Водоснабжение тепловой электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В настоящее время вода широко используется в различных областях промышленности в качестве теплоносителя, чему способствуют широкое распространение воды в природе и ее особые термодинамические свойства, связанные со строением молекул. Полярность молекул воды, характеризуемая дипольным моментом, определяет большую энергию взаимного притяжения молекул воды (ориентационное взаимодействие) при температуре 10 - 30 °С и соответственно большую теплоту фазового перехода при парообразовании, высокие теплоемкость и теплопроводность. Значение диэлектрической постоянной воды, также зависящей от дипольного момента, определяет своеобразие свойств воды как растворителя.

Основным хранилищем воды являются океаны, в которых сосредоточено более 98 % всего количества воды. Океанская вода содержит до 35 г/кг растворенных солей, главным образом ионов натрия и хлора. На долю вод с солесодержанием менее 1 г/кг (пресных вод) приходится лишь 1,7 %, причем в речных водах находится около 0,001 % всех пресных вод, так как их основная масса сосредоточена в ледниках. Но и имеющаяся в распоряжении людей вода не может без очистки (обработки) являться теплоносителем в теплоэнергетических установках, поскольку современные ТЭС и АЭС в энергетическом цикле используют воду высокого качества с содержанием примесей в пределах 0,1 - 1,0 мг/кг.

Оборудование современных ТЭС и АЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках, что требует жесткого ограничения толщины отложений на поверхностях нагрева по условиям температурного режима их металла в течение рабочей кампании. Такие отложения образуются из примесей, поступающих в циклы электростанций, в том числе и с добавочной водой, поэтому обеспечение высокого качества водных теплоносителей ТЭС и АЭС является важнейшей задачей. Использование водного теплоносителя высокого качества упрощает также решение задач получения чистого пара, минимизации скоростей коррозии конструктивных материалов котлов, турбин и оборудования конденсатно-питательного тракта. Таким образом, качество обработки воды на ТЭС и АЭС тесным образом связано с надежностью и экономичностью эксплуатации современного высокоинтенсивного котлотурбинного оборудования, с безопасностью ядерных энергетических установок.

водоснабжение электростанция турбоагрегат

1. Водоснабжение ТЭС

Водоснабжение тепловой электростанции может быть прямоточным, оборотным или смешанным.

При прямоточном водоснабжении отработавшая теплая вода сбрасывается в реку, водохранилище, озеро или море на таком расстоянии от водоприемного сооружения, чтобы исключить возможность попадания в него теплой воды. При низких температурах речной воды водоснабжение электростанций из реки может быть осуществлено по системе с подмешиванием к речной воде в маловодные периоды года отработавшей на электростанции теплой воды.

При применении системы прямоточного водоснабжения не требуется больших капиталовложений на строительство и обеспечиваются низкие и устойчивые температуры охлаждающей воды. Однако расходы воды, достаточные для прямоточного водоснабжения мощной электростанции, могут быть получены только из больших рек, на которых размещение тепловых электростанций по совокупности технико-экономических показателей (топливоснабжение, выдача электроэнергии) оправдывается лишь в редких случаях. Возможность размещения электростанций нз реках ограничивается также повышенными требованиями к условиям сброса воды в водоемы, связанными с тем, что изменение температурного режима реки оказывает большое влияние на происходящие в ней биологические процессы. Поэтому крупная теплоэнергетика в дальнейшем будет развиваться преимущественно с применением оборотного водоснабжения.

Наиболее выгодной системой оборотного водоснабжения для конденсационной электростанции является система с водохранилищем-охладителем. Однако возрастающая ценность земельных участков все чаще приводит к необходимости применения для охлаждения воды на ГРЭС градирен. В таких случаях может быть применена система воздушной конденсации с радиаторными охладителями (сухими градирнями), если в районе размещения ГРЭС не имеется источников, имеющих достаток для подпитки системы оборотного водоснабжения.

На ТЭЦ, располагаемых, как правило, вблизи потребителей тепла в крупных городах, широко применяются системы оборотного водоснабжения с испарительными градирнями.

Существуют системы смешанного водоснабжения электростанции, когда параллельно с прямотоком в маловодные периоды включаются в работу охладители (водохранилище-охладитель, градирни или брызгальные установки) либо параллельно с водохранилищем -- градирни

Подача воды на электростанцию из реки, озера или водохранилища осуществляется блочными или центральными насосными станциями либо самотеком.

2. Состав основного оборудования ТЭС

На рис. 1, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.



Рис. 1

Обозначения на схеме ТЭС:

Топливное хозяйство;

подготовка топлива;

котел;

промежуточный пароперегреватель;

часть высокого давления паровой турбины (ЧВД или ЦВД);

часть низкого давления паровой турбины (ЧНД или ЦНД);

электрический генератор;

трансформатор собственных нужд;

трансформатор связи;

главное распределительное устройство;

конденсатор;

конденсатный насос;

циркуляционный насос;

источник водоснабжения (например, река);

подогреватель низкого давления (ПНД);

водоподготовительная установка (ВПУ);

потребитель тепловой энергии;

насос обратного конденсата;

деаэратор;

питательный насос;

подогреватель высокого давления (ПВД);

шлакозолоудаление;

золоотвал;

дымосос (ДС);

дымовая труба;

дутьевой вентилятор (ДВ);

золоуловитель.

3. Описание технологической схемы ТЭС

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

топливное хозяйство и система подготовки топлива;

котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;

турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;

установка водоподготовки и конденсатоочистки;

система технического водоснабжения;

система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);

электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав мазутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива -- дымовые газы -- отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель -- градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара -- так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 -- 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 -- 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

4. Обращение воды в рабочем цикле ТЭС

Вода, получаемая из источников водоснабжения, используется на тепловых электростанциях:

а) в качестве технологического сырья для получения пара в парогенераторах, испарителях и паропреобразователях;

б) для конденсации отработавшего пара в конденсаторах паровых турбин и других производственных теплообменных аппаратах;

в) для охлаждения продувочной воды и подшипников дымососов;

г) для охлаждения воздуха, газов и масла в охладительных установках;

д) в качестве рабочего теплоносителя в теплофикационных отопительных сетях и сетях горячего водоснабжения



Рис. 2: а-электростанция с конденсационной турбиной(КЭС); б-теплоэлектроцентраль с теплофикационной турбиной(ТЭЦ); 1-водяной экономайзер;2-парогенератор с пароперегревателем; 3-питательный насос;4-деаэратор;5-конденсатный насос;6-конденсатор турбины;7-паровая турбина;8-водоподготовительная установка; 9-расширитель непрерывной продувки;10-охладитель продувочной воды(подогреватель добавочной воды);11-внешние потребители пара; 12-бак обратного конденсата;13-насос обратного конденсата;14-генератор; Д п-пар из парогенератора; Д н.о- пар из нерегулируемого отбора турбины; Д р.о -пар из регулируемого отбора турбины; Д д.в- добавочная вода; Д и.в-исходная вода; Д п.в-питательная вода;Д в.п-внутристанционные потери пара и конденсата; Д к.т- конденсат турбин; Д к.в-котловая(продувочная) вода; Д о.в-охлаждающая вода Д р.п - пар из расширителя продувочной воды; Д о.к-обратный конденсат внешних потребителей пара; Д з.к-загрязненный конденсат внешних потребителей пара

На рис. 2 изображены типичные принципиальные схемы обращения воды в рабочем цикле ТЭС с конденсационной турбиной (КЭС) и промышленной теплоэлектроцентрали с теплофикационной турбиной (ТЭЦ).

Исходная природная вода, получаемая из источников водоснабжения и направляемая в качестве технологического сырья на водоподготовительную установку либо используемая для каких-либо других целей в процессе получения электрической энергии.

Добавочная вода, используемая для восполнения потерь пара и конденсата в пароводяном цикле электростанции; в качестве добавочной воды к питательной воде парогенераторов могут быть использованы химическим обработанная вода или дистиллят (конденсат вторичного пара испарителей).

Конденсат турбин, содержащий незначительное количество растворенных веществ, является наиболее ценной составляющей питательной воды; поэтому следует всемерно стремиться к минимальным потерям его на ТЭС.

Обратный конденсат внешних потребителей пара используется, как составная часть питательной воды после его предварительной отчистки от посторонних примесей.

Питательная вода, подаваемая насосами в парогенераторы для восполнения убыли испарившиеся котловой воды и представляющая собой обычно смесь конденсата турбин, регенеративных и теплофикационных подогревателей, обратного конденсата внешних потребителей и добавочной воды.

Котловая вода, испаряемая в парогенераторах; воду, испаряемую в испарителях и паропреобразователях, называют концентратом.

Продувочная вода или концентрат, выпускаемые из парогенераторов, испарителей и паропреобразователей с целью поддержания в них на заданном уровне концентрации примесей, непрерывно поступающих в цикл ТЭС.

Охлаждающая или циркуляционная вода, используемая в конденсаторах паровых турбин для конденсации отработавшего пара.

Подпиточная вода, подаваемая в теплофикационную сеть для восполнения потерь циркулирующей в ней сетевой воды.

В рабочем цикле ТЭС имеет место внутристанционные потери пара и конденсата основными источниками которых являются:

а) парогенераторы, где теряется пар, расходуемый на привод вспомогательных механизмов, на обдувку наружных поверхностей нагрева от золы и шлака, на грануляцию шлаков в топке, на распыление в форсунках жидкого топлива, при периодическом открытии предохранительных клапанов, при продувке пароперегревателей во время растопки парогенератора и с непрерывной и периодической продувкой парогенераторов с многократной циркуляцией;

б) турбоагрегаты, где имеют место непрерывные потери пара через лабиринтовые уплотнения и в воздушных насосах, отсасывающих из конденсаторов вместе с воздухом и некоторое количество пара;

в) конденсатный и питательные баки, где происходит потеря воды через перелив и испарение горячего конденсата;

г) питательные насосы, где происходит утечка воды через неплотности сальниковых уплотнений;

д) трубопроводы, где происходят утечки воды через неплотности фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры;

е) термические деаэраторы, где происходит потеря пара с выпаром;

ж) турбонасосы, - с выхлопом пара;

з) пробоотборочные точки - с конденсатом и водой.

Внутристанционные потери пара и конденсата могут быть значительно уменьшены путем установки дренажных и сливных баков для сбора конденсата, путем правильного выбора габаритов конденсатных баков, путем применения сварки трубопроводом и обеспечения высокой плотности фланцевых соединений, ликвидации парения предохранительных коапанов, отказа от использования паровых форсунок, паровых приводов и паровых обдувочных аппаратов, а также путем применения теплообменных аппаратов с приспособлениями для конденсирования и улавливания отработавшего пара. При соблюдении этих условий внутристанционные потери пара и воды составляют незначительную величину, не превышающую 0,5-1% общей производительности парогенератора. Следовательно, на КЭС основной составляющей питательной воды является конденсат турбин, что видно из водного баланса КЭС:

Dп.в= Dк.т+Dд.в,

где Dп.в - часовой расход питательной воды, т/ч; Dк.т - часовой расход конденсата турбин, т/ч; Dд.в - часовой расход добавочной воды, т/ч, причем величина Dк.т почти в 100 раз больше, чем Dд.в. Аналогичное положение имеет место и на чисто отопительных ТЭЦ.

Солесодержание питательной воды aп.в на КЭС, определяемое из солевого баланса, равно:

aп.в = (Dк.т/ Dп.в)*aк.т + (Dд.в/ Dп.в)*ад.в,

где aк.т и ад.в - солесодержание соответственно конденсата турбин и добавочной воды, г/т, т.е. определяется в основном солесодержанием конденсата турбин.

На промышленных ТЭЦ, отпускающих отработавший пар из отборов турбин внешним потребителям на различные производственный нужды, наряду с внутристанционными потерями пара и конденсата имеют место внешние потери, величина которых зависит от специфических особенностей технологии производства и конструкции заводских аппаратов, потребляющих пар.

Движение воды и пара на промышленной ТЭЦ осуществляется по двум замкнутым контурам (рис. 1(б)): один - через конденсатор турбины, а второй - через производственные аппараты, использующие тело отработавшего пара теплофикационных турбин. В схеме условно принято, что сбор и возврат высококачественного производственного конденсата осуществляется только двумя потребителями отборного пара, а у третьего потребителя конденсат загрязнен вредными для работы парогенераторов примесями. Загрязненный производственный конденсат подается на водоподготовительную установку для умягчения, обезмасливания и обезжелезивания. Иногда конденсат греющего пара настолько сильно бывает загрязнен вредными примесями в технологических аппаратах, что требуется сложная очистка его, которая может оказаться дороже обработки природной воды, и его приходится сбрасывать в канализацию. Поэтому при проектировании систем теплоснабжения промышленных предприятий решение вопроса о целесообразности возврата производственного конденсата на ТЭЦ в каждом отдельном случае должно быть обосновано соответствующими технико-экономическими расчетами.

Водный баланс промышленных ТЭЦ характеризуется следующим уравнением:

Dп.в= Dк.т+Dд.в+Dо.к+Dр.п,

где Dо.к - обратный конденсат внешних потребителей пара, т/ч; Dр.п - пар из расширителя непрерывной продувки, т/ч.

На промышленных ТЭЦ добавочная вода восполняет не только внутристанционные потери пара и конденсата и потери воды с непрерывной продувкой, но и потери пара и конденсата у внешних потребителей. Поэтому относительная величина добавочной воды на промышленных ТЭЦ значительно больше, чем на КЭС, и конденсат турбин не является основной составляющей питательной воды.

Солесодержание питательной воды на промышленных ТЭЦ определяется не только солесодержанием конденсата турбин, но и солесодержанием других компонентов питательной воды, а именно:

ап.в = (Dк.т/Dп.в)* а к.т +(Dд.в/ Dп.в)* ад.в + (Dо.к/ Dп.в)* ао.к + ( Dр.п/ Dп.в)* ар.н

где ао.к и ар.п - солесодержание соответственно обратного конденсата и пара из расширителя непрерывной продувки, г/т.

В пароводяной тракт ТЭС непрерывно поступают загрязнения, ухудшающие качества питательной воды:

а) с паром, вырабатываемым парогенератором;

б) с присосами охлаждающей воды через неплотности в конденсаторах паровых турбин; в) с присосами через неплотности в теплофикационных подогревателях;

г) с низкокачественным дистиллятом или с забросом концентрата во вторичный пар паропреобразователей;

д) с загрязненным конденсатом внешних потребителей отборного пара теплофикационных турбин;

е) с добавочной питательной водой, восполняющей потери пара и конденсата внутри ТЭС и у внешних потребителей пара;

ж) с реагентами, вводимыми в тракт питательной воды для осуществления так называемого коррекционного водного режима, предназначенного для борьбы с коррозией конструкционных металлов и с накипелобразованием на поверхностях нагрева;

з) с продуктами коррозии элементов энергетического оборудования и трубопроводов, омываемых водой или паром.

При этом следует иметь в виду, что абсолютная величина каждого из перечисленных источников загрязнений может изменяться в довольно широких пределах в зависимости от типа ТЭС, условий ее эксплуатации, от принятой схемы обработки добавочной питательной воды и загрязненных конденсатов, а так же от противокоррозионной стойкости применяемых конструкционных материалов и защитных покрытий. Для того что бы предотвратить накопление поступающих в пароводяной тракт электростанции загрязнений, необходимо организовать их систематический вывод из пароводяного цикла путем непрерывной и периодической продувки парогенераторов с многократной циркуляцией, применения промывочно-сепарационнх устройств прямоточных парогенераторов докритического давления, химического обессоливания конденсата и т.д.

Проверка плотности ряда конденсаторов показала, что величина присоса через неплотности в соединениях колеблется в широких пределах, что обусловлено длительным воздействием на трубные пучки термических и динамических напряжений, возникающих под влиянием переменного теплового режима работы конденсатора. Кроме того, в случае агрессивной охлаждающей воды возникает опасность ее присосов через сквозные коррозионные свищи или трещины в стенках конденсаторных труб.

В тех случаях, когда охлаждающая пресная вода является маломинерализованной, загрязнения, поступающие с присосами в паровое пространство конденсатора, состоят в основном из кальциевых и магниевых солей. Если же охлаждающая вода обладает высокой минерализацией (солоноватые и морские воды), то загрязнения состоят в основном из натриевых солей.

Количество солей, поступающих в конденсат турбин через неплотности, определяется величиной и длительностью присосов охлаждающей воды и ее солесодержанием. Величина присосов бо.в охлаждающей воды может быть определена по показателям качества турбинного конденсата и охлаждающей воды из соотношения

ак.т = ап*(1- бо.в) + бо.в * ао.в,

где а к.т, а п и а о.в - показатели качества (жесткость, солесодержание и др.) соответственно турбинного конденсата, пара и охлаждающей воды.

Учитывая малую величину а п по сравнению с а о.в, формулу можно упростить, тогда

бо.в = %

Отсюда следует, что на энергоблоках с. к. д. в тех случаях, когда охлаждающая вода сильно минерализована, допустимый присос не должен превышать 0,002-0,005% расхода пара в конденсатор в условиях длительной эксплуатации энергоблока.

В целях герметизации вальцовочных соединений в трубных досках конденсаторов и предотвращения протечек охлаждающей воды через неплотности за последние годы широкое применение получили уплотняющие покрытия наносимые на трубные доски. В качестве материалов для уплотняющих покрытий используются: а) битумная мастика; б) жидкий найрит (модификация низкомолекулярного полихлоропренового каучука), который вулканизируется при температуре 100 С0; в) тиоколовый герметик, способный вулканизироваться при комнатной температуре, что позволяет применять этот материал еще в период монтажа конденсатора.

Для того чтобы избежать присосов агрессивной охлаждающей воды через сквозные свищи и трещины, конденсаторные трубы должны обладать в любых условиях надежной противокоррозионной и противоэрозионной стойкостью.

В условиях эксплуатации ТЭС нередко наблюдаются резкие возрастания присосов охлаждающей воды в конденсаторе (например, при разрыве труб); это требует, особенно энергоблоках с. к. д., непрерывного контроля качества турбинного конденсата, чтобы своевременно принимать меры для ликвидации опасных присосов.

5. Технологический принцип работы ТЭС

Технологический принцип работы ТЭС заключается в следующем.

В паровой котел постоянно подается питательная вода, которая является теплоносителем. Паровой котел нагревает воду до кипения и превращает ее в насыщенный пар, далее насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где происходит нагрев пара до температуры 5400С.

Перегретый пар поступает в турбину, в которой потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию вращения. С турбиной на одном валу сочленен генератор, который вырабатывает переменный ток с частотой f=50Гц.

Отработанный пар поступает в конденсатор турбины, где превращается в конденсат и далее конденсатным насосом вода прокачивается через группу подогревателей низкого давления и поступает в деаэратор питательной воды. Из деаэратора вода питательным насосом подается в подогреватель высокого давления и далее в паровой котел.

Рассмотрим поэлементно данную схему.

Для получения перегретого пара установлены паровые котлы с естественной циркуляцией. На рис показана элементарная схема парового котла с естественной циркуляцией, а на рис. 3 Показана схема обеспечения естественной циркуляции в барабанном котле.

Обратимся первоначально к рис.4. Питательная вода поступающая в барабан котла с экономайзера, подается в опускные трубы и далее в подъемные парообразующие трубы.

За счет теплоты топлива (Q) питательная вода нагревается до кипения и превращается в пароводяную смесь, которая поступает в барабан котла. Насыщенный пар с барабана котла направляется в пароперегреватель(рис.3 п5).

Топливо в своем составе содержит до 80-90% углерода, поэтому для его сжигания в котле необходимо подавать воздух, в котором содержится кислород.

Горение топлива в котле происходит по следующей реакции:

С+О2=СО2

Вернемся к рис. 3. Дутьевой вентилятор предназначен для подачи воздуха в котел. Нагрев воздуха осуществляется в воздухоподогревателе.

Уходящие газы, содержащие в своем составе СО2, N2, водяные пары (H2O) и СО, поступают далее в газоход котла, где отдают свою теплоту воздуху и питательной воде, которая нагревается в экономайзере. Вывод уходящих газов через дымовую трубу осуществляется дымососом.

Часто на барабанных котлах большой мощности подогрев воздуха осуществляется в выносном регенеративном воздухоподогревателе, изображенном на рис. 5.

В Регенеративном воздухоподогревателе одна и та же поверхность нагрева, представляющая собой керамическую насадку, вращаясь, то обогревается газами, то охлаждается воздухом, отдавая ему теплоту.

Воздухоподогреватели разделяются на рекуперативные и регенеративные. Рекуперативные воздухоподогреватели характеризуются тем, что передача теплоты от газов к воздуху происходит в них через разделяющую их поверхность.

Турбоагрегат

На ТЭС и АЭС устанавливаются активные турбины. На рис показана схема активной турбины. Конструктивно турбина выполняется в виде нескольких частей: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндров среднего и низкого давления (ЦСД, ЦНД).

В активных турбинах расширение пара происходит лишь в соплах, закрепленных в неподвижных перегородках - диафрагмах расположенных между рабочими колесами. Диафрагма с соплами и рабочее колесо с лопатками образуют ступень.

Турбина имеет номинальную частоту вращения n=3000 об/мин, что обеспечивает на генераторе получение тока с частотой f=50Гц.

Частота определяется следующей формулой:

f=(n/60)*P,

где n - число оборотов в минуту турбины; Р - число пар полюсов.

У реактивной турбины или ступени расширение пара происходит и в рабочих лопатках.

Паровые турбины подразделяются на конденсационные и теплофикационные. Отличие теплофикационных турбин он конденсационных состоит в том, что теплофикационные турбины имеют один или два теплофикационных отбора, предназначенных для обеспечения отпуска тепловой энергии потребителям.

Например, на Саратовской ТЭЦ-2 установлены теплофикационные турбины типа ПТ-60-90 (2 шт.) и Т-110-130 (3 шт.). Буквы обозначают, что турбина имеет П - производственный отбор и Т - теплофикационный; цифры, следующие за буквами, характеризуют электрическую мощность турбины в мегаваттах, а следующая цифра показывает давление пара перед турбиной в атмосферах. Конденсационная турбина имеет первую букву К - указывающую, что эта турбина конденсационная. Например, турбина К-220-130, ее мощность - 200 МВт, давление пара перед турбиной - 130 кгс/см2.

Производственный отбор у турбины типа ПТ предназначен для отпуска пара промышленным предприятиям давлением 8-13 атм, а теплофикационный отбор предназначен для подогрева воды в сетевых подогревателях, которые обеспечивают подачу тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения в жилищно-коммунальном секторе (ЖКС). На рис показано принципиальная схема отпуска тепловой энергии потребителя от теплофикационных турбин.

Принципиальная схема отпуска тепловой энергии турбины типа Т отличается от схемы отпуска энергии турбины типа ПТ только тем, что турбина не имеет производственного отбора пара.

Генератор

Генератор предназначен для преобразования механической энергии турбины в электрическую. На ТЭС применяются синхронные генераторы переменного тока с частотой вращения n=3000 об/мин.

На рис. 8 показана упрощенная схема синхронного генератора трехфазного тока. Синхронный генератор состоит из неподвижного статора и вращающегося ротора. Ротор выполняется в виде электромагнитов, обмотки которых нанизываются обмотками возбуждения. Эти обмотки получают питание от источника постоянного тока через кольца и щетки. В пазах статора, выполненного из стальных листов, находятся проводники, соединенные между собой последовательно, которые образуют обмотки трех фаз: A, B и С. При вращении ротора в обмотках статора наводится ЭДС, которая изменяется по синусоидальному закону.

Принцип работы синхронного генератора основан на законе электромагнитной индукции, открытым Фарадеем, который в наиболее общем виде устанавливает, что ЭДС определяется скоростью изменения магнитного потока, пронизывающего контур проводника.

Регулируя ток возбуждения ротора, изменяют напряжение синхронного генератора и отдаваемую им в сеть реактивную мощность. Регулирование возбуждения генератора позволяет повысить устойчивость параллельной работы синхронных генераторов.

Конденсаторы

Конденсатор турбины предназначен для конденсации отработавшего пара турбины. На рис показана схема работы конденсатора

Подогреватели низкого и высокого давления

Подогреватели низкого и высокого давления выполняется в виде вертикального цилиндрического корпуса. На рис показана схема движения пара и подогреваемого конденсата одного из вариантов ПНД.

Наличие в тепловой схеме ПНД и ПВД обеспечивает регенеративный подогрев питательное воды, который позволяет уменьшить расход пара конденсатор турбин и тем самым повысить КПД станции (энергоблок).

Деаэратор

Деаэраторы на ТЭС и АЭС предназначаются для удаления из воды коррозионно-активных газов: кислорода и углекислого газа. Ниже мы более подробно рассмотри работы деаэратора.

На Рис. 10 показана схема деаэраторной установки избыточного давления.

Подогрев воды и деаэрация газов осуществляются в колонке деаэратора, куда подается питательная вода. В колонке деаэратора осуществляются подогрев и десорбция газов при омывании пара струй жидкости. Пар подводится в нижнюю часть колонки и, многократно пересекая струи воды, конденсируется. Выпар удаляется из верхней части колонки и направляется в охладитель выпара. Паровоздушная смесь отводится к охладителю выпара, где основная часть пара конденсируется, отдавая теплоту направляемой в деаэратор воде, бак-аккумулятор служит для сбора и хранения определенного запаса воды.

Градирни

Градирни - это специальные устройства для искусственного охлаждения воды. Основным рабочим элементом градирни является оросительное устройство. Нагретая в конденсаторе турбины вода подается на оросительное устройство, в котором разделяется на капли, струи или пленки. Вода в виде капель, струй и пленок стекает вниз, а навстречу ей движется воздух, поступающий через боковые отверстия внизу вытяжной башни. В процессе взаимодействия с воздухом вода охлаждается как за счет конвективного теплообмена, так и в результате частичного испарения. Нагретый и насыщенный водяным паром воздух отводится вверх через вытяжную башню.

Вытяжные башни крупных современных вентиляционных градирен с естественной тягой имеют гиперболическую форму и выполняются из железобетона.

Под вытяжной башней градирни имеется бассейн глубиной 2 м для сбора охлаждающей воды. Вода из бассейна циркуляционным насосом подается в конденсатор турбины.

При применении градирен за счет испарения теряется от 1,5-2% циркуляционной воды, поэтому система должна постоянно подпитываться добавочной водой. С подпиточной водой в систему вносится какое-то количество солей, и если не организовать непрерывную продувку для выхода такого же количества солей, то солесодержание циркуляционной воды будет непрерывно расти. Рост солесодержания циркуляционной воды приводит к интенсивным отложениям на трубках конденсаторов турбин.

Основной характеристикой градирен является площадь орошения и удельная площадь орошения, которая составляет 100-150 м2/МВт. Физически это означает, что для несения 1 МВт конденсационной нагрузки на ТЭС необходима площадь орошения в среднем 150 м2.

Заключение

Круговорот воды в природе - непрерывный замкнутый процесс циркуляции воды, происходящий под влиянием солнечной радиации и сил тяжести; часть круговорота веществ на Земле. Включает испарение воды с поверхности суши, рек, озёр, водохранилищ, морей, океанов, перенос водяного пара воздушными потоками, конденсацию пара и выпадение атм. осадков, просачивание выпавшей воды - инфильтрацию, пространственное перемещение в виде поверхностного и подземного стока, течения в морях, водоёмах суши. Круговорот воды связывает воедино все части гидросферы.

Аналогично вода ведет себя и в контуре энергоблока ТЭС. Система пар/вода замкнута. Пар, после прохождения через турбину, конденсируется и вновь превращается в воду, которая дополнительно проходит через систему подогревателей и вновь попадает в паровой котел.

Список литературы

1. Чебанов С.Н, Ларин Б.М., Водоподготовка и водно-химический режим тепловых электростанций: Практическое пособие/ ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» - Иваново, 2009

2. Вихрев В.Ф., Шкроб М.С., Водоподготовка: Учебник для вузов - Москва, 1973.

3. Созинов В.П., Введение в теплоэнергетику и теплотехнику: Учебник / ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» - Иваново, 2011.

4. Мошкарина А.В., Основы энергетики Теплоэнергетика: Курс лекций для студентов энергетических вузов / ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» - Иваново, 2005.

5. Полещук И.З., Цирельман Н.М. Введение в теплоэнергетику: Учебное пособие пособие / Уфимский государственный авиационный технический университет. - Уфа, 2003.

6. Применения воды в энергетике [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://twt.mpei.ac.ru/ochkov/VPU_BOOK/intro.htm

7. Водоподготовка на ТЭС и АЭС [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://www.konversia.com/art_water_conditioning.htm

8. Вода в контуре ТЭС [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://rudocs.exdat.com/docs/index-156753.html

Размещено на Allbest.ru

...