotolňa môže byť reprezentovaná ako k.p.d. parný generátor: ηcat = ηp. d. = 0,88…0,96 (porovnaj 0,92)

K. p.d. turbína môže byť reprezentovaná ako absolútna elektrická účinnosť. turbogenerátor:

ηturb = ηt. g. = ηt ηoi ηm, (1,5)

kde ηt je tepelná účinnosť. cyklus zariadenia s parnou turbínou (pomer použitého tepla k dodanému teplu), ηt = 0,42…0,46 (porovnaj 0,44);

ηoi je vnútorná relatívna účinnosť. turbíny (berúc do úvahy straty vo vnútri turbíny v dôsledku trenia pary, prepadov, vetrania), ηoi = 0,76…0,92 (porovnaj 0,84);

ηm - elektromechanická účinnosť, ktorá zohľadňuje straty pri prenose mechanickej energie z turbíny do generátora a straty v samotnom elektrickom generátore, ηeng = 0,98 ... 0,99 (porovnaj 0,985).

Berúc do úvahy súčin (1.5), výraz (1.4) pre účinnosť čistá elektráreň má tvar:

ηsnet = ηpg ηt ηoi ηm ηtp (1 – esn) (1 – qsn); (1,6)

a po nahradení priemerných hodnôt budú:

ηsnet = 0,92 0,44 0,84 0,985 0,985 (1 - 0,075) (1 - 0,015) = 0,3;

Vo všeobecnosti pre elektráreň účinnosť čisté zmeny v rámci: ηsnet = 0,28…0,38.

Merná spotreba tepla na výrobu elektriny je určená pomerom:

, (1.7)

kde Qpalivo je teplo získané spaľovaním paliva .

; (1.8)

kde rn je normatívny koeficient efektívnosti kapitálových investícií, rok-1.

Recipročná hodnota pH udáva dobu návratnosti, napríklad pri pH = 0,12 rok-1 bude doba návratnosti:

Tieto náklady slúžia na výber najekonomickejšieho variantu výstavby novej alebo rekonštrukcie existujúcej elektrárne.

1.3.3 Výkon

Výkonnostné ukazovatele hodnotia kvalitu prevádzky elektrárne a zahŕňajú najmä:

1) personálny faktor (počet obslužného personálu na 1 MW inštalovaného výkonu elektrárne), W (osoby/MW);

2) faktor využitia inštalovaného výkonu elektrárne (pomer skutočnej výroby elektriny k maximálnej možnej výrobe)

; (1.16)

3) počet hodín využívania inštalovanej kapacity

4) faktor dostupnosti zariadenia a faktor technického využitia zariadenia

; (1.18)

Faktory pripravenosti zariadení pre kotolne a turbíny sú: Kgotkot = 0,96…0,97, Kgotturb = 0,97…0,98.

Koeficient využitia zariadení pre tepelné elektrárne je: KispTES = 0,85 ... 0,90.

1.4 Požiadavky na TPP

Požiadavky na TPP sú rozdelené do 2 skupín: technické a ekonomické.

Technické požiadavky zahŕňajú:

Spoľahlivosť (neprerušené napájanie v súlade s požiadavkami spotrebiteľov a harmonogramom expedície elektrických záťaží);

Manévrovateľnosť (schopnosť rýchlo zvýšiť alebo odstrániť zaťaženie, ako aj spustiť alebo zastaviť jednotky);

· tepelná účinnosť (maximálna účinnosť a minimálna merná spotreba paliva pre rôzne prevádzkové režimy stanice);

· šetrnosť k životnému prostrediu (minimálne škodlivé emisie do životného prostredia a neprekračovanie prípustných emisií pri rôznych prevádzkových režimoch stanice).

Ekonomické požiadavky sú znížené na minimálne náklady na elektrickú energiu pri dodržaní všetkých technických požiadaviek.

1.5 Vlastnosti priemyselných tepelných elektrární

Medzi hlavné vlastnosti priemyselných tepelných elektrární patria:

1) obojsmerná komunikácia elektrárne s hlavnými technologickými dielňami (elektráreň zabezpečuje elektrickú záťaž technologických dielní a podľa potreby mení dodávku elektriny a obchody sú v niektorých prípadoch zdrojom tepelné a horľavé OZE, ktoré sa používajú v elektrárňach);

2) zhoda viacerých systémov elektrární a technologických dielní podniku (zásobovanie palivom, zásobovanie vodou, dopravné zariadenia, opravárenská základňa, čo znižuje náklady na výstavbu stanice);

3) prítomnosť v priemyselných elektrárňach okrem turbogenerátorov aj turbokompresorov a turbodúchadiel na dodávanie procesných plynov do dielní podniku;

4) prevaha tepelných elektrární (CHP) medzi priemyselnými elektrárňami;

5) relatívne malá kapacita priemyselných tepelných elektrární:

70…80 %, ≤ 100 MW.

Priemyselné tepelné elektrárne poskytujú 15 ... 20 % z celkovej výroby elektriny.

2 KONŠTRUKCIA TEPELNÝCH SCHÉM TPP

2.1 Všeobecné pojmy tepelných schém

Tepelné schémy sa vzťahujú na paro-vodné cesty elektrární a ukazujú :

1) vzájomnú polohu hlavného a pomocného zariadenia stanice;

2) technologické pripojenie zariadenia cez potrubia potrubia nosičov tepla.

Tepelné schémy možno rozdeliť do 2 typov:

1) základné;

2) nasadené.

Na schematických diagramoch je znázornené zariadenie v rozsahu potrebnom na výpočet tepelného okruhu a analýzu výsledkov výpočtu.

Na základe schematického diagramu sa riešia nasledujúce úlohy:

1) určiť prietoky a parametre nosičov tepla v rôznych prvkoch okruhu;

2) vybrať zariadenie;

3) vypracovať podrobné tepelné schémy.

Rozšírené tepelné schémy zahŕňajú všetky staničné zariadenia vrátane zálohovania, všetky staničné potrubia s uzatváracími a regulačnými ventilmi.

Na základe podrobných schém sa riešia tieto úlohy:

1) vzájomné umiestnenie zariadení v projekte elektrární;

2) vykonávanie pracovných výkresov počas projektovania;

3) prevádzka staníc.

Konštrukcii tepelných schém predchádza riešenie nasledujúcich otázok:

1) výber typu zariadenia, ktorý sa vykonáva na základe typu a počtu predpokladaných energetických záťaží, t.j. IES alebo CHP;

2) určiť elektrický a tepelný výkon stanice ako celku a výkon jej jednotlivých blokov (agregátov);

3) vyberte počiatočné a konečné parametre pary;

4) určiť potrebu prechodného prehriatia pary;

5) vybrať typy parných generátorov a turbín;

6) vypracovať schému regeneratívneho ohrevu napájacej vody;

7) skombinovať hlavné technické riešenia podľa tepelnej schémy (kapacita blokov, parametre pary, typ turbíny) s množstvom pomocných otázok: príprava dodatočnej chemicky upravenej vody, odvzdušnenie vody, využitie odkalovacej vody z parogenerátora, pohon napájacích čerpadiel a iných.

Vývoj tepelných schém ovplyvňujú najmä 3 faktory:

1) hodnota počiatočných a konečných parametrov pary v zariadení parnej turbíny;

2) medziprehrievanie pary;

3) regeneračný ohrev napájacej vody.

2.2 Počiatočné parametre pary

Počiatočné parametre pary sú tlak (P1) a teplota (t1) pary pred uzatváracím ventilom turbíny.

2.2.1 Počiatočný tlak pary

Počiatočný tlak pary ovplyvňuje účinnosť. elektrárňach a v prvom rade prostredníctvom tepelnej účinnosti. cyklu zariadenia parnej turbíny, ktorý pri určovaní účinnosti. elektráreň má minimálnu hodnotu (ηt = 0,42…0,46):

Na určenie tepelnej účinnosti. môže byť použité je- diagram vodnej pary (pozri obr. 2.1):

(2.2)

kde Nad je adiabatická tepelná strata pary (pre ideálny cyklus);

qsubv - množstvo tepla dodaného do cyklu;

i1, i2 – entalpia pary pred a za turbínou;

i2" je entalpia kondenzátu pary odsávanej v turbíne (i2" = cpt2).

Obrázok 2.1 - K definícii tepelnej účinnosti.

Výsledky výpočtu podľa vzorca (2.2) poskytujú tieto hodnoty účinnosti:

ηt, zlomky jednotiek

Tu sú 3,4 ... 23,5 MPa štandardné tlaky pary prijaté pre elektrárne s parnými turbínami v energetickom sektore Ukrajiny.

Z výsledkov výpočtu vyplýva, že s nárastom počiatočného tlaku pary sa hodnota účinnosti zvyšuje. Spolu s tým Zvýšenie tlaku má niekoľko negatívnych dôsledkov:

1) so zvyšovaním tlaku klesá objem pary, zmenšuje sa prietoková plocha prietokovej dráhy turbíny a dĺžka lopatiek a následne sa zvyšujú prietoky pary, čo vedie k zníženiu vnútornej relatívnej účinnosti . turbíny (ηоі);

2) zvýšenie tlaku vedie k zvýšeniu strát pary cez koncové tesnenia turbíny;

3) zvyšuje sa spotreba kovu na zariadenia a náklady na zariadenie s parnou turbínou.

Aby sa eliminoval negatívny vplyv spolu so zvýšením tlaku by sa mal zvýšiť výkon turbíny, čo zaisťuje :

1) zvýšenie spotreby pary (nezahŕňa zmenšenie prietokovej plochy v turbíne a dĺžky lopatiek);

2) znižuje relatívne vypadnutie pary cez mechanické upchávky;

3) zvýšenie tlaku spolu so zvýšením výkonu umožňuje, aby boli potrubia kompaktnejšie a znížili spotrebu kovu.

Optimálny pomer medzi počiatočným tlakom pary a výkonom turbíny, získaný na základe analýzy prevádzky prevádzkovaných elektrární v zahraničí, je znázornený na obrázku 2.2 (optimálny pomer je označený šrafovaním).

Obrázok 2.2 - Vzťah medzi výkonom turbogenerátora (N) a počiatočným tlakom pary (P1).

2.2.2 Počiatočná teplota pary

So zvyšovaním počiatočného tlaku pary sa zvyšuje obsah vlhkosti pary na výstupe z turbíny, čo je znázornené grafmi na iS - diagrame (pozri obr. 2.3).

P1 > P1" > P1"" (t1 = const, P2 = const)

x2< x2" < x2"" (y = 1 – x)

y2 > y2" > y2""

Obrázok 2.3 - Charakter zmeny konečného obsahu vlhkosti pary so zvýšením počiatočného tlaku pary.

Prítomnosť parnej vlhkosti zvyšuje straty trením, znižuje vnútornú relatívnu účinnosť. a spôsobuje odkvapovú eróziu lopatiek a iných prvkov dráhy prúdenia turbíny, čo vedie k ich zničeniu.

Maximálna prípustná vlhkosť pary (y2dop) závisí od dĺžky lopatiek (ll); napríklad:

ll ≤ 750…1000 mm y2perm ≤ 8…10 %

ll ≤ 600 mm y2adm ≤ 13 %

Aby sa znížila vlhkosť pary spolu so zvýšením tlaku pary, mala by sa zvýšiť jej teplota, čo je znázornené na obrázku 2.4.

t1 > t1" > t1"" (P2 = const)

x2 > x2" > x2"" (y = 1 – x)

y2< y2" < y2""

Obrázok 2.4 - Charakter zmeny konečného obsahu vlhkosti pary so zvýšením počiatočnej teploty pary.

Teplota pary je obmedzená tepelnou odolnosťou ocele, z ktorej je vyrobený prehrievač, potrubia a prvky turbíny.

Je možné použiť ocele 4 tried:

1) uhlíkové a mangánové ocele (s hraničnou teplotou tpr ≤ 450…500°С);

2) chróm-molybdén a chróm-molybdén-vanádiové ocele triedy perlit (tpr ≤ 570…585°С);

3) vysokochrómové ocele martenzitovo-feritickej triedy (tpr ≤ 600…630°С);

4) nehrdzavejúce chrómniklové ocele austenitickej triedy (tpr ≤ 650…700°С).

Pri prechode z jednej triedy ocele do druhej sa náklady na vybavenie dramaticky zvyšujú.

Oceľová trieda

Relatívna cena

V tomto štádiu je z ekonomického hľadiska účelné použiť perlitickú oceľ s pracovnou teplotou tr ≤ 540°C (565°C). Martenziticko-feritické a austenitické ocele vedú k prudkému zvýšeniu nákladov na zariadenia.

Treba tiež poznamenať vplyv počiatočnej teploty pary na tepelnú účinnosť. cyklus parnej turbíny. Zvýšenie teploty pary vedie k zvýšeniu tepelnej účinnosti:

Tepelná elektráreň je komplex konštrukcií a zariadení, v ktorých sa tepelná energia fosílneho paliva dodávaného do stanice premieňa na elektrickú energiu prenášanú do energetického systému alebo priamo spotrebiteľom. V tepelných elektrárňach, ktoré sa nazývajú kombinovaná výroba tepla a elektriny (KVET), vzniká okrem elektrickej energie aj tepelná energia, ktorá sa pomocou vykurovacích rozvodov prenáša k spotrebiteľom a medzi nich sa distribuuje.

Kondenzačné elektrárne (CPP) sú tepelné elektrárne určené len na výrobu elektriny. Hlavnou črtou kondenzačných elektrární je to, že poskytujú podmienky na čo najúplnejšiu premenu energie pary vytvorenej v kotli jej čo najväčšou expanziou v pracovných valcoch turbíny na mechanickú energiu rotácie kotla. rotor generátora turbíny a potom na elektrickú energiu.

Na zabezpečenie čo najkompletnejšej premeny energie pary je jej odvod z turbíny vedený do špeciálnych výmenníkov tepla, v ktorých dochádza ku kondenzácii odpadovej pary a minimu pre špecifické

teplotné podmienky tlak (vákuum). Takéto výmenníky tepla sa nazývajú kondenzátory (pozri pododdiel 3.2). Latentné výparné teplo uvoľnené pri kondenzácii je odvádzané vonkajším cirkulačným okruhom do prostredia (vodného útvaru alebo atmosféry) a je nenávratne stratené. Podiel tohto tepla na celkovej bilancii parnej elektrárne dosahuje 60–65 %, čo vedie k relatívne nízkej tepelnej účinnosti kondenzačných elektrární, ktorá spravidla nepresahuje 40 %.

Na zlepšenie tepelnej účinnosti snažia sa maximalizovať teplotu a tlak pary na vstupe do turbíny, uplatňujú sekundárne prehrievanie pary a tiež znižujú podiel tepla strateného v kondenzátore využitím latentného tepla vyparovania nedokončenej časti pary odoberanej z turbína v ohrievačoch napájacej vody regeneračného systému.

Maximálna teplota a tlak pary na CES sú obmedzené tepelnou odolnosťou a tepelnou odolnosťou ocelí používaných pri konštrukcii prehrievačov kotlov, parovodov a prvkov dráhy prúdenia turbíny. Moderné výkonné tepelné elektrárne pracujú pri tlaku pary na vstupe do turbíny do 26 MPa a teplote pary cca 540–568°C.

Moderná kondenzačná elektráreň je komplexný technologický komplex budov, stavieb a celkov s blokovou schémou inštalácie zariadení, v ktorom je blok "kotol - turbína - generátor" samostatne zapínaným a samostatne regulovaným výrobným blokom. Ako príklad uveďme prevádzku uhoľnej elektrárne (obr. 4.1).

Palivo (uhlie) dodávané do TPP je vykladané z vozňov vykladacími zariadeniami a podávané cez drviacu miestnosť dopravníkmi do zásobníka surového paliva alebo do rezervného skladu paliva.

Uhlie sa melie v mlynoch. Uhoľný prach prechádzajúci cez separátor a cyklón z prachových zásobníkov spolu s horúcim vzduchom dodávaným ventilátorom mlyna vstupuje do kotla. Vysokoteplotné produkty spaľovania vznikajúce v peci pri pohybe plynovými kanálmi ohrievajú vodu v tepelných výmenníkoch (výhrevných plochách) kotla do stavu prehriatej pary. Para, expandujúca v stupňoch turbíny, uvádza do rotácie jej rotor a rotor elektrického generátora, ktorý je k nemu pripojený, v ktorom je vybudený elektrický prúd. Vyrobená elektrina pomocou stupňovitých transformátorov sa premieňa na vysokonapäťový prúd, prenáša sa do otvoreného rozvádzača (OSG) a následne do energetického systému.

Na dodávku elektrickej energie do elektromotorov, osvetľovacích zariadení a zariadení elektrárne sa používa rozvádzač vlastnej potreby.

Odpadová para z turbíny vstupuje do kondenzátora. Vzniknutý kondenzát je privádzaný čerpadlami kondenzátu cez nízkotlakové regeneračné ohrievače do odvzdušňovača. Tu sa pri teplote blízkej teplote nasýtenia odstránia plyny rozpustené vo vode, ktoré spôsobujú koróziu zariadenia, a voda sa zohreje na teplotu nasýtenia. Straty kondenzátu (úniky netesnosťami v potrubiach stanice alebo v radoch spotrebičov) sa v špeciálnych zariadeniach dopĺňajú chemicky čistenou (odsolenou) vodou, ktorá sa pridáva do odvzdušňovača.

Odvzdušnená a ohriata napájacia voda je privádzaná napájacími čerpadlami do vysokotlakových regeneračných predhrievačov a následne do ekonomizéra kotla. Cyklus transformácie pracovného tela sa opakuje.

V chemickej predajni sú umiestnené zariadenia na chemickú úpravu prídavnej vody.

Chladiaca voda zo zdroja úžitkovej vody je do kondenzátora privádzaná obehovými čerpadlami umiestnenými v čerpacej stanici. Ohriata chladiaca voda (cirkulujúca) sa vypúšťa do chladiaceho systému alebo do prírodného rezervoáru v určitej vzdialenosti od miesta odberu, dostatočnej na to, aby sa ohriata voda nezmiešala s odberom. Schémy môžu zahŕňať malú sieťovú tepláreň na vykurovanie elektrárne a priľahlej obce. Para sa do sieťových ohrievačov takejto inštalácie privádza z odsávania turbín.

Plyny vznikajúce pri spaľovaní paliva v kotle prechádzajú postupne cez spaľovaciu komoru, povrchy prehrievača a ekonomizéra vody, kde odovzdávajú teplo pracovnej kvapaline a v ohrievači vzduchu vzduchu privádzanému do pary. kotol. Potom sa v zberačoch popola (elektrické filtre) plyny čistia od popolčeka a sú vypúšťané do atmosféry cez komín cez odsávače dymu.

Troska a popol spod spaľovacej komory, ohrievača vzduchu a zberačov popola sa zmývajú vodou a cez kanály sa privádzajú do bagerových čerpadiel, ktoré ich čerpajú na skládky popola.

Vzduch potrebný na spaľovanie je privádzaný do ohrievačov vzduchu parného kotla odťahovým ventilátorom. Nasávanie vzduchu sa vykonáva z hornej časti kotolne alebo zvonku.

Ovládanie a riadenie prevádzky tepelnej stanice sa vykonáva z ovládacieho panela.

Na obr. 4.2, a a 4.2, b sú typické tepelné diagramy kondenzačných zariadení parných turbín pracujúcich na fosílne palivá. Na obr. 4.2 je znázornená najjednoduchšia verzia tepelnej schémy nízkoenergetického CES, keď sa teplo dodáva v cykle len vtedy, keď sa vytvára para a je ohrievaná na zvolenú teplotu prehriatia. Tepelný diagram na obr. 4.2, b je typické pre výkonné blokové elektrárne, kde sa popri odovzdávaní tepla ostrej pare dodáva aj teplo pare po jej vypracovaní vo vysokotlakovom valci turbíny.

Prvá schéma sa nazýva schéma bez opätovného ohrevu, druhá - s ohrevom pary. Tepelná účinnosť druhej schémy je vyššia pri rovnakých počiatočných a konečných parametroch pary. Uskutočniteľnosť použitia medziprehrievania v zariadeniach s rôznymi kapacitami by sa však mala určiť technickým a ekonomickým výpočtom, pretože je to spojené so zvýšením spotreby kovu a nákladov na zariadenie. Vo svetovej praxi existujú schémy s dvojitým ohrevom pary.

V súčasnosti na Ukrajine pracujú najmä bloky s výkonom 200 MW pri počiatočných parametroch pary 12,7 MPa, 540°C a bloky s výkonom 300 a 800 MW s parametrami 23,5 MPa, 545°C.

Na blokoch s výkonom 200 MW sa používajú napájacie čerpadlá s elektrickým pohonom a na výkonnejších od 300 MW napájacie turbočerpadlá (ako záložné sa používajú napájacie elektrické čerpadlá). Jednotky s turbínou K-300-240 sú vybavené jedným napájacím čerpadlom s hnacou turbínou s protitlakom a jednotka s turbínou K-800-240 má dve hnacie turbíny s vlastnými kondenzátormi. Výkon elektrického pohonu na agregátoch s turbínami K-200-130 je asi 2% výkonu agregátu. Výkon hnacej jednotky turbíny s turbínou K-300-240 je 9,0 MW a dve hnacie turbíny inštalované na bloku s výkonom 800 MW vyvinú pri menovitom zaťažení bloku výkon cca 27 MW.

Dispozičné riešenie hlavnej budovy elektrárne

Hlavné jednotky IES a súvisiace pomocné zariadenia sú umiestnené v hlavnej budove (hlavnej budove). Súbor technických riešení umiestnenia zariadení a realizáciu stavebnej časti spája koncepcia dispozičného riešenia hlavného objektu. Využívajú sa rôzne dispozičné riešenia hlavnej budovy, ktoré majú spoločnú štruktúru priestorov v súlade s technologickou schémou výroby energie a použitým zariadením. Napríklad zariadenia prvých elektrární vybudovaných v New Yorku na konci 19. storočia sa nachádzali na niekoľkých poschodiach (obr. 4.3).

V IES sú hlavnými priestormi hlavnej budovy sekcia kotla a turbíny, doplnkové sekcie odvzdušňovača a bunkra. V moderných CPP sú všetky tieto miestnosti umiestnené navzájom paralelne (pozri obr. 4.1). Umiestnenie parných kotlov a turbín a vzdialenosti medzi nimi sa volí tak, aby dĺžka turbíny a kotolní bola rovnaká.

Priestory zásobníka a odvzdušňovača sú zvyčajne umiestnené medzi kotolňou a miestnosťou s turbínou. Nie sú k dispozícii vo všetkých typoch usporiadania hlavnej budovy. Bez bunkrového oddelenia sa budujú hlavné budovy IES, ktoré fungujú na plyn a vykurovací olej, ako aj na tuhé palivo pri úprave prachu na centrálnej prachovni. Existujú rozloženia blokových IES bez oddelenia odvzdušňovača. V modernom usporiadaní hlavnej budovy sú priestory bunkra a odvzdušňovača kombinované.

Usporiadanie hlavnej budovy môže byť uzavreté, ak sa v priestoroch nachádza všetko hlavné vybavenie; polootvorené, ak sú parné kotly inštalované vonku, a otvorené, ak nad turbínami nie sú steny.

V hlavných budovách moderných CPP sú hlavné a pomocné priestory tesne vedľa seba bez stavebných medzier, čo umožňuje znížiť objem budovy a plochu, ktorú zaberá, ako aj skrátiť dĺžku pary a vodné potrubia medzi priestormi kotla a turbíny.

Dispozícia kotolne je daná typom inštalovaných kotlov a druhom použitého paliva. Všetky moderné kotly sa vyrábajú so spodným odvodom spalín. Pri takejto konštrukcii kotlov je výhodné umiestniť ich čelom k turbínovej hale, inštalovať odsávače dymu, ventilátory a komíny na nulu.

Pri moderných CPP je časť vybavenia kotolní umiestnená v exteriéri. Odsávače a ventilátory dymu sú inštalované otvorene vo všetkých olejových elektrárňach bez ohľadu na klimatické podmienky. Pri spaľovaní tuhých palív je povolená otvorená inštalácia ťahacích strojov, rúrkových a regeneračných ohrievačov vzduchu v priestoroch s najnižšou návrhovou teplotou vonkajšieho vzduchu najmenej -28 ° С. Zberače mokrého popola sú inštalované otvorene pri teplote nie nižšej ako -15 ° С. Ak je vypočítaná teplota pod stanovenými hodnotami, potom sú odsávače dymu, ventilátory a zberače popola umiestnené v samostatnej budove, postavenej vedľa kotolne.

Komíny sú konštruované vo vzdialenosti 20–40 m od vonkajšej steny kotolne. Vzhľadom na vysoké náklady na potrubia sa ich počet považuje za minimálny: jedna rúrka pre 2–4 parné kotly.

V modernej tepelnej energetike sa využíva najmä komorový spôsob spaľovania práškového paliva a individuálne systémy prípravy uhoľného prachu. Zariadenie individuálneho drviaceho systému je umiestnené v jednej bunke s kotlom. Mlyny sú inštalované na nulovej značke: kladivové a stredorýchlostné mlyny - spredu a z bokov kotla a guľové bubnové mlyny - najčastejšie v oddelení bunkra (bunkra-odvzdušňovač). Miesto pre nich sa vyberá s prihliadnutím na minimálnu dĺžku prachových potrubí a jednoduchosť údržby. Odlučovače a cyklóny sú inštalované na horných úrovniach oddelenia bunkra.

Vo výške 9–11 m je k dispozícii plošina s individuálnymi a skupinovými ovládacími panelmi. Sú tam umiestnené aj zberače prachu. Medzi kotlami je zabezpečené miesto na vybudovanie bagerovej čerpacej stanice pre hydraulický systém odstraňovania popola. Pre čerpaciu stanicu je vytvorená jama, ktorej podlaha má značku 3-4 m pod podlahou popolnice, ktorá sa nachádza na nulovej značke. Pri výkonných CPP je bagrová čerpacia stanica umiestnená mimo kotolne v samostatnej prístavbe.

Zo strany dočasného ukončenia objektu do popolnice sa pokladá železničná trať. Na inštalačné a opravárenské práce sú v budove kotla nainštalované dva mostové žeriavy.

Dispozícia turbínového priestoru je určená zvoleným spôsobom usporiadania turbín - pozdĺž alebo naprieč osou budovy. Od toho závisia rozmery miestnosti, usporiadanie pomocných zariadení, dĺžka potrubia pary, napájacej vody a cirkulačnej vody. Pri pozdĺžnom usporiadaní turbín je šírka (rozpätie) turbínovej haly menšia ako pri priečnom usporiadaní a dĺžka haly je väčšia.

Zariadenie v turbínovej hale je umiestnené podľa "ostrovného" princípu. Turbínové jednotky sú inštalované pozdĺž haly s určitým krokom a v blízkosti každej z nich sú inštalované pomocné zariadenia.

Pomocné zariadenia (sieťové a kondenzátne čerpadlá, olejové a plynové chladiče a pod.) sú umiestnené pri nulovej značke podlahy kondenzačnej miestnosti.

Systém mazania ložísk a regulácie turbíny je inštalovaný v jednej bunke s turbínou.

Na úrovni 8–9 m (na blokoch s výkonom 300 MW - 9,6 m; 800 MW - 11,4 m) sú ovládače hlavných posúvačov a ventilov, ako aj prístrojový panel turbín.

Na stálych a dočasných koncoch turbínovej haly sú zabezpečené miesta, ktoré nie sú obsadené zariadeniami, ktoré sú určené na rozloženie dielov počas opravárenských a inštalačných prác. Na tieto miesta sú položené slepé železničné koľaje.

Časť vybavenia turbínovej časti je umiestnená v odvzdušňovacej časti, ktorá má niekoľko poschodí. Na nulovej úrovni sú umiestnené rozvádzače vlastných potrieb a káblové koridory. Na niektorých IES sú tu inštalované aj napájacie čerpadlá, redukčno-chladiace jednotky a ďalšie zariadenia. Na druhom poschodí sú blokové ovládacie panely; na horných podlažiach sú umiestnené odvzdušňovače a nádrže na napájaciu vodu. Inštalácia odvzdušňovačov na horných poschodiach vytvára dodatočný tlak vody na vstupe napájacích čerpadiel, čo zvyšuje spoľahlivosť ich prevádzky a eliminuje kavitáciu.

V turbínovej hale sú inštalované jeden alebo dva mostové žeriavy. Ich nosnosť sa volí na základe zdvíhania najťažšieho zariadenia, ktorým je zvyčajne stator generátora. Značka umiestnenia žeriavu nad plošinou údržby je spravidla taká, že je možné odstrániť valce turbíny a preniesť ich cez prevádzkové turbíny na miesta opravy.

Turbínová hala je vetraná prirodzenou konvekciou cez prevzdušňovaciu lampu vybudovanú na streche budovy a pri veľmi veľkých rozpätiach nie je lampa konštruovaná na odľahčenie strechy a vzduch je dodávaný ventilátormi.

Na obr. 4.4 je znázornené usporiadanie zariadenia elektrárne na práškové uhlie s blokmi s výkonom 300 MW. Hlavná budova zo železobetónových prefabrikátov má rozstup nosných stĺpov 12 m. Turbínová hala je podpivničená, zakopaná 2,7 m. Priestor bunkra-odvzdušňovač je jednopolový. Stena komory smerujúca do kotolne je zarovnaná s prednou stenou kotla. Rovnaké prevedenie budovy sa používa pre IES na tuhé palivo pri úprave prachu na centrálnej prachovni; prachové zásobníky na takýchto IES sú umiestnené medzi kotlami.

Projekt prijal priečne usporiadanie turbín.

Pre blokové ovládacie panely (jeden panel pre dva bloky) na úrovni hlavnej údržby sú k dispozícii miestnosti v bunkri a odvzdušňovači. Na konci priehradky je umiestnená aj hlavná doska (centrálna riadiaca doska TPP).

Všeobecné zásady umiestnenia lokality a hlavného plánu

Elektráreň okrem hlavnej budovy zahŕňa množstvo ďalších pomocných budov a stavieb, ktoré zabezpečujú chod IES ako celku. K hlavnej budove priliehajú plošiny pre zberače popola, odsávače dymu, komíny a vetracie potrubia, palivové zariadenia, uzavretý alebo otvorený rozvádzač, ústredňa, ak je umiestnená v samostatnej budove, technické zariadenia zásobovania vodou, chemická úprava vody, atď. budova pre opravovňu a dielne, skládka popola a kalové potrubia k nej, administratívna, integrovaná pomocná budova, sklady, budovy acetylénových, kyslíkových a kompresorových staníc, príjazdové železničné a motorové komunikácie, rušňové depo, požiarna stanica, zariadenia na úpravu vody, atď.

Väčšina zariadení uvedených vyššie sa nachádza v oplotení elektrárne. Z oplotenia je vyňatá skládka popola, sklady zásobného a úžitkového uhlia, vykurovacie nafty, ak jej kapacita presahuje 10 000 m3, a objekty technickej vody. Elektrické rozvádzače, čerpacie stanice sú umiestnené vo vnútri aj mimo plotu, ale s povinným bezpečnostným plotom.

Zoznam a počet zariadení elektrárne sú ovplyvnené tepelnou schémou, typom použitého paliva a typom vodovodného systému.

Výkonné kondenzačné elektrárne na fosílne palivá sa budujú najmä v blízkosti zdrojov paliva: veľké ložiská uhlia, rašeliny, bridlice, čo zabezpečuje minimálne náklady na dodávku paliva. Pri ich umiestňovaní je dôležitá ich blízkosť k spotrebiteľom energie, čo umožňuje skracovať dĺžku elektrických vedení, hlavných potrubí pary, vody a straty v nich.

Pre IES využívajúce palivo nízkej kvality (lignit, rašelina, bridlica) je nevyhnutnou podmienkou blízkosť poľa. Pri použití kvalitného uhlia však môže byť jeho dodávka cenovo výhodná aj na veľké vzdialenosti, čo umožňuje vybrať si miesto na výstavbu CPP bližšie k spotrebiteľom energie. Pre IES na plyn a vykurovací olej nie je vzdialenosť k zdroju dodávky paliva taká dôležitá, pretože náklady na dodávku týchto druhov paliva sú výrazne nižšie ako v prípade uhlia, rašeliny alebo bridlice.

V podmienkach unifikovaných energetických sústav sa rozširujú možnosti výberu umiestnenia výkonných kondenzačných elektrární. Mali by byť umiestnené v blízkosti rieky, jazera alebo mora, aby sa zabezpečila minimálna dĺžka technickej vodovodnej komunikácie a znížili sa náklady na výstavbu hydraulických zariadení.

Polomer sanitárnej zóny pre IES je zvyčajne 500–1000 m; väčší rozmer je akceptovaný pri spaľovaní palív s vysokým obsahom popola a síry. Pri určovaní veľkosti sanitárnej zóny IES sa berie do úvahy prítomnosť ďalších podnikov v blízkosti lokality, ktoré už vytvárajú určitú úroveň (pozadie) znečistenia v oblasti. V prípade znečistenia pozadia by veľkosť zóny mala byť taká, aby celková úroveň škodlivých látok v atmosfére neprekročila súčasné normy.

Na územnom pláne elektrárne umiestnenie hlavnej budovy predurčuje umiestnenie a dispozičné riešenie všetkých ostatných objektov. Na obr. 4.5 je znázornený hlavný plán uhoľného IES s 300 MW blokmi, typický pre elektrárne s výkonom 2400 a 3000 MW s inštaláciou ôsmich resp. desiatich blokov.

Hlavná budova je umiestnená tak, aby turbínový priestor smeroval k vodnému zdroju; tým je zabezpečená minimálna dĺžka potrubí úžitkovej vody. Pri zásobovaní cirkulujúcou vodou s chladiacimi vežami je orientácia hlavnej budovy určená vhodnosťou trasovania elektrických vedení, železničných tratí a prírodnými podmienkami lokality, najmä smerom prevládajúcich vetrov. Chladiace veže sú zvyčajne umiestnené na strane stáleho konca hlavnej budovy, ktorý by mal byť orientovaný tak, aby stály koniec bol na záveternej strane. Vzdialenosť medzi chladiacimi vežami a hlavnou budovou, ako aj otvoreným rozvádzačom, je zvyčajne najmenej 100 m.

Distribučné zariadenia (RU) sú určené na príjem elektrickej energie zo zdrojov, jej návrat do sústavy alebo distribučnej siete. Rozvádzače rozvádzajú elektrickú energiu medzi ďalšie distribučné zariadenia, rozvodne, výkonové transformátory atď. Pre elektrické zariadenia elektrární sa používajú vysokonapäťové rozvádzače; nízkonapäťové rozvádzače sa používajú v pomocných inštaláciách. Podľa konštrukcie sa rozvádzač delí na uzavreté (ZRU), kedy sú všetky elektrické zariadenia umiestnené v špeciálnych budovách, otvorené (ORU) s umiestnením zariadení vonku v oplotenom areáli, kompletné (KRU), vyrobené z uzavretého kovu skrine so zariadeniami a zariadeniami v nich inštalovanými a pomocnými zariadeniami. Zariadenie vonkajšieho rozvádzača je určené na prevádzku s napätím 35 kV a vyšším a pozostáva zo zbernicových zariadení, olejových ističov, odpojovačov, výkonových a prístrojových transformátorov, ochranných zariadení, automatizácie a signalizácie.

Hlavné schémy elektrického pripojenia TPP sa vyberajú na základe schémy pripojenia a distribúcie energie do energetického systému, pričom sa zohľadňuje celkový a jednotkový výkon inštalovaných jednotiek. Pri ich vývoji sa berú do úvahy tieto počiatočné údaje:

• napätia, pri ktorých sa vyrába elektrina TPP, harmonogramy zaťaženia, sieťové diagramy a počet liniek vychádzajúcich z elektrární, veľkosť výmenných tokov energie;
• skratové prúdy pre každý z vysokonapäťových rozvádzačov (VN), požiadavky na schému zapojenia pre stabilitu paralelnej prevádzky, požiadavky na reguláciu napätia na VJ, potreba inštalácie bočníkových tlmiviek;

• hodnota najväčšieho strateného výkonu pri poškodení ktoréhokoľvek ističa;
• použitie nie viac ako dvoch zvýšených napätí na TPP, ako aj možnosť použitia dvoch rozvádzačov rovnakého napätia s paralelnou prevádzkou týchto rozvádzačov cez okresné siete;
• možnosť vyčlenenia časti vlastných potrieb TPP na napájanie z izolovaného zdroja v prípade havárií sústavy.

V TPP s rozvádzačom napätia generátora by celková kapacita transformátorov spájajúcich tieto rozvádzače s vysokonapäťovými rozvádzačmi mala poskytovať výstup celého činného a jalového výkonu do siete zvýšeného napätia mínus ich vlastné potreby, berúc do úvahy ročný harmonogram spotreby elektrickej energie. , teplo a v núdzových režimoch.

Pri voľbe počtu a celkového výkonu komunikačných transformátorov na rezervovanie záťaží pripojených k napäťovému rozvádzaču generátora elektrizačnou sústavou, keď vypadne z prevádzky iba jeden z generátorov pracujúcich na rozvádzači napätia generátora, sa použijú trojfázové transformátory alebo skupiny samostatných -fázové transformátory sú adoptované na TPP. Pri inštalácii trojfázových transformátorov do blokov je k dispozícii jedna rezerva pre osem blokov.

• Duálne reaktory slúžia na obmedzenie skratových prúdov pri rozvode elektriny pri napätí generátora. Pre rozvádzače s reagovaným vedením sa spravidla používajú schémy zbernica-spínač-reaktor-spínač-reaktor-linka.
• Každý generátor s výkonom 300 MW a viac je na strane vysokého napätia pripojený cez samostatné transformátory (na strane vysokého napätia sú zapojené dva agregáty alebo dva generátory sú pripojené k jednému transformátoru s deleným vinutím). Súčasne sú medzi každým generátorom a transformátorom inštalované prepínače.
• Pre rozvádzač s číslom pripojenia nie väčším ako štyri sa používajú schémy trojuholníka, štvoruholníka a mostíka. Pre rozvádzače s veľkým počtom pripojení pri napätí 330-750 kV a vyššom sa používajú tieto schémy:
• blok (generátor-transformátor-VL-RU znižovacia rozvodňa);
• s dvoma prípojnicovými systémami (SH), so štyrmi spínačmi pre tri okruhy (schéma „4/3“);
• s dvoma prípojnicovými systémami, s tromi spínačmi pre dva okruhy (jeden a pol okruh "3/2");
• blokové schémy generátor-transformátor-line (GTL) s vyrovnávacím-bypass polygónom;
• obvod s jedným alebo dvoma polygónmi s až šiestimi pripojeniami na každý polygón vrátane, prepojený dvoma prepojkami s prepínačmi v prepojkách.

Napäťové rozvádzače generátora sa vyrábajú s jedným systémom prípojníc, využívajúce rozvádzač a skupinové duálne tlmivky na napájanie spotrebiteľov.

Výkon moderných veľkých TPP s blokmi 500, 800, 1000, 1200 MW sa vykonáva pri napätí 220, 330, 500, 750 kV a vyššom.

Na obr. 4.6 je schéma zapojenia kogeneračnej jednotky s ôsmimi 300 MW blokmi a inštaláciou 1200 MW bloku pre rozšírenie. Bloky 1, 2, 3 dodávajú elektrickú energiu do rozvádzača 220 kV, vyrobeného podľa schémy s dvoma pracovnými a obtokovými zbernicovými systémami. Pri rozvoji elektrárne s nárastom počtu prípojok na prípojnice 220 kV je rozčlenený jeden prípojnicový systém. Blok 4 spája rozvádzače 220 kV a 500 kV s autotransformátorom. Kombinované bloky 6, 5 a 7, 8 napájajú elektrinu do rozvádzača 500 kV vyrobeného podľa šesťuholníkovej schémy a pri vývoji a inštalácii bloku 1200 MW - podľa obvodu ističa „3/2“ pre zapojenie (na obrázku je rozšírenie obvodu znázornené bodkovanou čiarou).

Pre kogeneračné jednotky bola široko používaná schéma elektrického zapojenia s dvoma systémami prípojníc na strane generátora a vyšším napätím.

Nárast jednotkovej kapacity turbogenerátorov používaných v tepelných elektrárňach (120, 250 MW) viedol k širokému využívaniu blokových schém elektrických zapojení. V diagrame znázornenom na obr. 4,7, 6–10 kV napäťové spotrebiče sú napájané reagovanými odbočkami z generátorov G1, G2, vzdialenejšie spotrebiče sú napájané cez hlbinné vstupné rozvodne zo 110 kV zberníc. Paralelná prevádzka generátorov, vykonávaná pri vyššom napätí, znižuje skratový prúd na strane 6–10 kV. Spotrebiteľský rozvádzač má dve sekcie s automatickým prepínačom (ATS) na prepínači sekcií. V obvodoch generátora sú pre väčšiu spoľahlivosť napájania inštalované spínače B1, B2. Komunikačné transformátory T1, T2 musia byť konštruované na vydávanie všetkého prebytočného činného a jalového výkonu a musia byť vybavené prepínačom odbočiek. Transformátory blokov G3, G4 je možné vybaviť aj prepínačom odbočiek (znázornený bodkovanou čiarou), ktorý umožňuje zabezpečiť vhodnú úroveň napätia na zberniciach 110 kV pri vydávaní rezervného jalového výkonu na CHPP. prevádzka podľa tepelného plánu. Prítomnosť prepínača odbočiek pri zaťažení pre tieto transformátory umožňuje znížiť kolísanie napätia v pomocných inštaláciách.

Schémy zapojenia pre pomocné potreby

Okrem hlavných blokov - parných kotlov, turbín, generátorov, sú tepelné elektrárne vybavené veľkým počtom mechanizmov, ktoré obsluhujú alebo automatizujú prevádzku hlavných blokov a pomocných zariadení elektrárne. Všetky mechanizmy spolu s ich hnacími motormi, zdrojmi energie, vnútrostaničnými elektrickými sieťami a rozvádzačmi, elektrickými osvetľovacími zariadeniami sú súčasťou komplexu, ktorý sa bežne nazýva pomocná inštalácia. Na TPP inštalácia vlastných potrieb zahŕňa skladovanie paliva a mechanizmy dodávky paliva (autovyklápače, vykladacie žeriavy, dopravníky, korčekové dopravníky, čerpadlá vykurovacieho oleja, sitá, drviče), príprava prachu (mlyny, podávače surového uhlia, mlynské ventilátory, šneky , dávkovače prachu), ťah (ventilátory, odsávače dymu, recirkulačné odsávače dymu), mechanizmy turbínového priestoru (čerpadlá na prívodné, kondenzátové, cirkulačné ejektorové čerpadlá, čerpadlá na čistenie kondenzátu, čerpadlá pre mazacie a riadiace systémy ložísk), chemická úprava vody a množstvo iní.

Okrem uvedených mechanizmov, ktoré slúžia hlavnému technologickému procesu, majú elektrárne pomocné mechanizmy: čerpadlá procesnej vody, požiarne čerpadlá, kompresorové agregáty, motorgenerátory na nabíjanie batérií atď.

Spoľahlivosť prevádzky pomocných mechanizmov do značnej miery určuje spoľahlivosť stanice ako celku. V závislosti od úlohy v technologickom procese stanice sú hlavné mechanizmy vlastných potrieb rozdelené na zodpovedné a nezodpovedné. Zodpovedné sú mechanizmy, ktorých zastavenie práce aj na krátky čas vedie k zníženiu produktivity alebo odstaveniu hlavných blokov elektrárne. Obehové čerpadlá, kondenzátne čerpadlá, olejové čerpadlá parných turbín, napájacie čerpadlá kotlov, odsávače dymu, dúchadlá, podávače prachu atď. patria k najzodpovednejším mechanizmom za ich vlastné potreby. Medzi nezodpovedné mechanizmy patria mechanizmy, ktorých prerušenie prevádzky na určitý čas nespôsobí pokles výkonu elektrickej alebo tepelnej energie.

Elektromotory slúžia na pohon mechanizmov podľa vlastných potrieb. Parný pohon sa používa pre vysokorýchlostné výkonné napájacie čerpadlá jednotiek s nadkritickými parametrami pary.

Maximálny príkon pomocných mechanizmov závisí od typu a výkonu TPP, od druhu a kvality paliva, spôsobov jeho spaľovania a parametrov pary. Od správnej voľby výkonu mechanizmov, výkonu elektromotorov a účinnosti udržania prevádzkového režimu zariadenia v prevádzke závisí aj spotreba elektrickej energie pre vlastnú potrebu 3–14 % a spotreba tepelná energia je 3–10 %.

Ako všetci zodpovední odberatelia elektriny 1. kategórie, aj schémy pomocného napájania majú redundanciu, ktorá zabezpečuje neprerušované napájanie automatickým zapnutím záložného zdroja (ATS). Redundanciu je možné realizovať v implicitnej forme (obr. 4.8), kedy je záložným aj pracovný pomocný transformátor.

V tomto prípade sa každý pracovný transformátor vyberá z hľadiska výkonu z podmienky zásobovania všetkých pomocných potrieb TPP. Takéto schémy redundancie sa používajú na TPP s veľmi nízkym výkonom. Explicitné môže byť aj redundantné napájanie pre pomocné potreby KVET s napäťovými zbernicami generátora (obr. 4.9). V tomto prípade je pre množstvo pracovných pomocných transformátorov k dispozícii jeden rezervný pomocný transformátor (PRTSN), ktorý sa automaticky zapne pre tú časť pomocných potrieb, v ktorej sa pracovný pomocný transformátor vypol. Na každých šesť pracovných transformátorov (riadok) je akceptovaný jeden PRTSN.

Voľba výkonu pracovného transformátora pomocných potrieb bloku je založená na výpočte skutočného zaťaženia pomocných sekcií (blok a obecná stanica, pripojených na pomocné zbernice bloku). Niekoľko motorov je v pohotovosti v rámci jednotky alebo niekoľkých jednotiek (rezervný budič), niektoré mechanizmy pracujú periodicky (čerpadlo na umývanie kyselín, požiarne čerpadlá atď.). Rozbehové transformátory vlastnej potreby sa z hľadiska výkonu rovnajú najväčšiemu pracovnému.

V prípade úplnej dlhodobej (viac ako 30 min) straty frekvenčného napätia elektrickej energie spojenej s haváriami, TPP zabezpečuje spoľahlivé napájanie z neblokovej časti stanice (ak existuje) z najbližších elektrární alebo havarijného stavu. dieselgenerátorové alebo plynové turbínové agregáty týchto spotrebiteľov: elektromotory blokovacích mechanizmov, akumulátory, prístrojové vybavenie, núdzové osvetlenie.

Batérie sú využívané ako zdroje jednosmerného prúdu na TPP, ktoré sú nezávislým zdrojom jednosmerného prúdu schopného napájať svojich spotrebiteľov v prípade havárie na stanici. Spotrebitelia, ktorí sú povinní pracovať za akýchkoľvek podmienok (vrátane núdzových), sú nimi kŕmení. Medzi takýchto spotrebiteľov patria riadiace obvody pre spínače rozvádzačov všetkých napätí, riadiace obvody pre spínacie zariadenia motorov pre pomocné mechanizmy 0,4 kV, poplachové obvody, automatizácia, reléová ochrana, núdzové osvetlenie, núdzové čerpadlá pre riadiace systémy a mazanie turbínových jednotiek. V TPP s jednotkami 300 MW a viac je pre každú jednotku k dispozícii jedna akumulátorová batéria a jedna alebo dve všeobecné staničné batérie. V jednosmerných obvodoch je zabezpečená možnosť vzájomnej redundancie výkonu.

Pre dobíjacie batérie sa spravidla používajú olovené stacionárne batérie typu C alebo CK (pre krátkodobé výboje vysokým prúdom).

Všetky staničné batérie sú prevádzkované v režime stáleho dobíjania. V tomto ohľade je pre každý z nich k dispozícii samostatná nabíjačka. Na nabíjanie všetkých batérií je nainštalovaná jedna nabíjacia jednotka pre celú stanicu.

Miesto pre otvorený rozvádzač (OSG) sa zvyčajne prideľuje zo strany turbínového priestoru a niekedy aj zo strany stáleho konca hlavnej budovy.

V chladiacom systéme Generátor v IES zvyčajne používa vodík. Keďže vodík je výbušný, jeho skladovanie sa odoberá mimo územia hlavnej budovy a niekedy aj mimo územia stanice. Skladuje sa v špeciálnych kontajneroch - vodíkových prijímačoch. Pomocné a pomocné zariadenia IES sú na územnom pláne umiestnené tak, aby bola zabezpečená minimálna dĺžka železničných a cestných trás.

Chemický systém úpravy vody. Na prípravu správnej kvality napájacej a prídavnej vody je v elektrárni inštalovaný systém chemickej úpravy vody (CWT), ktorý spravidla obsahuje čističe, mechanické filtre (sulfónované uhlíkové alebo predpraná celulóza), filtre. na odsoľovanie vody (Na, H - katiónová a aniónová výmena). Zariadenie systému CWT sa nachádza v chemickej dielni IES, umiestnenej v samostatnej budove alebo v kombinovanej pomocnej budove IES. Okrem CWT sa pri prevádzke energetických jednotiek s prietokovými kotlami upravuje kondenzát v blokovom odsoľovacom zariadení (BOU), ktorého súčasťou sú mechanické filtre, filtre so zmiešaným lôžkom a regeneračné filtre na regeneráciu katexu a aniónového výmenníka. .

Technické zásobovanie vodou.

Pre normálnu prevádzku elektrární je potrebná spoľahlivá a neprerušovaná dodávka vody. Spotrebiteľmi vody v IES sú turbínové kondenzátory a procesné kondenzátory, chladiace systémy ložísk zariadení, systémy úpravy vody a hydraulického odstraňovania popola a trosky, početné pomocné výmenníky tepla a systémy. Štruktúra systému technického zásobovania vodou elektrárne zahŕňa: zdroj vody, vstupné a výstupné kanály (vodovody), čerpadlá, chladiče vody. Podľa schémy komunikácií a spôsobov chladenia vody sú systémy rozdelené na priame, reverzné a zmiešané.

Systém sa nazýva prietokový, keď sa všetka voda pre elektráreň odoberá z prírodného zdroja (rieka, jazero alebo more) a po použití sa vypúšťa do toho istého zdroja. Miesto vypúšťania sa volí po prúde, ak je zdrojom rieka, a na mieste vzdialenom od plota, ak je zdrojom jazero alebo more. Komunikačná schéma prietokového systému je znázornená na obr. 4.10.

Voda zo zdroja do elektrárne je privádzaná cez tlakové potrubia alebo gravitačné kanály. Pri tlakovom napájaní je na brehu zdroja vybudovaná čerpacia stanica, z ktorej sú vyvedené železobetónové alebo kovové potrubia do hlavnej budovy. Z potrubí do každej turbíny sú vyrobené vetvy. Pri značnej vzdialenosti elektrárne od zdroja, ako aj pri veľkom výškovom rozdiele medzi kondenzátormi a hladinou vody v zdroji je vybudovaná doplnková čerpacia stanica.

Pri rovinatom teréne je voda privádzaná do hlavnej budovy gravitačnými kanálmi. V tomto prípade sa pri hlavnej budove buduje centrálna čerpacia stanica. Týchto staníc môže byť niekoľko, ak je elektráreň postavená v radoch.

Odpadová voda sa vypúšťa cez uzavreté podzemné kanály, ktoré prechádzajú do otvorených kanálov.

Možnosti využitia priamoprúdového systému sú dané legislatívou krajiny, podmienkami ochrany životného prostredia, parametrami toku rieky. Vodný zákonník Ukrajiny zakazuje používanie systémov technického zásobovania vodou s priamym prietokom.

Najpoužívanejší systém zásobovania obehovou vodou je, keď sa opakovane používa rovnaký objem vody, čo si vyžaduje len malé doplnenie (príkrm) na doplnenie strát vody. Tento systém je uzavretý okruh pozostávajúci z vodného chladiča, čerpadiel a potrubí.

V moderných veľkých tepelných elektrárňach sa používajú systémy zásobovania obehovou vodou, ako aj zmiešané. Najčastejšie používané chladiče sú umelé nádrže, chladiace veže a rozprašovacie bazény. Príkladná schéma so zásobníkom-chladičom je znázornená na obr. 4.11.

Ekonomicky výhodnejšie je usporiadanie zásobníkového chladiča, ktoré zabezpečuje nižšiu teplotu chladenej vody a hlbšie vákuum v kondenzátoroch turbíny. V systémoch s chladiacimi vežami sa plocha odcudzenej pôdy zmenšuje, avšak priemerná ročná teplota chladenej vody po odparovacích chladiacich vežiach a neodvolateľná spotreba vody je vyššia ako v cirkulačných systémoch s rezervoármi. V schéme rozprašovacieho bazéna sa neodvolateľne zvyšuje spotreba vody. Na zásobovanie TPP technickou vodou s výkonom 1 mil. kW je teda ročne potrebných v priemere 0,9 km3 vody, z ktorej hlavná časť (až 95 %) sa spotrebuje na chladenie turbínových kondenzátorov. Pri cirkulačnom systéme zásobovania vodou by sa malo asi 5% celkového objemu doplniť čerstvou vodou, aby sa kompenzovali nenávratné straty vody v technologickom cykle TPP (hlavne kvôli odparovaniu) a aby sa chladiaci systém prečistil, aby sa v ňom zachoval prijateľný soľný režim. . Pri odkalovaní sa odluhová voda vypúšťa do vodných útvarov (rieka alebo nádrž), do ktorých sa s touto vodou dostávajú sírany, chloridy atď.. V cirkulačnom systéme s odparovacími chladiacimi vežami predstavujú nenávratné straty vody 1,5–2 % z celkovej vody. spotreba.

Technické zásobovanie elektrární vodou úzko súvisí s problémom ochrany životného prostredia. Vypúšťanie ohriatej vody (s vysokým obsahom solí pri fúkaní) do vodárenského zdroja alebo odvádzanie tepla ochladenej vody v atmosfére môže nepriaznivo ovplyvniť ekologickú situáciu v okolí.

Pri výbere priemyselných vodovodných systémov je najdôležitejšou podmienkou minimalizácia negatívnych dôsledkov na životné prostredie.

Spotreba paliva v elektrárňach

Palivové hospodárstvo elektrární je komplex technologicky súvisiacich zariadení, mechanizmov a konštrukcií, ktoré slúžia na prípravu a dodávku paliva do kotolne. Štruktúra palivovej hospodárnosti a použitého zariadenia sú odlišné pri použití pevných, kvapalných a plynných palív. Komplex je realizovaný formou kontinuálnej výrobnej linky, ktorej začiatkom je prijímacie a vykladacie zariadenie a koncom je hlavná budova, kam sa dodáva pripravené palivo. Zásobovanie paliva a palivové zariadenia sú umiestnené na strane kotolne nie bližšie ako 200–250 m od hlavnej budovy. Minimálna vzdialenosť je určená prípustným uhlom elevácie dopravníkov paliva.

Dodávka paliva je kombinovaná s rôznymi fázami jeho prípravy, ako aj so skladovaním, vážením a odberom vzoriek. Súhrn všetkých operácií sa nazýva spracovanie paliva.

Príprava tuhého paliva spočíva v jeho vysušení a rozomletí na veľkosť nie väčšiu ako 25 mm a zbavení cudzích predmetov. Kvapalné palivo v procese prípravy je filtrované cez mriežky, ohrievané a privádzané do kotolne pri presne definovaných teplotách a tlakoch. Príprava plynového paliva prakticky nevyžaduje.

Spracovanie paliva, ako hlavná úloha palivového hospodárstva, pozostáva z týchto hlavných operácií: príjem paliva a organizovanie jeho kontroly z hľadiska množstva a kvality; vykladanie prichádzajúcich vozňov; včasná a neprerušovaná dodávka paliva do zásobníkov kotolne a pri použití plynu a vykurovacieho oleja - do horákov parných kotlov; odstraňovanie náhodných kovových a nekovových predmetov z paliva a mletie kúskov tuhého paliva na veľkosť 15–25 mm; skladovanie PHM v skladoch (okrem plynu). V CPP, ktoré využívajú ako palivo uhlie, rašelinu, bridlicovú bridlicu, palivové hospodárstvo pozostáva z železničných tratí v blízkosti stanice (traťových zariadení), vykladacieho zariadenia, zásobovania palivom, budovy na drvenie, bunkrov v hlavnej budove a skladu. V oblastiach s kontinentálnym podnebím a so systematickým príjazdom vagónov so zamrznutým palivom sa okrem uvedených zariadení buduje aj rozmrazovacie zariadenie.

Typická spotreba paliva IES na uhlie je znázornená na obr. 4.12. Palivo sa zvyčajne dodáva po železnici. Prichádzajúce vozne s palivom sú privádzané do vykladacieho zariadenia vybaveného vozňovými vyklápačmi. Pred vykladacím zariadením sú inštalované vozíkové váhy na určenie množstva prichádzajúceho paliva. Pri vykladaní sa uhlie nasype do prijímacej násypky a podávačom sa privádza na prvý prívodný dopravník paliva.

Vo vykladači palivo prechádza prvou fázou prípravy, ktorá spočíva v jeho rozdrvení na kúsky s veľkosťou 200–300 mm. Veľké kusy uhlia sa zadržiavajú na rošte, ktorý pokrýva hornú časť násypky, a drvia sa pomocou drviaceho a frézovacieho stroja (CFM). Na rošte sa zachytia aj veľké cudzie predmety, ktoré sa následne odstránia. Pri absencii DFM sa hrubé mletie uhlia vykonáva kotúčovými drvičmi inštalovanými medzi podávačom a dopravníkom prívodu paliva.

Z vykladača sa uhlie dostáva do prepravnej jednotky, odkiaľ môže byť odoslané do skladu alebo drviacej komory. V drviacom kryte sú inštalované kladivové drviče, ktoré drvia uhlie na kusy. Pred drviče sú inštalované sitá, pomocou ktorých sa okrem drvičov podáva aj uhlie, ktoré si nevyžaduje mletie.

Pri pohybe po dopravníku sa palivo uvoľňuje z náhodných kovových predmetov. Kov sa zachytáva pomocou závesných a kladkových elektromagnetov (separátorov kovov).

Z budovy drviča je uhlie dopravované do hlavnej budovy na vodorovný dopravník a odtiaľ je sypané do zásobníkov surového uhlia parných kotlov.

Diagram ukazuje sklad paliva, kde sa ako prekládkové mechanizmy používajú škrabky a buldozéry. Zo skladu je uhlie podávané do násypky dopravníka, pomocou ktorej sa uhlie dostáva do prekládkovej jednotky a následne do drviaceho telesa. Sklady sú vybavené aj nakladacími žeriavmi, rotačnými nakladačmi a zakladačmi. Množstvo paliva, ktoré je možné prijať, spracovať a pripraviť na spaľovanie alebo skladovanie, charakterizuje výkonnosť palivovej hospodárnosti. Určujúcou výkonovou charakteristikou je celková spotreba paliva všetkými kotlami pri menovitom zaťažení TPP so zohľadnením korekcií na nerovnomernú dodávku paliva a odstávku zariadenia.

Bunkre hlavnej budovy sú určené na vytvorenie zásoby paliva a jeho priebežný výdaj pri zastavení dodávky paliva. Vyrábajú sa vo forme 4-stranného hranolu, prechádzajúceho v spodnej časti do zrezaného ihlana (lievika), ktorý má na konci výstupný otvor. Objem zásobníkov sa počíta na 4–6 hodinovú zásobu paliva.

Sklady slúžia na vytvorenie zásoby paliva v prípade prerušenia jeho dodávky. Sklad plní aj úlohu vyrovnávacej nádrže, ktorá umožňuje vyrovnávať nerovnomernú dodávku paliva.

Skladovacia kapacita sa volí v závislosti od kapacity IES, druhu paliva a vzdialenosti od dodávateľa. Pre uhoľné IES sa skladovacia kapacita počíta na 30-dňovú dodávku. Ak je vzdialenosť k dodávateľovi menšia ako 100 km, sklad sa znižuje na 2 týždne.

Farma vykurovacieho oleja je komplex zariadení a štruktúr určených na príjem, skladovanie, prípravu a dodávku vykurovacieho oleja do kotolne. Hlavnými predmetmi hospodárstva vykurovacieho oleja sú: prijímacie a vykladacie zariadenie, sklad (sklad), čerpacia stanica, ropovody. Tieto objekty spolu s vykurovacími olejovými potrubiami tvoria technologickú schému, ktorej typický pohľad je na obr. 4.13.

Hlavné zariadenie na vykurovací olej sa zvyčajne nachádza mimo územia CES nie bližšie ako 500 m od najbližšieho sídla. Je to diktované protipožiarnymi opatreniami a túžbou zlepšiť ukazovatele hlavného plánu IES. Na miesto sa privádza elektrické vedenie, buduje sa železničná trať a diaľnica. Všetky zariadenia na mazanie sú vybavené spoľahlivou ochranou pred bleskom.

Vykurovací olej sa do IES dodáva železničnou, vodnou alebo potrubnou dopravou a vypúšťa sa do zbernej nádrže. Vo vaničkách pred nádržami sú inštalované hrubé filtre, ktoré slúžia na zachytávanie cudzích predmetov. Z prijímacích nádrží je vykurovací olej prečerpávaný do hlavných skladovacích nádrží, ktoré slúžia na vytvorenie zásoby vykurovacieho oleja.

Zo skladovacích nádrží je vykurovací olej privádzaný samospádom alebo pomocou čerpadiel do objektu čerpacej stanice, kde sú inštalované čerpadlá, výmenníky tepla a jemné filtre. Tu sa vykurovací olej ohrieva, čistí a privádza do kotolne pod vopred stanoveným tlakom.

Technologická schéma zabezpečuje recirkulačné vedenia vykurovacieho oleja, ktoré zabezpečujú jeho nepretržitý pohyb potrubím v potrubiach. Tým sa zabráni jeho zamrznutiu pri zastavení kotlov.

Vykurovací olej v elektrárňach sa používa nielen ako hlavné, ale aj ako pomocné palivo na zapaľovanie kotlov na tuhé palivá. V závislosti od účelu vykurovacieho oleja sa na IES buduje buď hlavné, alebo podpaľovacie zariadenie na vykurovací olej. Hlavná ekonomika sa počíta na dodávku takého množstva vykurovacieho oleja, ktoré zabezpečuje prevádzku všetkých kotlov s menovitým zaťažením; podpaľovanie - len pre súčasné podpaľovanie dvoch kotlov do zaťaženia rovnajúceho sa 30% nominálnej hodnoty.

Na zabezpečenie spoľahlivosti dopravy vykurovací olej sa musí zahrievať počas celej dráhy svojho pohybu. Primárny ohrev na teplotu 35–45°C sa vykonáva v prijímacom a vykladacom zariadení pri vykladaní z nádrží a pohybe po gravitačných podnosoch. Vykurovací olej sa v nádržiach zahrieva až na 90 °С. Konečný ohrev na teplotu 120–150 °C, zvolenú podľa podmienok rozstreku vykurovacieho oleja v dýzach horákových zariadení kotlov, sa vykonáva v ohrievačoch, ktoré sú inštalované v čerpacej stanici.

Tlak vykurovacieho oleja v potrubí, cez ktoré sa dodáva do kotolne, sa volí v závislosti od typu trysiek. Kvalitná atomizácia mechanickými tryskami je zabezpečená pri tlaku 3–4,5 MPa; para - 0,5–1,0 MPa. Tlak 3–4,5 MPa je spoľahlivo zabezpečený len vtedy, keď sú dve skupiny čerpadiel zapojené do série. V prvom stúpne tlak na 1–1,5 MPa, v druhom na vopred stanovenú hodnotu. Jednostupňový nárast tlaku je nespoľahlivý kvôli výskytu kavitačných javov a poruche čerpadiel.

Prijímacie a vykladacie zariadenie je úsek železničnej trate so sklzom medzi koľajnicami, kde sa vypúšťa vykurovací olej z nádrží. Žľab je železobetónový s kovovým opláštením a miernym sklonom dna smerom k prijímacím nádržiam. Parné potrubia sú položené pozdĺž spodnej časti žľabu na ohrev vykurovacieho oleja.

Na urýchlenie vypúšťania sa vykurovací olej v nádržiach ohrieva parou pri tlaku 1–1,2 MPa, privádzanou do nádrže cez horné hrdlo. V niektorých CPP sa na tento účel používajú vykurovacie zariadenia konštruované podľa typu rozmrazovacích zariadení.

Nádrže slúžia na príjem a skladovanie vykurovacieho oleja. Celková kapacita nádrží v sklade je vypočítaná na 15-dňovú dodávku, ak sa vykurovací olej dodáva po železnici a je hlavným palivom. Pri dodaní potrubím je zásoba poskytovaná na 3 dni. Ak je vykurovací olej štartovacím palivom, poskytuje sa 10-dňová rezerva. Na zabezpečenie technologickej spoľahlivosti spracovania a dodávky vykurovacieho oleja do kotolne sú v sklade inštalované minimálne tri nádrže.

Nádrže sú vyrobené z kovu alebo železobetónu. Ich prevedenie môže byť zemné, podzemné alebo polopodzemné. V nádržiach sa vykurovací olej ohrieva parnými povrchovými výmenníkmi tepla a recirkuláciou horúceho vykurovacieho oleja. Para sa do ohrievačov privádza pod tlakom 0,5–0,6 MPa.

Vykurovací olej sa skladuje v nádržiach pri teplote 70–90°C. Pre zníženie tepelných strát do okolia sú steny zemných nádrží pokryté tepelnou izoláciou vo forme rohoží z minerálnej vlny s cínovým obložením z vonkajšej strany alebo vrstvou azbestocementovej omietky.

Čerpacie stanice nafty sú postavené ako samostatná budova s ​​miestnosťami pre čerpadlá, vzduchotechnické zariadenia, ovládací panel a rozvádzač. Z technologického zariadenia čerpacej stanice vykurovacieho oleja sú inštalované čerpadlá, filtre, ohrievače a zariadenia na zachytávanie a úpravu vôd kontaminovaných ropou.

Na čerpanie vykurovacieho oleja sa používajú špeciálne čerpadlá. V čerpacej stanici vykurovacieho oleja sú inštalované odstredivé čerpadlá s horizontálnym hriadeľom a v nádržiach ponorné axiálne čerpadlá. Tieto aj iné majú elektromotory s utesneným krytom.

Hrubé filtre sa vyrábajú vo forme mriežok s článkami 10 × 10 mm2. Jemné čistenie sa vykonáva v puzdrových filtroch cez sitá s bunkami 1 × 1 mm2.

Na dohriatie vykurovacieho oleja na teplotu 120–150°C sa používajú dvojdielne rúrkové výmenníky tepla. Cez potrubia sa pohybuje palivový olej a do medzikružia sa privádza para pod tlakom 1–1,2 MPa.

Miestnosť čerpacej stanice vykurovacieho oleja patrí do kategórie výbušných zariadení. Preto sú všetky elektrické armatúry a elektromotory odolné voči výbuchu. Núdzové uzávery sú inštalované na sacom a výtlačnom potrubí vykurovacej nafty 10–15 m od budovy čerpacej stanice. Ekonomika podpaľovacieho vykurovacieho oleja je spravidla kombinovaná so skladom olejov a palív a mazív.

Úspora paliva IES na plynové palivo pozostáva z plynového distribučného bodu (HDP) a plynovodného systému. Plyn je dodávaný do distribučného miesta plynu z distribučnej stanice umiestnenej mimo IES a napojenej na hlavný plynovod. Tlak plynu pred miestom rozvodu plynu je 1–1,2 MPa a po hydraulickom štiepení 0,05–0,12 MPa. Príprava plynu na spaľovanie spočíva v jeho očistení od prachu a zabezpečení požadovaného tlaku pred horákmi.

Schéma miesta distribúcie plynu (obr. 4.14) zabezpečuje inštaláciu vláknitého filtra na odstraňovanie prachu z plynu, automatického regulátora tlaku plynu, zariadení na meranie tlaku a prietoku plynu, uzatváracích ventilov, ako aj obtokového potrubia na prívod plynu. do kotolne pri opravách na rozvodoch plynu.

Distribučné miesta plynu na výkonných IES sú umiestnené v samostatnej budove, ktorá pozostáva z dvoch miestností: hlavnej, kde sú nainštalované všetky armatúry a zariadenia, a pomocnej, určenej na inštaláciu vykurovania a vetrania. Pri CPP s výkonom do 1200 MW je zvyčajne vybudované jedno distribučné miesto plynu, pri väčšom výkone môžu byť dve a viac.

Pokládka všetkých plynovodov na území IES sa vykonáva na zemi na železobetónových alebo kovových nadjazdoch. Plyn z rozvodu plynu do hlavného vedenia kotolne a z neho do kotlov je privádzaný jedným plynovodom. Na výstupoch do kotlov sú inštalované uzatváracie a regulačné ventily s diaľkovým ovládaním, ako aj zariadenie na meranie prietoku plynu. Na všetkých koncových bodoch plynovodov sa vyrábajú preplachovacie vedenia s tesnými armatúrami, ktoré slúžia na odvod plynu z potrubí pri opravách.

Na zabezpečenie opravárenských prác TPP vyžadujú stlačený vzduch, kyslík a plyn. Na to existuje špeciálny rozvetvený napájací systém pre tieto médiá. Systém stlačeného vzduchu je obsluhovaný kompresorovou stanicou, pričom kyslík je dodávaný z dusíkovo-kyslíkovej stanice.

Organizácia riadenia technologických procesov v tepelných elektrárňach. Zabezpečenie spoľahlivého a efektívneho fungovania všetkých nástrojov kontroly a riadenia a zariadení, ktoré slúžia, závisí od mnohých faktorov a jedným z nich je organizácia riadenia na TPP. Organizáciou riadenia na TPP sa rozumie taká štruktúra vzťahov medzi objektmi riadenia, prevádzkovateľom a prostriedkami kontroly a riadenia, ktorá zabezpečuje vedenie technologického procesu s danými technologickými ukazovateľmi.

Takáto štruktúra je založená na jednej strane na psychologických údajoch človeka (prevádzkovateľa) a na druhej strane na technicko-ekonomických faktoroch, ktoré charakterizujú zariadenie a riadiaci systém. Medzi prvé patria: technická kvalifikácia a skúsenosti operátora, jeho zaškolenie, rýchlosť reakcie na prijaté informácie o stave objektu a priebehu procesu a únava. Medzi druhé patrí typ TPP (blokový alebo zosieťovaný), zložitosť zariadení a technologických schém, úroveň automatizácie zariadenia atď.

Blokové TPP sa vyznačujú riadením všetkých zariadení zaradených do bloku operátorom z blokového ovládacieho panela (BCR).

Samotný objekt má významný vplyv na organizáciu riadenia: jeho konštrukčná zložitosť, technologická schéma, ako aj statické a dynamické charakteristiky. Energetické zariadenia - kotly, turbíny, generátory, čerpadlá atď. - možno zaradiť medzi najzložitejšie celky. To platí vo všeobecnosti aj pre pohonnú jednotku, ktorá je komplexom uvedených zariadení spojených jediným technologickým procesom.

Samotné bloky môžu byť tiež rozdelené podľa stupňa obtiažnosti. Napríklad jednotka bubnového kotla na plyn alebo olej je jednoduchšia ako viacpec alebo viackaskádový prietokový kotol, ktorý spaľuje tuhé palivo.

Úroveň automatizácie tepelných elektrární má veľký vplyv na organizáciu riadenia energetických zariadení.

Riadiaci systém na základe moderných požiadaviek automaticky pripravuje komplexné informačné dáta pre personál, je schopný hľadať optimálne riešenia pri spúšťaní a bežnej prevádzke pohonnej jednotky, chrániť zariadenia pred poškodením a predchádzať nehodám. Táto úroveň si vyžaduje rozsiahle zavedenie výpočtových zariadení.

Organizácia riadenia TPP úzko súvisí s prijatým systémom kontroly pre energetické zariadenia blokov, čo je komplex technických prostriedkov na kontrolu, zhromažďovanie, spracovanie a prezentáciu informácií týkajúcich sa zariadenia a medzi sebou tak, aby s ich pomocou môže personál ovládať zariadenie vo všetkých režimoch jeho prevádzky.

Na moderných TPP je riadiaci systém automatizovaný a má spravidla dve úrovne: prvou je automatizovaný systém riadenia procesov (APCS), ktorý zabezpečuje riadenie jednotlivých blokov, skupín blokov alebo energetického bloku. Druhou úrovňou je automatizovaný riadiaci systém pre tepelnú elektráreň ako celok (ACS TPP), ktorý umožňuje personálu čo najefektívnejšie a najefektívnejšie riadiť nielen elektráreň, ale aj ekonomické aktivity TE.

Systém riadenia energetického zariadenia jednotky je znázornený na obr. 4.15. Zahŕňa tieto podsystémy: informácie; alarmy; diaľkové a automatické ovládanie; automatická regulácia; technologická ochrana a blokovanie.

Informačný subsystém zabezpečuje nepretržitý zber, spracovanie a prezentáciu informácií o prevádzke a stave zariadení a priebehu technologického procesu, získavanie pomocných informácií potrebných pre štúdium situácie, ako aj pre zostavovanie technických správ a výpočet technických a ekonomické ukazovatele prevádzky TPP.

Alarmový subsystém obsahuje zariadenia, ktoré poskytujú prevádzkové informácie o narušení v procesnom režime alebo o prevádzke jednotiek pomocou svetelných alebo zvukových signálov. Alarm má tieto hlavné funkcie: upozorniť personál na porušenie prevádzkových režimov zariadenia alebo na núdzovú situáciu; poskytnúť pochopenie príčiny toho, čo sa deje, a prispieť k vylúčeniu chybných činov, urobiť správne rozhodnutie pre konanie v súčasných podmienkach.

Na TPP sa signalizácia používa na dva účely: technologický a havarijný.

Technologický alarm sa používa na varovanie personálu pred odchýlkou ​​prevádzkových parametrov od stanovených limitov a porušením procesného režimu; patrí sem aj signalizácia činnosti ochrán.

Núdzová signalizácia dáva personálu predstavu o stave mechanizmov (funguje, nefunguje, núdzové zastavenie, zapnutie zálohy atď.).

Podsystémy diaľkového a automatického riadenia vykonávajú diskrétny účinok na elektrifikované pohony mechanizmov a uzatváracích a regulačných ventilov umiestnených na rôznych miestach pohonnej jednotky, a to diaľkovo z riadiacej stanice alebo automaticky podľa určených logických programov. Na moderných TPP dosiahlo diaľkové ovládanie vysoký stupeň centralizácie: asi 80 % pohonov ventilov a 90 % pomocných zariadení je ovládaných z blokových alebo skupinových dosiek. Diaľkové ovládanie môže byť individuálne alebo skupinové.

Skupinové ovládanie umožňuje vydať príkaz buď súčasne viacerým pohonom (napríklad viacerým ventilom na paralelných paro-vodných dráhach kotla), alebo jednému pohonu skupiny funkčne prepojených mechanizmov s ďalším vývojom príkazu podľa konkrétny program.

Ďalším vývojom riadenia skupín sú hierarchické systémy riadenia funkčných skupín.

Podsystém automatického riadenia je jednou z najdôležitejších súčastí riadiaceho systému, pretože tvorí základ pre automatizáciu výrobných procesov a je jeho najvyššou úrovňou. Automatické riadenie zvyšuje efektivitu inštalácie, zvyšuje spoľahlivosť jej prevádzky a zvyšuje produktivitu personálu. V schémach automatického riadenia energetických zariadení možno rozlíšiť štyri hlavné skupiny regulátorov.

Do prvej skupiny patria obzvlášť zodpovedné regulátory, ktoré zabezpečujú spoľahlivosť blokov. Funkcie takýchto regulátorov nie je možné nahradiť ručným zásahom operátora a ich porucha zvyčajne vedie k zastaveniu jednotky (napríklad regulátora otáčok turbíny).

Do druhej skupiny patria regulátory režimov, ktoré zabezpečujú priebeh procesu (napríklad regulátory spaľovania, regulátory teploty pary). Ich vypnutie zvyčajne nespôsobí zastavenie jednotky, pretože reguláciu, aj keď je menej hospodárna, možno vykonať manuálne.

Do tretej skupiny patria spúšťacie regulátory, ktoré zabezpečujú udržiavanie potrebných parametrov pri spúšťaní bloku. Tieto regulátory sa nezúčastňujú normálnej prevádzky.

Nakoniec štvrtú skupinu tvoria miestne regulátory, ktoré zabezpečujú reguláciu pomocných procesov, napríklad hladiny vody v odvzdušňovačoch, ohrievačoch atď.

Všeobecnou úlohou automatického riadenia je udržiavať optimálne podmienky pre priebeh akéhokoľvek technologického procesu bez zásahu človeka. V tepelných elektrárňach medzi takéto podmienky patrí súlad medzi elektrickým zaťažením turbogenerátora a výkonom parogenerátora (v blokových zariadeniach), udržiavanie tlaku a teploty pary v stanovených medziach; ekonomické spaľovanie paliva; prispôsobenie výkonu kŕmnej stanice záťaži parogenerátorov, ako aj udržanie stabilných hodnôt parametrov množstva pomocných procesov.

Technologický ochranný a blokovací subsystém je široko používaný na ochranu zariadení pred poškodením a predchádzanie nehodám. Na elektrických zariadeniach (elektromotory, generátory, transformátory) sa používajú ochrany proti preťaženiu, prepätiu, prúdu, blesku a iné. Ochrana tepelno-mechanických zariadení sa začala rozvíjať v súvislosti s masívnym uvádzaním veľkých energetických jednotiek do prevádzky. Počet ochrán a zložitosť ich konštrukcie do značnej miery závisia od konštrukčných prvkov a spoľahlivosti hlavného zariadenia. Pre správnu činnosť zariadení TPP má veľký význam včasné a presné určenie základnej príčiny prevádzky ochrany. Na tento účel sa používajú svetelné a zvukové alarmy a systémy na určenie základnej príčiny činnosti ochrany.

Štruktúra organizácie riadenia na TPP blokového typu je znázornená na obr. 4.16. Obsahuje:

• centrálny ovládací panel TPP (TSCHU), na ktorom je umiestnený inžinier závodu v službe (DIS);
• blokové ovládacie panely (MSC) - umiestnenie operátorov bloku (Op) spojených so službukonajúcim inžinierom stanice;
• miestne ovládacie panely (LSC) pre všeobecné staničné zariadenia, zásobovanie palivom a chemickú úpravu vody so stálou obsluhou a čerpanie vykurovacieho oleja, kompresor a elektrolýzu, obsluhované traťovými majstrami (Ob).

Centrálny ovládací panel sa používa na ovládanie prvkov komunikácie s energetickým systémom a z neho sa vykonávajú:

• ovládanie odpojovačov vedenia a prípojníc všetkých vysokonapäťových rozvádzačov a autotransformátorov pre komunikáciu medzi vysokonapäťovými rozvádzačmi (RU) a ich ovládaním;
• manuálna synchronizácia na zbernicových zariadeniach a prepínačoch autotransformátorov na komunikáciu medzi vysokonapäťovými rozvádzačmi;
• riadenie záložných zdrojov pre pomocné potreby 6 kV a elektromotorov záložných budičov a riadenie nad nimi;
• riadenie centrálnej pobrežnej čerpacej stanice.

Malé množstvo informácií o prevádzke blokov je sústredených na centrálnom dispečingu, signalizuje poruchu vybavenia verejných zariadení, ktoré nemajú stálu obsluhu, signalizuje stav všetkých prvkov ovládaných z centrálneho ovládacieho panela, ako aj ako signalizácia polohy spínacích zariadení.

Pre veľkokapacitné elektrárne (2400 MW a viac) už toto množstvo informácií o prevádzke blokov prichádzajúcich do centrálneho dispečingu, kde sa nachádza DIS, nestačí. Potrebné sú rozsiahlejšie informácie o prevádzke blokov, stave zariadení, ako aj znalosť množstva technicko-ekonomických ukazovateľov potrebných na identifikáciu efektívnosti TE. Za týmto účelom by centrálna dozorňa mala byť vybavená verejným informačným a výpočtovým centrom na zber a spracovanie údajov potrebných na analýzu prevádzky JE a ich prenos do vyššieho energetického združenia. Informácie v tomto bode môžu pochádzať z blokových informačných výpočtových zariadení, ako aj priamo zo štandardných meracích zostáv bloku.

Riadiaca miestnosť slúži na diaľkové monitorovanie a ovládanie jednotky. Z tejto dosky je riadený blok v normálnom režime a v núdzových situáciách spúšťanie a plánované odstavenie bloku alebo jeho jednotlivých blokov.

Pre získanie optimálnych riešení je časť ovládacích a riadiacich nástrojov súvisiacich s jednotlivými jednotkami umiestnená na lokálnych ovládacích paneloch (LCD) - pri jednotkách. Takéto štíty boli inštalované napríklad pre horáky parogenerátora, regeneračný systém a boli napojené na velín s poplašným systémom. Miestne ovládacie panely pre všeobecné inštalácie zariadení sa používajú na spúšťanie a zastavovanie jednotiek, rýchle spínanie elektrifikovaných uzatváracích ventilov, ako aj na monitorovanie prevádzky zariadenia a narušenie signálov pri jeho prevádzke.

V organizácii riadenia na TPP, ktorá zabezpečuje jasnú interakciu operačného personálu všetkých pozícií, sú široko používané moderné komunikačné a signalizačné prostriedky. Na prenos príkazov DIS a operátorov MR na prevádzkový personál sa používajú tieto typy operačnej komunikácie: obojsmerná komunikácia medzi DIS a podriadeným operačným personálom; obojsmerná komunikácia operátorov dispečingu s podriadeným personálom (chodcom zariadení); celostaničná a bloková príkazová a vyhľadávacia komunikácia.

Operatívna obojsmerná komunikácia môže byť kombinovaná - telefón a hlasitý odposluch. Tieto typy prevádzkovej komunikácie môžu byť doplnené o priemyselné viackanálové televízne inštalácie. Inžinier stanice v službe má navyše schopnosť viesť kruhovú komunikáciu a pripojiť magnetofón.

Čistenie spalín, odstraňovanie popola

Systém čistenia spalín existuje vďaka tomu, že splodiny horenia obsahujú toxické zložky škodlivé pre životné prostredie: popolček, oxidy síry (SO2 a SO3) a oxidy dusíka (NO a NO2). Na ich odstránenie s výstupom sa používajú pomocné zariadenia plyn-vzduch (ventilátory, odsávače dymu), ktoré privádzajú spaľovací vzduch do pece kotolne a odvádzajú splodiny horenia.

Trakcia môže byť prirodzená a umelá. Prirodzený ťah sa vykonáva pomocou komína kvôli rozdielu v hustotách atmosférického vzduchu a horúcich plynov v komíne.

V inštaláciách s vysokým aerodynamickým odporom plynovej cesty, keď komín neposkytuje prirodzený ťah, sa využíva umelý ťah inštaláciou odsávačov dymu. Vákuum vytvorené odsávačom dymu je určené aerodynamickým odporom cesty plynov a potrebou udržiavať vákuum v peci 20–30 Pa. V kotolniach malých CPP je vákuum vytvorené odsávačom dymu 1–2 kPa a vo výkonných 2,5–3 kPa.

Na prívod vzduchu do pece a prekonanie aerodynamického odporu vzduchovej cesty (vzduchové kanály, ohrievač vzduchu, vrstva paliva alebo horáky) sú pred ohrievač vzduchu inštalované ventilátory.

Pri prevádzke elektrárne na tuhé palivo je povinné používať zberače popola, ktoré sa podľa princípu činnosti delia na mechanické (suché a mokré) a elektrostatické. Mechanické zberače suchého popola cyklónového typu oddeľujú častice od plynu v dôsledku odstredivých síl pri rotačnom pohybe prúdu. Stupeň zachytenia popola v nich je 75–80 % s hydraulickým odporom 0,5–0,7 kPa. Mechanické zberače mokrého popola sú vertikálne cyklóny s vodným filmom stekajúcim po stenách. Stupeň zachytenia popola v nich je vyšší a presahuje 80–90 %. Elektrostatické odlučovače poskytujú vysoký stupeň čistenia plynu (95–99 %) s hydraulickým odporom 150–200 Pa bez znižovania teploty a zvlhčovania spalín.

Na odstraňovanie trosky a popola mimo priemyselného areálu elektrární na práškové uhlie existuje systém odstraňovania popola a trosky. V CPP sa používajú tri hlavné spôsoby odstraňovania popola: mechanické (pomocou skrutiek alebo pásových dopravníkov), pneumatické (pod tlakom vzduchu v uzavretých potrubiach alebo kanáloch) a hydraulické (preplachovanie vodou v otvorených alebo uzavretých kanáloch). Najbežnejšia je hydraulická metóda.

Skládky popola slúžia na uskladnenie odstránenej trosky a popola. Kapacita skládky popola je dimenzovaná na jej naplnenie na 15–20 rokov. Skládky popola sú umiestnené v roklinách, nížinách a chránené násypom (hrádzou). Pri usadzovaní zmesi popola a trosky privádzanej na skládku popola vypadáva troska a častice popola a vyčistená voda steká do zberných studní, odkiaľ je privádzaná do kotla na opätovné použitie alebo čistená a vypúšťaná do blízkej nádrže. Aby sa predišlo zaprášeniu, vyplnená plocha skládky popola je pokrytá zeminou a je na ňu zasiata tráva.

Teraz, v súvislosti s rastúcimi obavami vo svete zo škodlivých emisií z prevádzky tepelných elektrární spaľujúcich uhlie, sa vynakladá maximálne úsilie na zvýšenie ich účinnosti a zlepšenie environmentálnej výkonnosti ich prevádzky.

Na konci XX - začiatku XXI storočia. vo svete boli uvedené do prevádzky energetické bloky TPP so zlepšeným environmentálnym výkonom, účinnosťou. čo je v rozmedzí 42-49% vďaka použitiu najnovších vysokoteplotných technológií na výrobu elektriny (tabuľka 4.1).

Tabuľka 4.1 Príklady aplikácie pokročilých technológií výroby energie v Európe, USA, Japonsku a Číne

		Menovitý výkon jednotky, MW	Tlak pary, MPa	pracovná teplota pary,	Teplota pary prehrievača RH1, °C	Teplota prehrievacej pary RH2,	Nominálna účinnosť, %
Holandsko
Fínsko
Nemecko
Nemecko

Ako je vidieť z tabuľky 4.1, energetické bloky s jedným superkritickým a supersuperkritickým dohrevom pary úspešne fungujú v Nemecku, Dánsku, Holandsku, ako aj v krajinách juhovýchodnej Ázie.

Jednou z najekologickejších a najproduktívnejších uhoľných elektrární na svete na začiatku 21. storočia je tepelná elektráreň Hemweg v Holandsku, ktorej energetický blok Hemweg 8 dosiahol v máji plný projektovaný výkon 630 MW. 1994.

Jednou z jeho hlavných vlastností je použitie kotla v režime superkritického tlaku na dosiahnutie vysokej tepelnej účinnosti. (42 %) a v dôsledku toho prítomnosť nízkych emisií CO2. Aby sa zabezpečila optimálna prevádzka elektrárne,

okrem vyspelých technológií prevádzky a riadenia emisií boli použité komplexné riadiace a prevádzkové systémy, a to: moderný riadiaci systém na optimalizáciu chodu pohonnej jednotky; moderné metódy riadenia a údržby na zabezpečenie vysokej účinnosti a prevádzky pohonnej jednotky; Spracovanie pevných zvyškov na použitie ako stavebný materiál pri stavbe budov a ciest; čistenie kvapalných odpadových vôd, aby sa minimalizovalo riziko kontaminácie pôdy alebo vody.

Od augusta 2002 je na TPP Niederaussem (Nemecko) v prevádzke pohonná jednotka „K“ s výkonom 1000 MW s, parametrami ostrej pary 27,4 MPa, 580 °C, ktorej dôležitou vlastnosťou je využitie v. -vlhké hnedé uhlie s výhrevnosťou 1890–2510 kcal /kg.

V Dánsku úspešne fungujú energetické bloky Skaerbaek 3 a Nordjyland 3 s výkonom 411 MW s dvojitým prihrievaním pary, vďaka čomu sa podarilo zvýšiť účinnosť týchto blokov. až 49 a 47 %.

Prevádzka elektrární s využitím najnovších technológií ukázala, že je možné dosiahnuť vysokú úroveň čistého spaľovania uhlia, čo umožňuje znížiť (až na nulu) emisie CO2 a iných škodlivých látok do životného prostredia, vysoký cyklus výkonu a vynikajúci výkon tepelných elektrární.

V meste Grevenbroich / Neurat (Nemecko) sa v súčasnosti stavia jedna z najmodernejších tepelných elektrární na svete využívajúca hnedé uhlie. Dva bloky novej tepelnej elektrárne, ktoré vznikajú, budú mať výkon po 1100 MW a pomerne vysokú účinnosť pre uhoľné elektrárne. – 43 %.

Ročne sa „ušetria“ emisie 6 miliónov ton oxidu uhličitého (СО2) a emisie oxidu siričitého, oxidu dusíka a prachu sa znížia o tretinu. Táto úroveň účinnosti bude dosiahnutá použitím nových konštrukčných materiálov, elektrostatických filtrov a plnej automatizácie elektrárne, ktorej prevádzka bude riadená z centrálneho dispečingu. Predbežne sa plánuje pripojenie elektrárne k sieti v roku 2014.

V súčasnosti energetici zjednotenej Európy pokračujú v práci na vytvorení vylepšenej pohonnej jednotky s teplotou živej pary 700 °C a kotla na práškové uhlie pre túto jednotku (projekt sa nazýva AD 700 PF). Táto práca spojila všetkých popredných výrobcov energetických strojov, ako aj najväčšie energetické spoločnosti, výskumné a dizajnérske organizácie v západnej Európe. Spoločnosti ako Alstom, Mitsui Babcock, Ansaldo, Enel, Deutsche Babcock, KEMA, EDF, ako aj známe hutnícke spoločnosti British Steel, Sandvik Steel, „Special Metals“ atď. Využívajú sa skúsenosti popredných energetických spoločností do úvahy, ktorá ešte koncom 90. rokov dvadsiateho storočia vyrobila niekoľko výkonných uhoľných energetických jednotiek s účinnosťou. v rozmedzí 42 – 45 %.

Vývojári Alstomu pri práci na projekte AD 700 PF pripravujú podklady na vytvorenie 400 MW demonštračnej jednotky s vežovým kotlom s nasledovnými parametrami:

• vysokotlaková para: 991 t/h, 35,8 MPa, 702 °C;
• ohrievacia para: 782 t/h, 7,1 MPa, 720 °C;
• teplota napájacej vody 330°C. Podľa predbežných odhadov účinnosť razra
• práškového uhlia v rámci projektu AD 700 PF bude 53–54 %, čo umožní ušetriť veľké množstvo paliva a výrazne znížiť emisie toxických znečisťujúcich látok (NOx , SOx ), ako aj
• skleníkových plynov (CO2).

1. Čo je to elektroenergetika?

Elektroenergetika je základom celej ekonomiky krajiny a základom existencie modernej spoločnosti.

2. Povedzte nám, aké typy elektrární existujú u nás. Aké sú ich špecifiká?

Hydraulické elektrárne (HPP). Ako zdroj pohybu využívajú energiu pohybu vodných más. Vyznačujú sa dlhou dobou výstavby a vysokou cenou, no ich obsluha je veľmi jednoduchá a vyžaduje minimálnu prácnosť.

Tepelné elektrárne (CHP). Pracujú na tradičných druhoch palív (uhlie, plyn, vykurovací olej, rašelina). Sú dva druhy. V kondenzačných elektrárňach sa odpadová para, ktorá prešla turbínou, ochladzuje, kondenzuje a opäť vstupuje do kotla. V kombinovaných teplárňach odpadová para ohrieva vodu, ktorá sa používa na vykurovanie. Maximálna prepravná vzdialenosť pre teplú vodu je 20 km. Elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny sa stavajú oveľa rýchlejšie a ich výstavba stojí oveľa menej ako vodné elektrárne, ale na svoju prevádzku si vyžadujú viac práce a nepretržitú ťažbu a prepravu neobnoviteľných fosílnych palív. Vplyv týchto elektrární na životné prostredie je veľký. Najväčšie škody spôsobujú stanice na uhlí, najmenej - na plyne.

Jadrové elektrárne (JE) v Rusku sa využívajú najmä na výrobu elektriny, aj keď už existujú stanice na dodávku tepla. Jadrové elektrárne sú veľmi zložité objekty. Mali by sa posudzovať v rámci celého jadrového palivového cyklu: ťažba uránových rúd, ich obohacovanie, výroba palivových článkov, výroba elektriny v jadrových elektrárňach, spracovanie a likvidácia jadrového odpadu. Záverečnou fázou cyklu by mala byť demontáž jadrových zariadení jadrových elektrární po 20-25 rokoch ich prevádzky.

Jadrové elektrárne nevyžadujú hromadnú prepravu paliva, takže ich možno postaviť aj v najodľahlejších oblastiach. Hlavnými smermi rozvoja jadrových elektrární sú vývoj bezpečných, ekonomických nových reaktorov.

Geotermálne rastliny využívajú podzemné teplo. Nachádza sa tu experimentálna prílivová elektráreň s výkonom 12 MW. Čo sa týka veternej alebo solárnej energie, ich využitie v Rusku je extrémne obmedzené.

3. Aký je vzťah medzi dostupnosťou vodných zdrojov a umiestnením vodných elektrární?

Najväčšie vodné elektrárne v krajine boli postavené na riekach východnej Sibíri (Angara, Yenisei). Na riekach Angara, Yenisei a ďalších ruských riekach sa výstavba vodných elektrární spravidla uskutočňuje v kaskádach, ktoré sú skupinou elektrární usporiadaných v krokoch pozdĺž vodného toku na dôsledné využitie jej energie.

4. Rozdeliť elektrárne vzostupne podľa ich podielu na výrobe elektriny: a) jadrové elektrárne; b) TPP; c) vodná elektráreň.

Správna odpoveď je: b) tepelná elektráreň, c) vodná elektráreň, a) jadrová elektráreň.

5. Zápas.

Typ elektrárne Názov elektrárne

Atómový. A. Mutnovskaja.

Vodná elektráreň. B. Kostroma.

Geotermálne. V. Bratskaja.

Thermal G. Kurskaya

Atómový. A. Kurskaja.

Vodná elektráreň. B. Bratskaja.

Geotermálne. V. Mutnovskaja.

Thermal G. Kostroma

7. Podľa mapy na str. 252-253 Aplikácie určujú, ako sa nachádzajú najväčšie vodné elektrárne, tepelné elektrárne a jadrové elektrárne. Skúste vysvetliť toto umiestnenie elektrární.

Tepelné elektrárne sú umiestnené buď v oblastiach ťažby paliva alebo v oblastiach spotreby energie. Hlavné kapacity VE sú sústredené na sibírskych riekach. Takmer všetky jadrové elektrárne sa nachádzajú v európskej časti Ruska; sústredené najmä v oblastiach, ktoré nemajú vlastné zásoby paliva.

Štruktúra výroby elektriny v niektorých krajinách sveta jasne odráža špecifiká národných ekonomík štátov. Tie krajiny, ktoré majú zdroje uhľovodíkov alebo majú možnosť ich výmeny za výhodných podmienok, sa zameriavajú na tepelnú energetiku. Tie krajiny, ktorých geografický reliéf obsahuje významný potenciál riek, ho tiež určite využívajú. Existujúci vedecký potenciál využívajú aj určené krajiny na výrobu atómovej energie. Špecifickosť výroby elektriny v krajine teda odráža hlavné výhody a smery rozvoja národných ekonomík, ktoré predvídajú alebo sa snažia predvídať vyčerpateľnosť energetických zdrojov, rentabilitu výroby energie, obnovu zdrojov, silu energetických tokov tzv. potrebné na udržanie vlastnej štátnej nezávislosti.

9. V zahraničí aktívne využívajú ekologickú elektrinu: veternú, slnečnú. Čo si myslíte, aké sú perspektívy využitia veternej a slnečnej energie u nás? Čo bráni ich používaniu?

V Rusku je úlohou zvýšiť efektivitu výroby elektriny a tepla zavádzaním vyspelých technológií a moderných vysoko úsporných zariadení.

Čo sa týka veternej alebo solárnej energie, ich využitie v Rusku je dnes možné len vo forme malých zariadení, ktoré nepredstavujú výrobnú hodnotu. Reálnejšou perspektívou je zvýšenie podielu využívania zemného plynu.

Urobte si malý prieskum u vás doma. Zistite: a) koľko elektrických bodov je v ňom; b) koľko elektrických spotrebičov; c) ktoré z nich neustále pracujú; kolko mesacne a rocne platis za elektrinu. Čo robí vaša rodina pre úsporu energie? Čo ešte môžete navrhnúť na záchranu?

A) v našom dome je 10 elektrických zásuviek;

B) v našom dome je 18 elektrických spotrebičov;

C) Neustále pracujú: chladnička, elektrický vykurovací kotol, počítač, hodiny, ventilačná jednotka;

D) platíme 2 000 rubľov za elektrinu mesačne, 24 000 rubľov ročne;

Na úsporu energie sa používajú energeticky úsporné žiarovky a spotrebiče. Ako návrh stojí za zváženie možnosť prechodu na vykurovanie bytového domu zemným plynom.

Kurz prednášok o disciplíne

"Technológie zásobovania energiou a energetickej účinnosti"

Modul 1. Výroba energie. 2

Téma 1. Základné informácie o tepelných elektrárňach. 2

Téma 2. "Hlavné a pomocné zariadenia TPP". 19

Téma 3. Premena energie v tepelných elektrárňach.. 37

Téma 4 „Jadrové elektrárne“. 58

Téma 5 "Základné informácie o vodných elektrárňach." 72

Modul 2. Systémy výroby a distribúcie nosičov energie. 85

Téma 6. „Energetické zdroje“. 85

Téma 7 "Základné systémy výroby a distribúcie nosičov energie priemyselných podnikov." 94

Modul 1. Výroba energie.

Téma 1. Základné informácie o tepelných elektrárňach.

1.1 Všeobecné informácie.

1.2 Tepelné a technologické schémy tepelných elektrární.

1.3 Dispozičné schémy tepelných elektrární.

Všeobecné informácie

Tepelná elektráreň(TPP) - elektráreň, ktorá vyrába elektrickú energiu v dôsledku premeny tepelnej energie uvoľnenej pri spaľovaní fosílnych palív. Prvé tepelné elektrárne sa objavili koncom 19. storočia a v polovici 70. rokov 20. storočia. V 20. storočí sa tepelné elektrárne stali hlavným typom elektrární na svete. Podiel nimi vyrobenej elektriny v Rusku je asi 80% a vo svete asi 70%.

Väčšina miest v Rusku je zásobovaná elektrickou energiou z tepelných elektrární. V mestách sa často využívajú kogeneračné jednotky - kombinované teplárne, ktoré vyrábajú nielen elektrinu, ale aj teplo vo forme horúcej vody alebo pary. Napriek vyššej účinnosti je takýto systém dosť nepraktický, pretože na rozdiel od elektrického kábla je spoľahlivosť vykurovacej siete extrémne nízka na veľké vzdialenosti, pretože účinnosť diaľkového vykurovania je výrazne znížená v dôsledku poklesu teploty chladiacej kvapaliny. . Odhaduje sa, že pri dĺžke vykurovacieho vedenia viac ako 20 km (typická situácia pre väčšinu miest) sa inštalácia elektrického kotla v rodinnom dome stáva ekonomicky výhodnejšou.

V tepelných elektrárňach sa chemická energia paliva premieňa najprv na teplo, potom na mechanickú a potom na elektrickú energiu.

Palivom pre takúto elektráreň môže byť uhlie, rašelina, plyn, ropná bridlica, vykurovací olej. Tepelné elektrárne sa delia na kondenzačné (CPP), určené len na výrobu elektrickej energie, a elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (KVET), vyrábajúce okrem elektrickej energie aj tepelnú energiu vo forme horúcej vody a pary. Veľké IES okresného významu sa nazývajú štátne okresné elektrárne (GRES).

Tepelné a technologické schémy tepelných elektrární

Základný tepelný diagram TPP zobrazuje hlavné toky nosiča tepla spojené s hlavným a pomocným zariadením v procesoch premeny tepla na výrobu a dodávku elektriny a tepla. V praxi sa tepelný okruh redukuje na schému paro-vodnej cesty tepelnej elektrárne (elektrárenskej jednotky), ktorej prvky sú zvyčajne prezentované na podmienených obrázkoch.

Zjednodušený (základný) tepelný diagram tepelnej elektrárne spaľujúcej uhlie 1. Uhlie sa privádza do palivovej násypky 1 a z nej do drviaceho zariadenia 2, kde sa mení na prach. Uhoľný prach vstupuje do pece generátora pary (parného kotla) 3, ktorý má sústavu potrubí, v ktorých cirkuluje chemicky čistená voda, nazývaná napájacia voda. V kotli sa voda ohrieva, vyparuje a výsledná nasýtená para sa privedie na teplotu 400-650 °C a pod tlakom 3-25 MPa vstupuje parovodom do parnej turbíny 4. Parametre prehriatej pary (teplota a tlak na vstupe do turbíny) závisí od výkonu blokov.

Kompletná tepelná schéma sa líši od princípu tým, že plne zobrazuje zariadenia, potrubia, uzatváracie, regulačné a ochranné ventily. Kompletná tepelná schéma energetického bloku pozostáva zo schém jednotlivých blokov vrátane celozávodného bloku (rezervné kondenzátne nádrže s prečerpávacími čerpadlami, napájanie vykurovacej siete, ohrev surovej vody a pod.). Pomocné potrubia zahŕňajú obtokové, drenážne, drenážne, pomocné, nasávanie zmesi pary a vzduchu.

Obrázok 1 - Zjednodušený tepelný diagram tepelnej elektrárne a vzhľad parnej turbíny

Tepelné CPP majú nízku účinnosť (30 – 40 %), pretože väčšina energie sa stráca v dymových plynoch a chladiacej vode z kondenzátora. IES na fosílne palivá sa zvyčajne stavajú v blízkosti miest ťažby paliva..

CHPP sa od CPP líši špeciálnou tepelnou a energetickou turbínou inštalovanou na nej s medziodbermi pary alebo s protitlakom. V takýchto zariadeniach sa teplo z výfukovej pary čiastočne alebo dokonca úplne využíva na dodávku tepla, v dôsledku čoho sú straty vody s chladiacou vodou znížené alebo úplne chýbajú (v zariadeniach s protitlakovými turbogenerátormi). Podiel parnej energie premenenej na elektrickú energiu pri rovnakých počiatočných parametroch je však v zariadeniach s kogeneračnými turbínami nižší ako v zariadeniach s kondenzačnými turbínami. V CHPP sa jedna časť pary úplne využíva v turbíne na výrobu elektriny v generátore 5 a potom vstupuje do kondenzátora 6 a druhá časť, ktorá má vysokú teplotu a tlak (na obrázku prerušovaná čiara), je odoberaný z medzistupňa turbíny a využívaný na zásobovanie teplom. Čerpadlo 7 kondenzátu cez odvzdušňovač 8 a potom napájacie čerpadlo 9 sa privádza do generátora pary. Množstvo odobratej pary závisí od potrieb podnikov na tepelnú energiu.

Účinnosť CHP dosahuje 60-70%.

Takéto stanice sú zvyčajne postavené v blízkosti spotrebiteľov.- priemyselné podniky alebo obytné oblasti. Najčastejšie pracujú na dovážanom palive.

Uvažované tepelné elektrárne formou hlavného tepelného bloku (parná turbína) patria k parným turbínovým staniciam. Tepelné stanice s plynovou turbínou (GTU), kombinovaným cyklom (CCGT) a dieselovými elektrárňami sa stali oveľa menej rozšírenými.

Najekonomickejšie sú veľké elektrárne s tepelnou parnou turbínou. V parnom kotli sa viac ako 90 % energie uvoľnenej palivom prenáša na paru. V turbíne sa kinetická energia prúdov pary prenáša na rotor (obrázok 1). Hriadeľ turbíny je pevne spojený s hriadeľom generátora. Moderné parné turbíny pre tepelné elektrárne sú vysokorýchlostné (3000 ot./min.) vysoko ekonomické stroje s dlhou životnosťou. Ich kapacita v jednohriadeľovej verzii dosahuje 1200 MW, a to nie je limit. Takéto stroje sú vždy viacstupňové, to znamená, že zvyčajne majú niekoľko desiatok kotúčov s pracovnými lopatkami a pred každým kotúčom rovnaký počet skupín trysiek, ktorými prúdi prúd pary. Súčasne sa postupne znižuje tlak a teplota pary.

CPP s vysokým výkonom na organické palivo sa v súčasnosti stavajú najmä pre vysoké počiatočné parametre pary a nízky konečný tlak (hlboké vákuum). To umožňuje znížiť spotrebu tepla na jednotku vyrobenej elektriny, pretože čím vyššie sú počiatočné parametre p 0 a T 0 pred turbínou a pod konečným tlakom pary R k, tým vyššia je účinnosť inštalácie. Para vstupujúca do turbíny je preto privedená na vysoké parametre: teplota je až 650°C a tlak až 25 MPa.

Obrázok 2 ukazuje typické tepelné schémy IES na organickom palive. Podľa schémy na obrázku 2a sa teplo dodáva do cyklu iba vtedy, keď sa vytvára para a zahrieva sa na zvolenú teplotu prehriatia. t pruh podľa schémy na obrázku 2b sa spolu s prenosom tepla za týchto podmienok dodáva pare teplo po jej práci vo vysokotlakovej časti turbíny.

Prvá schéma sa nazýva schéma bez prihrievania, druhá schéma s prihrievaním pary.. Ako je známe z priebehu termodynamiky, tepelná účinnosť druhej schémy pri rovnakých počiatočných a konečných parametroch a správnej voľbe parametrov dohrevu je vyššia.

Podľa oboch schém sa para z parného kotla 1 posiela do turbíny 2, umiestnenej na rovnakom hriadeli ako elektrický generátor 3. Odpadová para kondenzuje v kondenzátore 4 a je ochladzovaná procesnou vodou cirkulujúcou v rúrkach. Turbínové čerpadlo na kondenzát 5 cez regeneračné ohrievače 6 sa privádza do odvzdušňovača 8.

Obrázok 2 - Typické tepelné schémy kondenzačných zariadení parných turbín prevádzkovaných na organické palivo bez opätovného ohrevu pary (a) a s dohrievaním (b)

Odvzdušňovač slúži na odstránenie v ňom rozpustených plynov z vody; zároveň sa v ňom, ako aj v regeneračných ohrievačoch, ohrieva napájacia voda parou odoberanou na tento účel z odberu turbíny. Odvzdušnenie vody sa vykonáva tak, aby sa obsah kyslíka a oxidu uhličitého v nej dostal na prijateľné hodnoty a tým sa znížila rýchlosť korózie v cestách vody a pary. Súčasne môže v mnohých tepelných schémach CPP chýbať odvzdušňovač.

Odvzdušnená voda napájacie čerpadlo 9 cez ohrievače 10 sa privádza do kotolne. Kondenzát vykurovacej pary vytvorený v ohrievačoch 10 je kaskádovito odvádzaný do odvzdušňovača 8 a kondenzát vykurovacej pary z ohrievačov 6 je privádzaný. vypúšťacie čerpadlo 7 v rade cez ktorý prúdi kondenzát z kondenzátora 4.

Opísané tepelné schémy sú do značnej miery typické a nepodstatne sa menia so zvýšením výkonu jednotky a počiatočných parametrov pary.

Odvzdušňovač a napájacie čerpadlo rozdeľujú regeneračný vykurovací okruh na skupiny HPH (vysokotlakový ohrievač) a HDPE (nízkotlakový ohrievač). PVD skupina pozostáva spravidla z dvoch alebo troch ohrievačov s kaskádovým odvodom odtokov až po odvzdušňovač. Odvzdušňovač je napájaný parou rovnakej extrakcie ako predradený HPH. Takáto schéma zapínania odvzdušňovača pre paru je rozšírená. Keďže v odvzdušňovači je udržiavaný konštantný tlak pary a tlak v odbere klesá úmerne so znižovaním prietoku pary do turbíny, takáto schéma vytvára tlakovú rezervu pre odber, ktorý sa realizuje v predradenom HPH. Skupina PND pozostáva z troch až piatich regeneračných a dvoch až troch pomocných ohrievačov. Ak je k dispozícii odparovacia jednotka (chladiaca veža), kondenzátor výparníka je zapojený medzi LPH.

Technologická schéma TPP spaľovanie uhlia je znázornené na obrázku 3. Ide o komplexný súbor vzájomne prepojených ciest a systémov: systém prípravy prachu; systém prívodu paliva a zapaľovania (cesta paliva); systém odstraňovania trosky a popola; cesta plyn-vzduch; systém paro-vodnej dráhy vrátane parovodného kotla a turbínového zariadenia; systém na prípravu a dodávku ďalšej vody na doplnenie strát napájacej vody; systém zásobovania technickou vodou zabezpečujúci chladenie parou; systém sieťových zariadení na ohrev vody; elektrický systém vrátane synchrónneho generátora, zvyšovacieho transformátora, vysokonapäťového rozvádzača atď.

Obrázok 3 - Technologická schéma elektrárne na práškové uhlie

Nižšie je uvedený stručný popis hlavných systémov a častí technologickej schémy uhoľnej kogeneračnej jednotky.

1. Systém prípravy prachu. dráha paliva. Rozvoz tuhého paliva je realizovaný po železnici v špeciálnych kabínkových vozňoch 1. Kabínkové vagóny s uhlím sa zvážajú na železničných váhach. Kabínkové vozne s uhlím prechádzajú v zime rozmrazovacím skleníkom, v ktorom sa ohrievaným vzduchom ohrievajú steny gondolového vozňa. Ďalej sa gondolový vozeň zatlačí do vykladacieho zariadenia - automobilového vyklápača 2, v ktorom sa otáča okolo pozdĺžnej osi pod uhlom asi 180°; uhlie sa vysype na rošty, ktoré prekrývajú prijímacie násypky. Uhlie z bunkrov sa podáva podávačmi na dopravník 4, ​​cez ktorý vstupuje buď do skladu uhlia 4, alebo cez drviacu komoru 5 do zásobníkov surového uhlia kotolne 6, do ktorých môže byť dodávané aj z kotolne. sklad uhlia.

Z drvárne sa palivo dostáva do 6 bunkra surového uhlia a odtiaľ cez podávače do 7 mlynov na práškové uhlie. Vzduch z cyklónu je nasávaný mlynským ventilátorom 12 a privádzaný do spaľovacej komory kotla 13.

Celá táto palivová cesta spolu s uhoľným skladom patrí systém prívodu paliva, ktorú obsluhuje personál predajne PHM a dopravy TPP.

Kotly na práškové uhlie majú tiež nevyhnutne štartovacie palivo, zvyčajne vykurovací olej.. Vykurovací olej sa dodáva v železničných cisternách, v ktorých sa pred vypustením ohrieva parou. Pomocou čerpadiel prvého a druhého stúpania sa privádza do olejových dýz. Východiskovým palivom môže byť aj zemný plyn prichádzajúci z plynovodu cez regulačný bod plynu do plynových horákov.

V TPP spaľujúcich olejovo-plynové palivo je úspora paliva značne zjednodušená v porovnaní s TPP na práškové uhlie, sklad uhlia, oddelenie drvenia, dopravníkový systém, zásobníky na surové uhlie a prach, ako aj systémy na zber popola a odstraňovanie popola už nie sú k dispozícii.

2. Cesta plyn-vzduch. Systém odstraňovania popola. Vzduch potrebný na spaľovanie je privádzaný do ohrievačov vzduchu parného kotla odťahovým ventilátorom 14. Vzduch sa zvyčajne odoberá z hornej časti kotolne a (pre parné kotly s vysokou kapacitou) z vonkajšej strany kotolne.

Plyny vznikajúce pri spaľovaní v spaľovacej komore po jej opustení postupne prechádzajú plynovými kanálmi kotolne, kde sa v prehrievači (primárnom a sekundárnom, ak sa vykonáva cyklus s prihrievaním pary) a v ekonomizéri vody, odovzdávajú teplo pracovnej kvapaline a ohrievač vzduchu tomu, ktorý je privádzaný do vzduchu parného kotla. Potom sa v zberačoch popola (elektrické filtre) 15 plyny čistia od popolčeka a sú vypúšťané do atmosféry cez komín 17 odsávačmi dymu 16.

Troska a popol padajúce pod spaľovaciu komoru, ohrievač vzduchu a zberače popola sa vymyjú vodou a privádzajú sa cez kanály do vrecovacie čerpadlá 33, ktoré ich čerpajú na skládky popola.

3. Cesta para-voda. Prehriata para z parného kotla 13 prúdi cez parné potrubie a systém trysiek do turbíny 22.

Kondenzát z kondenzátora turbíny 23 je dodávaný pomocou čerpadiel kondenzátu 24 cez nízkotlakové regeneračné ohrievače 18 do odvzdušňovača 20, v ktorom sa voda privedie do varu; zároveň sa uvoľňuje z v ňom rozpustených agresívnych plynov O 2 a CO 2, čo zabraňuje korózii v ceste para-voda. Z odvzdušňovača je voda dodávaná napájacími čerpadlami 21 cez vysokotlakové ohrievače 19 do ekonomizéra kotla, čím sa zabezpečuje medziprehriatie pary a výrazne sa zvyšuje účinnosť TPP.

Cesta pary a vody TPP je najzložitejšia a najzodpovednejšia, pretože na tejto ceste prebiehajú najvyššie teploty kovu a najvyššie tlaky pary a vody.

Na zabezpečenie funkčnosti cesty pary a vody systém prípravy a dodávky dodatočnej vody na doplnenie strát pracovnej tekutiny, ako aj systém zásobovania TPP technickou vodou na prívod chladiacej vody do kondenzátora turbíny. sú povinné.

4. Systém na prípravu a dodávku ďalšej vody. Dodatočná voda sa získava ako výsledok chemickej úpravy surovej vody, vykonávanej v špeciálnych iónomeničových filtroch na chemickú úpravu vody.

Straty pary a kondenzátu netesnosťami v ceste para-voda sa v tejto schéme dopĺňajú chemicky demineralizovanou vodou, ktorá je z nádrže na demineralizovanú vodu privádzaná prečerpávacím čerpadlom do potrubia kondenzátu za kondenzátorom turbíny.

Zariadenia na chemickú úpravu prídavnej vody sú umiestnené v chemickej dielni 28 (dielňa chemickej úpravy vody).

5. Systém chladenia parou. Chladiaca voda je privádzaný do kondenzátora z vodovodnej studne 26 obehové čerpadlá 25. Chladiaca voda ohriata v kondenzátore sa vypúšťa do zbernej studne 27 toho istého vodného zdroja v určitej vzdialenosti od miesta odberu, dostatočnej na to, aby sa ohriata voda nezmiešala s odberom.

V mnohých technologických schémach tepelných elektrární je chladiaca voda čerpaná cez kondenzátorové rúrky obehovými čerpadlami 25 a následne vstupuje do chladiacej veže (chladiacej veže), kde sa vplyvom vyparovania voda ochladzuje o rovnaký teplotný rozdiel, o aký bola ohriata v kondenzátore. Vodovodný systém s chladiacimi vežami sa používa najmä v tepelných elektrárňach. IES využíva vodovodný systém s chladiacimi nádržami. Pri ochladzovaní vody odparovaním sa para približne rovná množstvu pary kondenzujúcej v kondenzátoroch turbín. Preto je potrebné doplnenie vodovodných systémov, zvyčajne vodou z rieky.

6. Systém sieťových zariadení na ohrev vody. V schémach na vykurovanie elektrárne a priľahlej obce možno zabezpečiť malú sieťovú tepláreň. Para je privádzaná do sieťového ohrievača 29 tohto zariadenia z turbínových odberov, kondenzát je odvádzaný potrubím 31. Sieťová voda je privádzaná do ohrievača a odvádzaná z neho potrubím 30.

7. Systém elektrickej energie. Elektrický generátor otáčaný parnou turbínou generuje striedavý elektrický prúd, ktorý prechádza cez stupňovitý transformátor na prípojnice otvoreného rozvádzača (OSG) tepelnej elektrárne. Cez pomocný transformátor sú na výstupy generátora pripojené aj zbernice pomocného systému. Spotrebitelia vlastnej potreby pohonnej jednotky (elektromotor pomocných jednotiek - čerpadiel, ventilátorov, mlynov atď.) sú teda napájané z generátora pohonnej jednotky. Na napájanie elektrických motorov, osvetľovacích zariadení a zariadení elektrární je k dispozícii elektrický rozvádzač pre pomocné potreby 32.

V špeciálnych prípadoch (núdzové situácie, odpojenie záťaže, nábehy a odstávky) sa pomocné napájanie zabezpečuje cez redundantný vonkajší transformátor zbernice rozvádzača. Spoľahlivé napájanie elektromotora pomocných jednotiek zabezpečuje spoľahlivosť prevádzky energetických jednotiek a TPP ako celku. Porušenie napájania vlastných potrieb vedie k poruchám a nehodám.

1 - elektrický generátor; 2 - parná turbína; 3 - ovládací panel; 4 - odvzdušňovač; 5 a 6 - bunkre; 7 - separátor; 8 - cyklón; 9 - kotol; 10 – vykurovacia plocha (výmenník tepla); 11 - komín; 12 - miestnosť na drvenie; 13 - skladovanie rezervného paliva; 14 - vozeň; 15 - vykladacie zariadenie; 16 - dopravník; 17 - odsávač dymu; 18 - kanál; 19 - zachytávač popola; 20 - ventilátor; 21 - ohnisko; 22 - mlyn; 23 - čerpacia stanica; 24 - zdroj vody; 25 - obehové čerpadlo; 26 – vysokotlakový regeneračný ohrievač; 27 - napájacie čerpadlo; 28 - kondenzátor; 29 - inštalácia chemickej úpravy vody; 30 - stupňový transformátor; 31 – nízkotlakový regeneračný ohrievač; 32 - čerpadlo kondenzátu.

Nižšie uvedený diagram znázorňuje zloženie hlavného zariadenia tepelnej elektrárne a prepojenie jej systémov. Podľa tejto schémy je možné sledovať všeobecný sled technologických procesov vyskytujúcich sa na TPP.

Označenia na diagrame TPP:

1. Úspora paliva;
2. príprava paliva;
3. stredný prehrievač;
4. časť vysokého tlaku (CHVD alebo CVP);
5. nízkotlaková časť (LPH alebo LPC);
6. elektrický generátor;
7. pomocný transformátor;
8. komunikačný transformátor;
9. hlavný rozvádzač;
10. čerpadlo na kondenzát;
11. obehové čerpadlo;
12. zdroj zásobovania vodou (napríklad rieka);
13. (PND);
14. úpravňa vody (VPU);
15. spotrebiteľ tepelnej energie;
16. reverzné čerpadlo kondenzátu;
17. odvzdušňovač;
18. napájacie čerpadlo;
19. (PVD);
20. odstraňovanie trosky a popola;
21. skládka popola;
22. odsávač dymu (DS);
23. komín;
24. ventilátory (DV);
25. lapač popola.

Popis technologickej schémy TPP:

Ak zhrnieme všetky vyššie uvedené skutočnosti, získame zloženie tepelnej elektrárne:

• úspora paliva a systém prípravy paliva;
• kotolňa: kombinácia samotného kotla a pomocného zariadenia;
• turbína: parná turbína a jej pomocné zariadenia;
• úpravňa vody a úpravňa kondenzátu;
• technický vodovodný systém;
• systém odstraňovania popola a trosky (pre tepelné elektrárne pracujúce na tuhé palivo);
• elektrické zariadenia a riadiaci systém elektrických zariadení.

Spotreba paliva v závislosti od druhu paliva používaného na stanici zahŕňa prijímacie a vykladacie zariadenie, dopravné mechanizmy, sklady paliva na tuhé a kvapalné palivá a zariadenia na predprípravu paliva (drvičky uhlia). Zloženie ekonomiky vykurovacieho oleja zahŕňa aj čerpadlá na čerpanie vykurovacieho oleja, ohrievače vykurovacieho oleja, filtre.

Príprava tuhého paliva na spaľovanie pozostáva z jeho mletia a sušenia v práškovacom zariadení a príprava vykurovacieho oleja spočíva v jeho zahriatí, očistení od mechanických nečistôt, prípadne v spracovaní špeciálnymi prísadami. S plynovým palivom je všetko jednoduchšie. Príprava plynového paliva sa redukuje hlavne na reguláciu tlaku plynu pred horákmi kotla.

Vzduch potrebný na spaľovanie paliva je privádzaný do spaľovacieho priestoru kotla ventilátormi (DV). Produkty spaľovania paliva - spaliny - sú odsávané odsávačmi dymu (DS) a odvádzané komínmi do atmosféry. Kombinácia kanálov (vzduchovody a plynovody) a rôznych prvkov zariadení, ktorými prechádza vzduch a spaliny, tvorí cestu plyn-vzduch tepelnej elektrárne (teplárne). Odsávače dymu, komín a ventilátory, ktoré sú súčasťou jeho zostavy, tvoria ťahové zariadenie. V zóne spaľovania paliva prechádzajú nehorľavé (minerálne) nečistoty obsiahnuté v jeho zložení chemickými a fyzikálnymi premenami a sú čiastočne odstraňované z kotla vo forme trosky a značná časť z nich je odvádzaná spalinami v vo forme jemných častíc popola. Na ochranu ovzdušia pred emisiami popola sú pred odsávače dymu inštalované zberače popola (aby sa zabránilo ich opotrebovaniu popolom).

Troska a zachytený popol sa zvyčajne odstraňujú hydraulicky na skládky popola.

Pri spaľovaní vykurovacieho oleja a plynu nie sú inštalované zberače popola.

Pri spaľovaní paliva sa chemicky viazaná energia premieňa na teplo. V dôsledku toho vznikajú produkty spaľovania, ktoré vo výhrevných plochách kotla odovzdávajú teplo vode a z nej vznikajúcej pare.

Zostava zariadení, jeho jednotlivé prvky, potrubia, ktorými sa pohybuje voda a para, tvoria paro-vodnú cestu stanice.

V kotli sa voda ohreje na teplotu nasýtenia, odparí sa a nasýtená para vznikajúca z vriacej kotlovej vody sa prehreje. Z kotla je prehriata para privádzaná potrubím do turbíny, kde sa jej tepelná energia premieňa na mechanickú energiu prenášanú na hriadeľ turbíny. Para odvádzaná v turbíne vstupuje do kondenzátora, odovzdáva teplo chladiacej vode a kondenzuje.

V moderných tepelných elektrárňach a tepelných elektrárňach s blokmi s jednotkovým výkonom 200 MW a viac sa využíva prihrievanie pary. V tomto prípade má turbína dve časti: vysokotlakovú časť a nízkotlakovú časť. Para odvádzaná vo vysokotlakovej časti turbíny sa posiela do medziprehrievača, kde sa jej dodatočne dodáva teplo. Ďalej sa para vracia do turbíny (do nízkotlakovej časti) a z nej vstupuje do kondenzátora. Medziprehrievanie pary zvyšuje účinnosť turbínového zariadenia a zvyšuje spoľahlivosť jeho prevádzky.

Kondenzát sa odčerpáva z kondenzátora čerpadlom kondenzátu a po prechode cez nízkotlakové ohrievače (LPH) vstupuje do odvzdušňovača. Tu sa ohrieva parou na teplotu nasýtenia, pričom sa z nej uvoľňuje kyslík a oxid uhličitý a odvádza sa do atmosféry, aby sa zabránilo korózii zariadenia. Odvzdušnená voda, nazývaná napájacia voda, sa čerpá cez vysokotlakové ohrievače (HPH) do kotla.

Kondenzát v HDPE a odvzdušňovači, ako aj napájacia voda v HPH sú ohrievané parou odoberanou z turbíny. Tento spôsob ohrevu znamená návrat (regeneráciu) tepla do cyklu a nazýva sa regeneračný ohrev. Vďaka nemu sa znižuje prietok pary do kondenzátora a tým aj množstvo tepla odovzdaného chladiacej vode, čo vedie k zvýšeniu účinnosti zariadenia parnej turbíny.

Súbor prvkov, ktoré zásobujú kondenzátory chladiacou vodou, sa nazýva systém zásobovania úžitkovou vodou. Zahŕňa: zdroj zásobovania vodou (rieka, nádrž, chladiaca veža - chladiaca veža), obehové čerpadlo, vstupné a výstupné potrubia. V kondenzátore sa asi 55 % tepla pary vstupujúcej do turbíny odovzdáva ochladenej vode; táto časť tepla sa nevyužíva na výrobu elektriny a plytvá sa.

Tieto straty sa výrazne znížia, ak sa čiastočne vyčerpaná para odoberá z turbíny a jej teplo sa využíva pre technologické potreby priemyselných podnikov alebo na ohrev vody na vykurovanie a zásobovanie teplou vodou. Stanica sa tak stáva kombinovanou teplárňou a elektrárňou (CHP), ktorá zabezpečuje kombinovanú výrobu elektrickej a tepelnej energie. Na KVET sú inštalované špeciálne turbíny s odberom pary - takzvané kogeneračné turbíny. Kondenzát pary odovzdanej spotrebiteľovi tepla sa vracia do kogeneračnej jednotky pomocou spätného čerpadla kondenzátu.

Na TPP dochádza k vnútorným stratám pary a kondenzátu neúplnou tesnosťou parovodnej cesty, ako aj nevratným odberom pary a kondenzátu pre technické potreby stanice. Tvoria približne 1 - 1,5 % z celkového prietoku pary do turbín.

V CHPP môže dochádzať k vonkajším stratám pary a kondenzátu spojeným s dodávkou tepla priemyselným spotrebiteľom. V priemere ich je 35 - 50 %. Vnútorné a vonkajšie straty pary a kondenzátu sa dopĺňajú prídavnou vodou predčistenou v úpravni vody.

Napájacia voda kotla je teda zmesou kondenzátu turbíny a prídavnej vody.

Elektrické zariadenia stanice zahŕňajú elektrický generátor, komunikačný transformátor, hlavný rozvádzač, napájací systém vlastných mechanizmov elektrárne cez pomocný transformátor.

Riadiaci systém zhromažďuje a spracováva informácie o priebehu technologického procesu a stave zariadení, automatické a diaľkové ovládanie mechanizmov a regulácia hlavných procesov, automatická ochrana zariadení.