Тэс топливо – Топливное хозяйство тэс на твердом топливе. Мазутное и газовое хозяйство тэс. Системы золошлакоудаления

Виды топлива на тэс

На
ТЭС сжигают три вида топлива: газообразное,
жидкое и твердое. Газообразное топливо
существует в нескольких формах: природный
газ; попутный газ, получаемый из недр
земли при добыче нефти; доменный и
коксовый газы, получаемые при
металлургическом производстве. Природный
газ в основном состоит из метана, который
при правильной организации процесса
горения сжигается полностью, превращаясь
в воду и двуокись углерода. Главное
преимущество природного газа состоит
в его относительной экологической
безопасности: при его сжигании, не
возникает вредных выбросов, если не
считать образования ядовитых оксидов
азота, с которыми можно бороться
соответствующей организацией процесса
горения. Поэтому его используют для
котельных и ТЭЦ крупных городов.
Дополнительное преимущество — легкость
транспортировки по газопроводам с
помощью газовых компрессоров,
устанавливаемых на газоперекачивающих
станциях.

Из
многочисленных жидких топлив на ТЭС
используют мазут и дизельное топливо.
Мазут — это в основном смесь тяжелых
углеводородов, остаточный продукт
перегонки нефти, остающийся после
отделения бензина, керосина и других
легких фракций. Мазут сжигают в топках
энергетических котлов газомазутных
энергоблоков в периоды недостатка газа
(например, при сильных длительных холодах
и временной нехватке природного газа,
заготовленного в подземных хранилищах).
Часто его используют для «подсветки»
— добавки к сжигаемому твердому топливу
при некоторых режимах работы для
обеспечения устойчивого горения. Сжигать
мазут постоянно сегодня нерентабельно
из-за большой его стоимости по сравнению
с газом и с твердыми топливами.

Твердые
топлива отличаются большим разнообразием,
вызванным различной геологической
историей их месторождений. Если выполнить
анализ определенной навески твердого
топлива (так называемой рабочей массы),
то, прежде всего, можно обнаружить, что
она содержит определенное количество
влаги (воды) и золы (минеральных негорючих
веществ). И влага, и зольность серьезно
ухудшают потребительские и технические
качества 28

твердых
топлив. Прежде всего, это балласт, который
необходимо перевозить, перерабатывать
вместе с горючими элементами топлива,
а затем выбрасывать в горячем состоянии
либо в дымовую трубу (водяные пары), либо
в золовые отвалы.

Вариант
25

Виды тепловых электростанций

По
типу теплосиловых установок, используемых
на ТЭС для преобразования тепловой
энергии в механическую энергию вращения
роторов турбоагрегатов, различают
паротурбинные, газотурбинные и парогазовые
электростанции.

Основой
паротурбинных электростанций являются
паротурбинные установки (ПТУ), которые
для преобразования тепловой энергии в
механическую используют самую сложную,
самую мощную и чрезвычайно совершенную
энергетическую машину — паровую турбину.
ПТУ — основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Газотурбинные тепловые электростанции
(ГТЭС) оснащаются газотурбинными
установками (ГТУ), работающими на
газообразном или, в крайнем случае,
жидком (дизельном) топливе. Поскольку
температура газов за ГТУ достаточно
высока, то их можно использовать для
отпуска тепловой энергии внешнему
потребителю. Такие электростанции
называют ГТУ-ТЭЦ. Парогазовые тепловые
электростанции комплектуются парогазовыми
установками (ПГУ), представляющими
комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет
обеспечить высокую экономичность.
ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными
(ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии
(ПГУ-ТЭЦ).

По
технологической схеме паропроводов
ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с
поперечными связями. Блочные ТЭС состоят
из отдельных, как правило, однотипных
энергетических установок — энергоблоков.
В энергоблоке каждый котел подает пар
только для своей турбины, из которой он
возвращается после конденсации только
в свой котел. По блочной схеме строят
все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так
называемый промежуточный перегрев
пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с
поперечными связями обеспечивается
по-другому: все котлы ТЭС подают пар в
один общий паропровод (коллектор) и от
него питаются все паровые турбины ТЭС.
По такой схеме строятся КЭС без
промежуточного перегрева и почти все
ТЭЦ на докритические начальные параметры
пара.

По
уровню начального давления различают
ТЭС докритического давления и
сверхкритического давления (СКД).
Критическое давление — это 22,1 МПа. ТЭС
на сверхкритические параметры по
техническим причинам выполняются с
промежуточным перегревом и по блочной
схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько
этапов — очередями, параметры которых
улучшаются с вводом каждой новой очереди.
29

Вариант
26

studfile.net

Тепловая электростанция ТЭС — Техническая библиотека Neftegaz.RU


ИА Neftegaz.RU. Тепловая электростанция ( тепловая электрическая станция) — энергетическая установка, на которой вырабатывается электрическая энергия за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора.
































1

Cooling tower

Градирня

2

Cooling water pump

Насос водяного охлаждения; Циркуляционный насос

3

Transmission line (3-phase)

Линия электропередачи (3-х фазная)

4

Step-up transformer (3-phase)

Повышающий трансформатор

5

Electrical generator (3-phase)

Электрогенератор; Электромашинный генератор

6

Low pressure steam turbine

Паровая турбина низкого давления

7

Condensate pump

Конденсатный насос

8

Surface condenser

Поверхностный конденсатор

9

Intermediate pressure steam turbine

Паровая турбины среднего давления

10

Steam control valve

Клапан регулировки подачи пара

11

High pressure steam turbine

Паровая турбина высокого давления

12

Deaerator

Деаэратор

13

Feedwater heater

Подогреватель питательной воды

14

Coal conveyor

Транспортёр угля

15

Coal hopper

Бункер угля

16

Coal pulverizer

Углеразмольная мельница; Мельница для измельчения угля

17

Boiler drum

Барабан котла

18

Bottom ash hopper

Шлаковый бункер

19

Superheater

Пароперегреватель; Перегреватель пара

20

Forced draught (draft) fan

Дутьевой вентилятор; Тягодутьевой вентилятор

21

Reheater

Промежуточный пароперегреватель

22

Combustion air intake

Заборник первичного воздуха; Заборник воздуха в топку

23

Economiser

Экономайзер

24

Air preheater

Предварительный воздухоподогреватель

25

Precipitator

Золоуловитель

26

Induced draught (draft) fan

Дымосос; Вытяжной вентилятор

27

Flue-gas stack

Дымовая труба

28

Feed pump

Питательный насос


Уголь транспортируется (14) из внешней шахты и измельчается в очень мелкий порошок крупными металлическими сферами в мельнице (16). 


Там он смешивается с предварительно подогретым воздухом (24), нагнетаемым вентилятором поддува (20). 


Горячая воздушно-топливная смесь принудительно, при высоком давлении, попадает в котел, где быстро воспламеняется. 


Вода поступает вертикально вверх по трубчатым стенкам котла, где превращается в пар и поступает в барабан котла (17), в котором пар отделяется от оставшейся воды. 


Пар проходит через коллектор в крышке барабана в подвесной подогреватель (19), где его давление и температура быстро возрастают до 200 бар и 570°С, достаточных для того, чтобы стенки труб светились тускло-красным цветом. 


Затем пар поступает в турбину высокого давления (11), первую из трех в процессе генерации электроэнергии. 


Клапан регулировки подачи пара (10) обеспечивает как ручное управление турбиной, так и автоматическое по заданным параметрам. 


Пар выпускается из турбины высокого давления как со снижением давления, так температуры, после чего он возвращается на подогрев в промежуточный пароперегреватель (21) котла.


ТЭС — основной тип электростанций в России, доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет 67% на 2000 г.


В промышленно развитых странах этот показатель доходит до 80%.


Тепловая энергия на ТЭС используется для нагрева воды и получения пара — на паротурбинных электростанциях или для получения горячих газов-на газотурбинных.


Для получения тепла органическое топливо сжигают в котлоагрегатах ТЭС.


В качестве топлива используется уголь, торф, природный газ, мазут, горючие сланцы.


Типы ТЭС


1.Котлотурбинные электростанции


1.1. Конденсационные электростанции (КЭС, исторически получили название ГРЭС — государственная районная электростанция)


1.2.Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ)


2.Газотурбинные электростанции


3.Электростанции на базе парогазовых установок


4.Электростанции на основе поршневых двигателей


5. Комбинированного цикла

neftegaz.ru

Энергетика. ТЭС и АЭС | Всё о тепловой и атомной энергетике

Уже давно человечество ведёт поиск альтернативных источников энергии. Одно из самых эффективных изобретений в

Большинство преимуществ Onecoin на фоне остальных криптовалют основаны на том, что их разработчики постарались

В последние годы наша страна активно развивается. Вместе с ней развиваются компании с мировым

Уже многие десятилетия электродуговая сварка остаётся оптимальным способом создания неразборных стальных конструкций. При этом

HangzhouHideaPowerMachineryCo., Ltd или сокращенно Hidea (Хайди) – это один из наибольших создателей моторов для

В сфере энергетики изменения не наступают мгновенно, однако замещение ископаемого топлива уже началось. В

Вроде на дворе уже давно как двадцать первый век, цивилизации развиваются, прогресс мчится паровозом

Благодаря появлению в жизни современного человека мобильного телефона теперь мы всегда можем оставаться на

  Что такое бонг и для чего создан этот занимательнейший агрегат, объяснять, вероятно, необходимости

Исследования и опыты электроустановок напряжением до 1000 Вольт В современном мире преимущественное количество техники

Общеизвестным является факт высокой значимости бухгалтерии для успешной работы любой из коммерческих структур в

Свои первые кроссовки компания Найк создала в 1964 году. Но стоит помнить, что задолго

Трубы из керамики представляются под видом глиняного изделия, которое обожжено как снаружи, так и

Что же такое психология? Срочная публикация (журнал ИТпортал) Психология призвана изучать и исследовать определенные

Строительство дома связано сегодня с необходимостью планирования экономичного метода его отопления, все чаще инвесторы

Для того, чтобы начать рисовать нужно купить синтетические кисти. Масляные краски состоят из олифы, которая

Электричество дает большую пользу и удобства в жизни и деятельности человека. Свет – это

Статьи

Много лет назад ученые много думали над тем, каким способом добыть недорогую электроэнергию. И

Статьи

Большой бизнес, который занимается сырьем в крупных объемах, оперирует с таким количеством и объемом

Без рубрики

Электричество является одним очень важным фактором осуществления нашей жизнедеятельности. Подача электроэнергии позволяет многим предметам,

Статьи

Практически все сферы обеспечения деятельности предприятий зависят от общепринятых стандартов. Есть такие показатели и

Статьи

При сооружении гидросооружений применяют специальный бетон, который имеет особенности. Его применение зависит от вида

Статьи

а сегодняшний день существуют следующие виды промышленных насосов: 1) Центробежные насосы. Данные насосы образуют

Статьи

Каждому руководителю предприятия, выпускающему металлические изделия, интересны любые инструменты и станки, которые позволят значительно

Статьи

Покупка дизельных электростанций и генераторов, может быть необходимостью если речь идет о, например отдаленном

Статьи

Украина и Российская Федерация – два очень похожих по уровню развития инфраструктуры государства. Эта

Статьи

Монтаж солнечного коллектора должен быть выполнен в строгом соответствии с инструкцией монтажа и использования

Статьи

Установка ветряка нынче пользуется достаточным спросом в последние годы в странах СНГ. Увеличение стоимости

Статьи

Применение солнечных панелей в России является инновацией для нашей страны. Далеко не любой на

Статьи

В наши дни человечество стало глобально задумываться о проблеме энергетики, загрязнении окружающей нас среды

tesiaes.ru

Будущее тепловых электростанций на угольном топливе — Энергетика

В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.

В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.

По мере того как в стране строилось все больше и больше станций, зависимость от угля возрастала. Начиная с первой мировой войны примерно половина ежегодного производства электроэнергии в США приходилась на тепловые электростанции, работающие на каменном угле. В 1986 г. общая установленная мощность таких электростанций составила 289000 МВт, и они потребляли 75% всего количества (900 млн. т) добываемого в стране угля. Учитывая существующие неопределенности в отношении перспектив развития ядерной энергетики и роста добычи нефти и природного газа, можно предположить, что к концу века тепловые станции на угольном топливе будут производить до 70% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

Однако, несмотря на то что уголь долгое время был и еще многие годы будет основным источником получения электроэнергии (в США на его долю приходится около 80% запасов всех видов природных топлив), он никогда не был оптимальным топливом для электростанций. Удельное содержание энергии на единицу веса (т. е. теплотворная способность) у угля ниже, чем у нефти или природного газа. Его труднее транспортировать, и, кроме того, сжигание угля вызывает целый ряд нежелательных экологических последствий, в частности выпадение кислотных дождей. С конца 60-х годов привлекательность тепловых станций на угле резко пошла на убыль в связи с ужесточением требований к загрязнению среды газообразными и твердыми выбросами в виде золы и шлаков. Расходы на решение этих экологических проблем наряду с возрастающей стоимостью строительства таких сложных объектов, какими являются тепловые электростанции, сделали менее благоприятными перспективы их развития с чисто экономической точки зрения.

Однако, если изменить технологическую базу тепловых станций на угольном топливе, их былая привлекательность может возродиться. Некоторые из этих изменений носят эволюционный характер и нацелены главным образом на увеличение мощности существующих установок. Вместе с тем разрабатываются совершенно новые процессы безотходного сжигания угля, т. е. с минимальным ущербом для окружающей среды. Внедрение новых технологических процессов направлено на то, чтобы будущие тепловые электростанции на угольном топливе поддавались эффективному контролю на степень загрязнения ими окружающей среды, обладали гибкостью с точки зрения возможности использования различных видов угля и не требовали больших сроков строительства.

Для того чтобы оценить значение достижений в технологии сжигания угля, рассмотрим кратко работу обычной тепловой электростанции на угольном топливе. Уголь сжигается в топке парового котла, представляющего собой огромную камеру с трубами внутри, в которых вода превращается в пар. Перед подачей в топку уголь измельчается в пыль, за счет чего достигается почти такая же полнота сгорания, как и при сжигании горючих газов. Крупный паровой котел потребляет ежечасно в среднем 500 т пылевидного угля и генерирует 2,9 млн. кг пара, что достаточно для производства 1 млн. квт-ч электрической энергии. За то же время котел выбрасывает в атмосферу около 100000 м3 газов.
Генерированный пар проходит через пароперегреватель, где его темпе¬ратура и давление увеличиваются, и затем поступает в турбину высокого давления. Механическая энергия вращения турбины преобразуется электрогенератором в электрическую энергию. Для того чтобы получить более высокий кпд преобразования энергии, пар из турбины обычно возвращается в котел для вторичного перегрева и затем приводит в движение одну или две турбины низкого давления и только после этого конденсируется путем охлаждения; конденсат возвращается в цикл котла.

Оборудование тепловой электростанции включает механизмы топливоподачи, котлы, турбины, генераторы, а также сложные системы охлаждения, очистки дымовых газов и удаления золы. Все эти основные и вспомогательные системы рассчитываются так, чтобы работать с высокой надежностью в течение 40 или более лет при нагрузках, которые могут меняться от 20% установленной мощности станции до максимальной. Капитальные затраты на оборудование типичной тепловой электростанции мощностью 1000 МВт, как правило, превышают 1 млрд. долл.

Эффективность, с которой тепло, освобожденное при сжигании угля, может быть превращено в электричество, до 1900 г. составляла лишь 5%, но к 1967 г. достигла 40%. Другими словами, за период около 70 лет удельное потребление угля на единицу производимой электрической энергии сократилось в восемь раз. Соответственно происходило и снижение стоимости 1 кВт установленной мощности тепловых электростанций: если в 1920 г. она составляла 350 долл. (в ценах 1967 г.), то в 1967 г. снизилась до 130 долл. Цена отпускаемой электроэнергии также упала за тот же период с 25 центов до 2 центов за 1 кВт-чае.

  Однако начиная с 60-х годов темпы прогресса стали падать. Эта тенденция, по-видимому, объясняется тем, что традиционные тепловые электростанции достигли предела своего совершенства, определяемого законами термодинамики и свойствами материалов, из которых изготавливаются котлы и турбины. С начала 70-х годов эти технические факторы усугубились новыми экономическими и организационными причинами. В частности, резко возросли капитальные затраты, темпы роста спроса на электроэнергию замедлились, ужесточились требования к защите окружающей среды от вредных выбросов и удлинились сроки реализации проектов строительства электростанций. В результате стоимость производства электроэнергии из угля, имевшая многолетнюю тенденцию к снижению, резко возросла. Действительно, 1 кВт электроэнергии, производимой новыми тепловыми электростанциями, стоит теперь больше, чем в 1920 г. (в сопоставимых ценах).

ДЕМОНСТРАЦИОННАЯ СТАНЦИЯ «Cool Water» фирмы Southern California Edison ежедневно перерабатывает 1000 т каменного угля, получая сгорающий без отходов газ.
Продукты сгорания приводят во вращение газовую турбину электрогенератора. Отработанное тепло выхлопных газов используется для производства водяного пара, который вращает паровую турбину другого электрогенератора.
На фотографии видны два угольных бункера (в центре). Справа от них газификационная установка, система охлаждения газов и электрогенерирующее оборудование.

В последние 20 лет на стоимость тепловых электростанций на угольном топливе наибольшее влияние оказывали ужесточившиеся требования к удалению газообразных,
жидких и твердых отходов. На системы газоочистки и золоудаления современных тепловых электростанций теперь приходится 40% капитальных затрат и 35% эксплуатационных расходов. С технической и экономической точек зрения наиболее значительным элементом системы контроля выбросов является установка для де-сульфуризации дымовых газов, часто называемая системой мокрого (скрубберного) пылеулавливания. Мокрый пылеуловитель (скруббер) задерживает окислы серы, являющиеся основным загрязняющим веществом, образующимся при сгорании угля.

Идея мокрого пылеулавливания проста, но на практике оказывается трудно осуществимой и дорогостоящей. Щелочное вещество, обычно известь или известняк, смешивается с водой, и раствор распыляется в потоке дымовых газов. Содержащиеся в дымовых газах окислы серы абсорбируются частицами щелочи и выпадают из раствора в виде инертного сульфита или сульфата кальция (гипса). Гипс может быть легко удален или, если он достаточно чист, может найти сбыт как строительный материал. В более сложных и дорогих скрубберных системах гипсовый осадок может превращаться в серную кислоту или элементарную серу — более ценные химические продукты. С 1978 г. установка скрубберов является обязательной на всех строящихся тепловых электростанциях на пылеугольном топливе. В результате этого в энерге¬тической промышленности США сейчас больше скрубберных установок, чем во всем остальном мире.
Стоимость скрубберной системы на новых станциях обычно составляет 150-200 долл. на 1 кВт установленной мощности. Установка скрубберов на действующих станциях, первоначально спроектированных без мокрой газоочистки, обходится на 10-40% дороже, чем на новых станциях. Эксплуатационные расходы на скрубберы довольно высоки независимо от того, установлены они на старых или новых станциях. В скрубберах образуется огромное количество гипсового шлама, который необходимо выдерживать в отстойных прудах или удалять в отвалы, что создает новую экологическую проблему. Например, тепловая электростанция мощностью 1000 МВт, работающая на каменном угле, содержащем 3% серы, производит в год столько шлама, что им можно покрыть площадь в 1 км2 слоем толщиной около 1 м.
Кроме того, системы мокрой газоочистки потребляют много воды (на станции мощностью 1000 МВт расход воды составляет около 3800 л/мин), а их оборудование и трубопроводы часто подвержены засорению и коррозии. Эти факторы увеличивают эксплуатационные расходы и снижают общую надежность систем. Наконец, в скрубберных системах расходуется от 3 до 8% вырабатываемой станцией энергии на привод насосов и дымососов и на подогрев дымовых газов после газоочистки, что необходимо для предотвращения конденсации и коррозии в дымовых трубах.
Широкое распространение скрубберов в американской энергетике не было ни простым, ни дешевым. Первые скрубберные установки были значительно менее надежными, чем остальное оборудование станций, поэтому компоненты скрубберных систем проектировались с большим запасом прочности и надежности. Некоторые из трудностей, связанные с установкой и эксплуатацией скрубберов, могут быть объяснены тем фак том, что промышленное применение технологии скрубберной очистки было начато преждевременно. Только теперь, после 25-летнего опыта, надежность скрубберных систем достигла приемлемого уровня.
 Стоимость тепловых станций на угольном топливе возросла не только из-за обязательного наличия систем контроля выбросов, но также и потому, что стоимость строительства сама по себе резко подскочила вверх. Даже с учетом инфляции удельная стоимость установленной мощности тепловых станций на угольном топливе сейчас в три раза выше, чем в 1970 г. За прошедшие 15 лет «эффект масштаба», т. е. выгода от строительства крупных электростанций, был сведен на нет значительным удорожанием строительства. Частично это удорожание отражает высокую стоимость финансирования долгосрочных объектов капитального строительства.

  Какое влияние имеет задержка реализации проекта, можно видеть на примере японских энергетических компаний. Японские фирмы обычно более расторопны, чем их американские коллеги, в решении организационно-технических и финансовых проблем, которые часто задерживают ввод в эксплуатацию крупных строительных объектов. В Японии электростанция может быть построена и пущена в действие за 30-40 месяцев, тогда как в США для станции такой же мощности обычно требуется 50-60 месяцев. При таких больших сроках реализации проектов стоимость новой строящейся станции (и, следовательно, стоимость замороженного капитала) оказывается сравнимой с основным капиталом многих энергетических компаний США.

  Поэтому энергетические компании ищут пути снижения стоимости строительства новых электрогенерирующих установок, в частности применяя модульные установки меньшей мощности, которые можно быстро транспортировать и устанавливать на существующей станции для удовлетворения растущей потребности. Такие установки могут быть пущены в эксплуатацию в более короткие сроки и поэтому окупаются быстрее, даже если коэффициент окупаемости капиталовложений остается постоянным. Установка новых модулей только в тех случаях, когда требуется увеличение мощности системы, может дать чистую экономию до 200 долл. на 1 кВт, несмотря на то что при применении маломощных установок теряются выгоды от «эффекта масштаба».
  В качестве альтернативы строительству новых электрогенерирующих объектов энергетические компании также практиковали реконструкцию действующих старых электростанций для улучшения их рабочих характеристик и продления срока службы. Эта стратегия, естественно, требует меньших капитальных затрат, чем строительство новых станций. Такая тенденция оправдывает себя и потому, что электростанции, построенные около 30 лет назад, еще не устарели морально. В некоторых случаях они работают даже с более высоким кпд, так как не оснащены скрубберами. Старые электростанции приобретают все больший удельный вес в энергетике страны. В 1970 г. только 20 электрогенерирующих объектов в США имели возраст более 30 лет. К концу века 30 лет будет средним воз¬растом тепловых электростанций на угольном топливе.

  Энергетические компании также ищут пути снижения эксплуатационных расходов на станциях. Для предотвращения потерь энергии необходимо обеспечить своевременное предупреждение об ухудшении рабочих характеристик наиболее важных участков объекта. Поэтому непрерывное наблюдение за состоянием узлов и систем становится важной составной частью эксплуатационной службы. Такой непрерывный контроль естественных процессов износа, коррозии и эрозии позволяет операторам станции принять своевременные меры и предупредить аварийный выход из строя энергетических установок. Значимость таких мер может быть правильно оценена, если учесть, например, что вынужденный простой станции на угольном топливе мощностью 1000 МВт может принести энергетической компании убытки в 1 млн. долл. в день, главным образом потому, что невыработанная энергия должна быть компенсирована путем энергоснабжения из более дорогих источников.

  Рост удельных расходов на транспортировку и обработку угля и на шлакоудаление сделал важным фактором и качество угля (определяемое содержанием влаги, серы и других минералов), определяющее рабочие характеристики и экономику тепловых электростанций. Хотя низкосортный уголь может стоить дешевле высокосортного, его расход на производство того же количества электрической энергии значительно больше. Затраты на перевозку большего объема низкосортного угля могут перекрыть выгоду, обусловленную его более низкой ценой. Кроме того, низкосортный уголь дает обычно больше отходов, чем высокосортный, и, следовательно, необходимы большие затраты на шлакоудаление. Наконец, состав низкосортных углей подвержен большим колебаниям, что затрудняет «настройку» топливной системы станции на работу с максимально возможным кпд; в этом случае система должна быть отрегулирована так, чтобы она могла работать на угле наихудшего ожидаемого качества.
  На действующих электростанциях качество угля может быть улучшено или по крайней мере стабилизировано путем удаления перед сжиганием некоторых примесей, например серосодержащих минералов. В очистных установках измельченный «грязный» уголь отделяется от примесей многими способами, использующими различия в удельном весе или других физических характеристиках угля и примесей.

  Несмотря на указанные мероприятия по улучшению рабочих характеристик действующих тепловых электростанций на угольном топливе, в США к концу столетия нужно будет ввести в строй дополнительно 150000 МВт энергетических мощностей, если спрос на электроэнергию будет расти с ожидаемым темпом 2,3% в год. Для сохранения конкурентоспособности угля на постоянно расширяющемся энергетическом рынке энергетическим компаниям придется принять на вооружение новые прогрессивные способы сжигания угля, которые являются более эффективными, чем традиционные, в трех ключевых аспектах: меньшее загрязнение окружающей среды, сокращение сроков строительства электростанций и улучшение их рабочих и эксплуатационных характеристик.

  СЖИГАНИЕ УГЛЯ В ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ уменьшает потребность во вспомогательных установках по очистке выбросов электростанции.
  Псевдоожиженныи слой смеси угля и известняка создается в топке котла воздушным потоком, в котором твердые частицы перемешиваются и находятся во взвешенном состоянии, т. е. ведут себя так же, как в кипящей жидкости.
  Турбулентное перемешивание обеспечивает полноту сгорания угля; при этом частицы известняка реагируют с окислами серы и улавливают около 90% этих окислов. Поскольку нагревательные грубы котла непосредственно касаются кипящего слоя топлива, генерация пара происходит с большей эффективностью, чем в обычных паровых котлах, работающих на измельченном угле.
  Кроме того, температура горящего угля в кипящем слое ниже, что предотвращает плавление котельного шлака и уменьшает образование окислов азота.
ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ может быть осуществлена нагреванием смеси угля и воды в атмосфере кислорода. Продуктом процесса является газ, состоящий в основном из окиси углерода и водорода. После того как газ будет охлажден, очищен от твердых частиц и освобожден от серы, его мож- но использовать как топливо для газовых турбин, а затем для производства водяного пара для паровой турбины (комбинированный цикл).
  Станция с комбинированным циклом выбрасывает в атмосферу меньше загрязняющих веществ, чем обычная тепловая станция на угле.

  В настоящее время разрабатывается более десятка способов сжигания угля с повышенным кпд и меньшим ущербом для окружающей среды. Наиболее перспективными среди них являются сжигание в псевдоожиженном слое и газификация угля. Сжигание по первому способу производится в топке парового котла, которая устроена так, что измельченный уголь в смеси с частицами известняка поддерживается над решеткой топки во взвешенном («псевдо-ожиженном») состоянии мощным восходящим потоком воздуха. Взвешенные частицы ведут себя в сущности так же, как и в кипящей жидкости, т. е. находятся в турбулентном движении, что обеспечивает высокую эффективность процесса горения. Водяные трубы такого котла находятся в непосредственном контакте с «кипящим слоем» горящего топлива, в результате чего большая доля тепла передается теплопроводностью, что значительно более эффективно, чем радиационный и конвективный перенос тепла в обычном паровом котле.

  Котел с топкой, где уголь сжигается в псевдоожиженном слое, имеет большую площадь теплопередающих поверхностей труб, чем обычный котел, работающий на измельченном в пыль угле, что позволяет снизить температуру в топке и тем самым уменьшить образование окислов азота. (Если температура в обычном котле может быть выше 1650 °С, то в котле с сжиганием в псевдоожиженном слое она находится в пределах 780-870 °С.) Более того, известняк, примешанный к углю, связывает 90 или более процентов серы, освободившейся из угля при горении, так как более низкая рабочая температура способствует прохождению реакции между серой и известняком с образованием сульфита или сульфата кальция. Таким образом вредные для окружающей среды вещества, образующиеся при сжигании угля, нейтрализуются на месте образования, т. е. в топке.
  Кроме того, котел с сжиганием в псевдоожиженном слое по своему устройству и принципу работы менее чувствителен к колебаниям качества угля. В топке обычного котла, работающего на пылевидном угле, образуется огромное количество расплавленного шлака, который часто забивает теплопередающие поверхности и тем самым снижает кпд и надежность котла. В котле с сжиганием в псевдоожиженном слое уголь сгорает при температуре ниже точки плавления шлака и поэтому проблема засорения поверхностей нагрева шлаком даже не возникает. Такие котлы могут работать на угле более низкого качества, что в некоторых случаях позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы.
  Способ сжигания в псевдоожиженном слое легко реализуется в котлах модульной конструкции с небольшой паропроизводительностью. По некоторым оценкам капиталовложения на тепловую электростанцию с компактными котлами, работающими по принципу псевдоожиженного слоя, могут быть на 10-20% ниже капиталовложений на тепловую станцию традиционного типа такой же мощности. Экономия достигается за счет сокращения времени строительства. Кроме того, мощность такой станции можно легко нарастить при увеличении электрической нагрузки, что важно для тех случаев, когда ее рост в будущем заранее неизвестен. Упрощается и проблема планирования, так как такие компактные установки можно быстро смонтировать, как только возникнет необходимость увеличения выработки электроэнергии.
  Котлы со сжиганием в псевдоожиженном слое могут также включаться в схему существующих электростанций, когда необходимо быстро увеличить генерируемую мощность. Например, энергетическая компания Northern States Power переделала один из пылеугольных котлов на станции в шт. Миннесота в котел с псевдоожиженным слоем. Переделка осуществлялась с целью увеличения мощности электростанции на 40%, снижения требований к качеству топива (котел может работать даже на местных отходах), более тщательной очистки выбросов и удлинения срока службы станции до 40 лет.
  За прошедшие 15 лет масштабы применения технологии, используемой на тепловых электростанциях, оснащенных исключительно котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое, расширились от мелких экспериментальных и полупромышленных установок до крупных «демонстрационных» станций. Такая станция с общей мощностью 160 МВт строится совместно компаниями Tennessee Valley Authority, Duke Power и Commonwealth of Kentucky; фирма Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в эксплуатацию электрогенерирующую установку мощностью 110 МВт с котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое. В случае успеха этих двух проектов, а также проекта компании Northern States Power, совместного предприятия частного сектора с общим капиталом около 400 млн. долл., экономический риск, связанный с применением котлов со сжиганием в псевдоожиженном слое в энергетической промышленности будет значительно уменьшен.
Другим способом, который, правда, уже существовал в более простом виде еще в середине XIX в., является газификация каменного угля с получением «чисто горящего» газа. Такой газ пригоден для освещения и отопления и широко использовался в США до второй мировой войны, пока не был вытеснен природным газом.
Первоначально газификация угля привлекла внимание энергетических компаний, которые надеялись с помощью этого способа получить сгорающее без отходов топливо и за счет этого избавиться от скрубберной очистки. Теперь стало очевидно, что газификация угля имеет и более важное преимущество: горячие продукты сгорания генераторного газа можно непосредственно использовать для привода газовых турбин. В свою очередь отработанное тепло продуктов сгорания после газовой турбины может быть утилизировано с целью получения пара для привода паровой турбины. Такое совместное использование газовых и паровых турбин, называемое комбинированным циклом, является ныне одним из самых эффективных способов производства электрической энергии.
Газ, полученный газификацией каменного угля и освобожденный от серы и твердых частиц, является прекрасным топливом для газовых турбин и, как и природный газ, сгорает почти без отходов. Высокий кпд комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери, связанные с превращением угля в газ. Более того, станция с комбинированным циклом потребляет значительно меньше воды, так как две трети мощности развивает газовая турбина, которая не нуждается в воде в отличие от паровой турбины.
Жизнеспособность электрических станций с комбинированным циклом, работающих на принципе газификации угля, была доказана опытом эксплуатации станции «Cool Water» фир¬мы Southern California Edison. Эта станция мощностью около 100 МВт была введена в эксплуатацию в мае 1984 г. Она может работать на разных сортах угля. Выбросы станции по чистоте не отличаются от выбросов соседней станции, работающей на природном газе. Содержание окислов серы в уходящих газах поддерживается на уровне значительно ниже установленной нормы с помощью вспомогательной системы улавливания серы, которая удаляет почти всю серу, содержащуюся в исходном топливе, и производит чистую серу, используемую в промышленных целях. Образование окислов азота предотвращается добавкой к газу воды перед сжиганием, что снижает температуру горения газа. Более того, остающийся в газогенераторе остаток несгоревшего угля подвергается переплавке и превращается в инертный стекловидный материал, который после охлаждения отвечает требованиям, предъявляемым в штате Калифорния к твердым отходам.
Помимо более высокого кпд и меньшего загрязнения окружающей среды станции с комбинированным циклом имеют еще одно преимущество: они могут сооружаться в несколько очередей, так что установленная мощность наращивается блоками. Такая гибкость строительства уменьшает риск чрезмерных или, наоборот, недостаточных капиталовложений, связанный с неопределенностью роста спроса на электроэнергию. Например, первая очередь установленной мощности может работать на газовых турбинах, а в качестве топлива использовать не уголь, а нефть или природный газ, если текущие цены на эти продукты низки. Затем, по мере роста спроса на электроэнергию, дополнительно вводятся в строй котел-утилизатор и паровая турбина, что увеличит не только мощность, но и кпд станции. Впоследствии, когда спрос на электроэнергию вновь увеличится, на станции можно будет построить установку для газификации угля.
Роль тепловых электростанций на угольном топливе является ключевой темой, когда речь идет о сохранности природных ресурсов, защите окружающей среды и путях развития экономики. Эти аспекты рассматриваемой проблемы не обязательно являются конфликтующими. Опыт применения новых технологических процессов сжигания угля показывает, что они могут успешно и одновременно решать проблемы и охраны окружающей среды, и снижения стоимости электроэнергии. Этот принцип был учтен в совместном американо-канадском докладе о кислотных дождях, опубликованном в прошлом году. Руководствуясь содержащимися в докладе предложениями, конгресс США в настоящее время рассматривает возможность учреждения генеральной национальной инициативы по демонстрации и применению «чистых» процессов сжигания угля. Эта инициатива, которая объединит частный капитал с федеральными капиталовложениями, нацелена на широкое промышленное применение в 90-е годы новых процессов сжигания угля, включая котлы с сжиганием топлива в кипящем слое и газогенераторы . Однако даже при широком применении новых процессов сжигания угля в ближайшем будущем растущий спрос на электроэнергию не сможет быть удовлетворен без целого комплекса согласованных мероприятий по консервации электроэнергии, регулированию ее потребления и повышению производительности существующих тепловых электростанций, работающих на традиционных принципах. Постоянно стоящие на повестке дня экономические и экологические проблемы, вероятно, приведут к появлению совершенно новых технологических разработок, принципиально отличающихся от тех, что были здесь описаны. В перспективе тепловые электростанции на угольном топливе могут превратиться в комплексные предприятия по переработке природных ресурсов. Такие предприятия будут перерабатывать местные виды топлива и другие природные ресурсы и производить электроэнергию, тепло и различные продукты с учетом потребностей местной экономики. Кроме котлов с сжиганием в кипящем слое и установок для газификации угля такие предприятия будут оснащены электронными системами технической диагностики и автоматизированными системами управления и, кроме того, полезно использовать большинство побочных продуктов сжигания угля.

Таким образом, возможности улучшения экономических и экологических факторов производства электроэнергии на базе каменного угля очень широкие. Своевременное использование этих возможностей зависит, однако, от того, сможет ли правительство проводить сбалансированную политику в отношении производства энергии и защиты окружающей среды, которая создала бы необходимые стимулы для электроэнергетической промышленности. Необходимо принять меры к тому, чтобы новые процессы сжигания угля развивались и внедрялись рационально, при сотрудничестве с энергетическими компаниями, а не так, как это было с внедрением скрубберной газоочистки. Все это можно обеспечить, если свести к минимуму затраты и риск путем хорошо продуманного проектирования, испытания и усовершенствования небольших опытных экспериментальных установок с последующим широким промышленным внедрением разрабатываемых систем.

neftegaz.ru

1. Тепловые электростанции.

Электрической
станцией называется энергетическая
установка, служащая для преобразования
природной энергии в электрическую.
Наиболее распространены тепловые
электрические станции (ТЭС), использующие
тепловую энергию, выделяемую при сжигании
органического топлива (твердого, жидкого
и газообразного).

На
тепловых электростанциях вырабатывается
около 76% электроэнергии, производимой
на нашей планете. Это обусловлено
наличием органического топлива почти
во всех районах нашей планеты; возможностью
транспорта органического топлива с
места добычи на электростанцию,
размещаемую близ потребителей энергии;
техническим прогрессом на тепловых
электростанциях, обеспечивающим
сооружение ТЭС большой мощностью;
возможностью использования отработавшего
тепла рабочего тела и отпуска потребителям,
кроме электрической, также и тепловой
энергии (с паром или горячей водой) и
т.п.

Высокий
технический уровень энергетики может
быть обеспечен только при гармоничной
структуре генерирующих мощностей: в
энергосистеме должны быть и АЭС,
вырабатывающие дешевую электроэнергию,
но имеющие серьезные ограничения по
диапазону и скорости изменения нагрузки,
и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию,
количество которой зависит от потребностей
в тепле, и мощные паротурбинные
энергоблоки, работающие на тяжелых
топливах, и мобильные автономные ГТУ,
покрывающие кратковременные пики
нагрузки.

1.1 Типы тэс и их особенности.

На
рис. 1 представлена классификация
тепловых электрических станций на
органическом топливе.

Рис.1.
Типы тепловых электростанций на
органическом топливе.

Рис.2
Принципиальная тепловая схема ТЭС

1
– паровой котёл; 2 – турбина; 3 –
электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 –
конденсатный насос; 6 – подогреватели
низкого давления; 7 – деаэратор; 8 –
питательный насос; 9 – подогреватели
высокого давления; 10 – дренажный насос.

Тепловой
электрической станцией называется
комплекс оборудования и устройств,
преобразующих энергию топлива в
электрическую и (в общем случае) тепловую
энергию.

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

По
назначению и виду отпускаемой энергии
электростанции разделяются на районные
и промышленные.

Районные
электростанции – это самостоятельные
электростанции общего пользования,
которые обслуживают все виды потребителей
района (промышленные предприятия,
транспорт, население и т.д.). Районные
конденсационные электростанции,
вырабатывающие в основном электроэнергию,
часто сохраняют за собой историческое
название – ГРЭС (государственные
районные электростанции). Районные
электростанции, вырабатывающие
электрическую и тепловую энергию (в
виде пара или горячей воды), называются
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как
правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют
мощность более 1 млн кВт.

Промышленные
электростанции – это электростанции,
обслуживающие тепловой и электрической
энергией конкретные производственные
предприятия или их комплекс, например
завод по производству химической
продукции. Промышленные электростанции
входят в состав тех промышленных
предприятий, которые они обслуживают.
Их мощность определяется потребностями
промышленных предприятий в тепловой и
электрической энергии и, как правило,
она существенно меньше, чем районных
ТЭС. Часто промышленные электростанции
работают на общую электрическую сеть,
но не подчиняются диспетчеру энергосистемы.

По
виду используемого топлива тепловые
электростанции разделяются на
электростанции, работающие на органическом
топливе и ядерном горючем.

За
конденсационными электростанциями,
работающими на органическом топливе,
во времена, когда еще не было атомных
электростанций (АЭС), исторически
сложилось название тепловых (ТЭС –
тепловая электрическая станция). Именно
в таком смысле ниже будет употребляться
этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и
газотурбинные электростанции (ГТЭС), и
парогазовые электростанции (ПГЭС) также
являются тепловыми электростанциями,
работающими на принципе преобразования
тепловой энергии в электрическую.

В
качестве органического топлива для ТЭС
используют газообразное, жидкое и
твердое топливо. Большинство ТЭС России,
особенно в европейской части, в качестве
основного топлива потребляют природный
газ, а в качестве резервного топлива –
мазут, используя последний ввиду его
высокой стоимости только в крайних
случаях; такие ТЭС называют газомазутными.
Во многих регионах, в основном в азиатской
части России, основным топливом является
энергетический уголь – низкокалорийный
уголь или отходы добычи высококалорийного
каменного угля (антрацитовый штыб — АШ).
Поскольку перед сжиганием такие угли
размалываются в специальных мельницах
до пылевидного состояния, то такие ТЭС
называют пылеугольными.

По
типу теплосиловых установок, используемых
на ТЭС для преобразования тепловой
энергии в механическую энергию вращения
роторов турбоагрегатов, различают
паротурбинные, газотурбинные и парогазовые
электростанции.

Основой
паротурбинных электростанций являются
паротурбинные установки (ПТУ), которые
для преобразования тепловой энергии в
механическую используют самую сложную,
самую мощную и чрезвычайно совершенную
энергетическую машину – паровую турбину.
ПТУ – основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

ПТУ,
имеющие в качестве привода электрогенераторов
конденсационные турбины и не использующие
тепло отработавшего пара для снабжения
тепловой энергией внешних потребителей,
называются конденсационными
электростанциями. ПТУ оснащённые
теплофикационными турбинами и отдающие
тепло отработавшего пара промышленным
или коммунально-бытовым потребителям,
называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Газотурбинные
тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются
газотурбинными установками (ГТУ),
работающими на газообразном или, в
крайнем случае, жидком (дизельном)
топливе. Поскольку температура газов
за ГТУ достаточно высока, то их можно
использовать для отпуска тепловой
энергии внешнему потребителю. Такие
электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В
настоящее время в России функционирует
одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г.
Электрогорск Московской обл.) мощностью
600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь
Московской обл.).[1]

Традиционная
современная газотурбинная установка
(ГТУ) – это совокупность воздушного
компрессора, камеры сгорания и газовой
турбины, а также вспомогательных систем,
обеспечивающих ее работу. Совокупность
ГТУ и электрического генератора называют
газотурбинным агрегатом.

Парогазовые
тепловые электростанции комплектуются
парогазовыми установками (ПГУ),
представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ,
что позволяет обеспечить высокую
экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться
конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском
тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В настоящее
время в России работает четыре новых
ПГУ-ТЭЦ (Северо-Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга,
Калининградская, ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго»
и Сочинская), построена также
теплофикационная ПГУ на Тюменской ТЭЦ.
В 2007 г. введена в эксплуатацию Ивановская
ПГУ-КЭС.

Блочные
ТЭС состоят из отдельных, как правило,
однотипных энергетических установок
– энергоблоков. В энергоблоке каждый
котел подает пар только для своей
турбины, из которой он возвращается
после конденсации только в свой котел.
По блочной схеме строят все мощные ГРЭС
и ТЭЦ, которые имеют так называемый
промежуточный перегрев пара. Работа
котлов и турбин на ТЭС с поперечными
связями обеспечивается по другому: все
котлы ТЭС подают пар в один общий
паропровод (коллектор) и от него питаются
все паровые турбины ТЭС. По такой схеме
строятся КЭС без промежуточного перегрева
и почти все ТЭЦ на докритические начальные
параметры пара.

По
уровню начального давления различают
ТЭС докритического давления,
сверхкритического давления (СКД) и
суперсверхкритических параметров
(ССКП).

Критическое
давление – это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской
теплоэнергетике начальные параметры
стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на
докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и
130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на
сверхкритические параметры по техническим
причинам вполняется с промежуточным
перегревом и по блочной схеме. К
суперсверхкритическим параметрам
условно относят давление более 24 МПа
(вплоть до 35 МПа) и температуру более
5600С (вплоть до 6200С), использование которых
требует новых материалов и новых
конструкций оборудования. Часто ТЭС
или ТЭЦ на разный уровень параметров
строят в несколько этапов – очередями,
параметры которых повышаются с вводом
каждой новой очереди.

studfile.net

1. Технологическая схема тэс

Цепочка технологических процессов от
доставки топлива на ТЭС до выдачи
электроэнергии:

Рис 1. Технологическая схема ТЭС

4

Доставка твердого топлива осуществляется
по железной дороге в специальных
полувагонах (четырехосные грузоподъемностью
63 т, шестиосные — 93 т и восьмиосные —
125 т). Полувагоны с углем взвешивают на
железнодорожных весах. В зимнее время
полувагоны с углем пропускают через
размораживающий тепляк, в котором
осуществляется прогрев стенок полувагона
подогретым воздухом. Далее полувагон
заталкивается в разгрузочное устройство
— вагоноопрокидыватель 1, в котором он
поворачивается вокруг продольной оси
на угол около 180°; уголь сбрасывается
на решетки, перекрывающие приемные
бункера 2. Уголь из бункеров подается
питателями на транспортер, по которому
поступает в узел пересыпки 3; отсюда
уголь подается транспортерами либо на
угольный склад 4, либо через дробильное
отделение 5 в бункера сырого угля
котельной 6, в которые может также
доставляться с угольного склада.

Весь этот топливный тракт вместе с
угольным складом относится к системе
топливоподачи, которую обслуживает
персонал топливно-транспортного цеха
ТЭС. Размол дробленого угля осуществляется
в мельнице 7 с непосредственным вдуванием
пылевоздушной смеси через горелки в
топку. Предварительно подогретый в
воздухоподогревателе 8 воздух, нагнетаемый
дутьевым вентилятором 9, подается
частично в мельницу (первичный воздух)
и частично — непосредственно к горелкам
(вторичный воздух). Дутьевой вентилятор
засасывает воздух через воздухозаборный
короб либо из верхней части котельного
отделения (летом), либо извне главного
корпуса (зимой). Широко распространен
калориферный подогрев воздуха паром
или горячей водой перед подачей его в
воздухоподогреватель.Пылеугольные
котлы обязательно имеют также растопочное
топливо, обычно мазут. Мазут доставляется
в железнодорожных цистернах 10, в которых
он перед сливом разогревается паром.
Разогретый мазут сливается по обогреваемому
межрельсовому лотку 11 в приемный
резервуар 12, из которого перекачивающими
насосами 13 подается в основной резервуар
14. Насосом первого подъема 15 мазут
прокачивается через подогреватели 16,
обогреваемые паром, после которых
насосом второго подъема 17 подается к
мазутным форсункам. Растопочным топливом
может быть также природный газ, поступающий
из газопровода через газорегулировочный
пункт 18 в котельную.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо,
топливное хозяйство значительно
упрощается по сравнению с пылеугольными
ТЭС, отпадают угольный склад, дробильное
отделение, система транспортеров,
бункера сырого угля и пыли, а также
система золоулавливания и золошлакоудаления.
На ТЭС, сжигающих твердое топливо в
котлах с жидким шлакоудалением, зола
сожженного в топке котла 19 топлива
частично вытекает в виде жидкого шлака
через сетку пола топки, а частично
уносится дымовыми газами из котла,
улавливается затем в электрофильтре
20 и собирается в бункерах летучей золы.
Посредством смывных устройств шлак и
летучая зола подаются в самотечные
каналы гидрозолоудаления 21, из которых
гидрозолошлаковая смесь, пройдя
предварительно металлоуловитель и
шлакодробилку, поступает в багерный
насос 22, транспортирующий ее по
золопроводам на золоотвал. Наряду с
гидрозолоудалением находит применение
пневмозолоудаление, при котором зола
не смачивается и может использоваться
для приготовления строительных
материалов. Дымовые газы после
золоуловителя дымососом 23 подаются в
дымовую трубу 24. При работе котла под
наддувом необходимость установки
дымососов отпадает. Подогретый пар из
выходного коллектора пароперегревателя
по паропроводу свежего пара 25 поступает
в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой
турбины 26а. После ЦВД пар по «холодному»
паропроводу промежуточного перегрева
27 возвращается в котел и поступает в
промежуточный пароперегреватель 28, в
котором перегревается вновь до температуры
свежего пара или близкой к ней. По
«горячей» линии промежуточного перегрева
27а пар поступает к цилиндру среднего
давления. (ЦСД) 26б, затем — в цилиндр
низкого давления (ЦНД) 26в

5

и из него — в конденсатор турбины 29. Из
конденсатосборника конденсатора

конденсатные насосы I ступени 30 подают
конденсат на фильтры установки очистки
конденсата 31, после которой конденсатным
насосом второй ступени 32 конденсат
прокачивается через группу подогревателей
низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор 34.
В деаэраторе вода доводится до кипения
и при этом освобождается от растворенных
в ней агрессивных газов О3 и СО2, что
предотвращает коррозию в пароводяном
тракте. Деаэрированная питательная
вода из аккумуляторного бака деаэратора,
питаемого насосом 35, подается через
группу подогревателей высокого давления
(ПВД) 36 в экономайзер 37. Тем самым
замыкается пароводяной тракт, включающий
в себя пароводяные тракты котла и
турбинной установки.

В последние годы находит применение
нейтральный водный режим с дозированием
газообразного кислорода во всасывающий
коллектор конденсатных насосов II
ступени. При этом прекращается дозировка
в конденсат или питательную воду
гидразина и аммиака, выпары деаэратора
закрываются.Концентрация кислорода в
воде 200—400 мкг/кг при высоком качестве
обессоленного конденсата и отсутствии
органических соединений обеспечивает
образование пассивирующих окисных
пленок в конденсатно-питательном тракте,
на поверхностях нагрева ПВД и парового
котла. Применение этого метода на новых
энергоблоках приведет к. бездеаэраторной
схеме.Пароводяной тракт ТЭС является
наиболее сложным и ответственным, ибо
в этом тракте имеют место наиболее
высокие температуры металла и наиболее
высокие давления пара и воды. Для
обеспечения функционирования пароводяного
тракта необходимы еще система приготовления
и подачи добавочной воды на восполнение
потерь рабочего тела и система технического
водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей
воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате
химической очистки сырой воды,
осуществляемой в специальных ионообменных
фильтрах химводоочистки 38. Из бака
обессоленной воды 39 добавочная вода
перекачивающим насосом подается в
конденсатор турбины. Охлаждающая вода
прокачивается через трубки конденсатора
циркуляционным насосом 40 и затем
поступает в башенный охладитель
(градирню) 41, где за счет испарения вода
охлаждается на тот же перепад температур,
на который она нагрелась в конденсаторе.
Система водоснабжения с градирнями
применяется преимущественно на ТЭЦ. На
ТЭС применяются системы водоснабжения
с прудами-охладителями. При испарительном
охлаждении воды выпар примерно равен
количеству конденсирующегося в
конденсаторах турбин пара. Поэтому
требуется подпитка систем водоснабжения,
обычно водой из реки.Электрический
генератор 42, вращаемый паровой турбиной,
вырабатывает переменный электрический
ток, который через повышающий трансформатор
43 идет на сборные шины 44 открытого
распределительного устройства (ОРУ)
ТЭС. К выводам генератора через
трансформатор собственных нужд 45
присоединены также шины собственного
расхода 46. Таким образом, собственные
нужды энергоблока (электродвигатели
агрегатов собственных нужд — насосов,
вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются
от генератора энергоблока. В особых
случаях (аварийные ситуации, сброс
нагрузки, пуски и остановки) питание
собственных нужд обеспечивается через
резервный трансформатор с шин ОРУ.
Надежное электропитание электродвигателей
агрегатов собственных нужд обеспечивает
надежность функционирования энергоблоков
к ТЭС в целом. Нарушения электропитания
собственных нужд приводят к отказам и
авариям. Таким образом, описанная
технологическая схема ТЭС представляет
собой сложный комплекс взаимосвязанных
трактов и систем: топливный тракт,
система пылеприготовления, пароводяной
тракт, газовоздушный тракт, шлакозолоудаление,
электрическая часть, система приготовления
добавочной воды, система технического
водоснабжения.

6

studfile.net

Оставьте комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *