Основи теплофіксації

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Типи теплових електростанцій та принцип їх роботи

Електроенергію виробляють на електростанціях за рахунок використання енергії, схованої в різних природних ресурсах.

1.1 Типи теплових електростанцій

За видом генерованої і відпускної енергії теплові електростанції поділяють на два основних типи: конденсаційні (КЕС), призначені тільки для виробництва електроенергії, і теплофікаційні, або теплоелектроцентралі (ТЕЦ). Конденсаційні електричні станції,що працюють на органічному паливі, будують поблизу місць його добування, а теплоелектроцентралі розміщують поблизу споживачів тепла - промислових підприємств і житлових масивів. ТЕЦ також працюють на органічному паливі, але на відміну від КЕС виробляють як електричну, так і теплову енергію у вигляді гарячої води і пари для виробничих і теплофікаційних цілей. До основних видів палива цих електростанцій відносяться: тверде - кам'яне вугілля, антрацит, напівантрацит, буре вугілля, торф, сланці; рідке - мазут і газоподібне - природний, коксовий, доменний і т.п. газ.

Атомні електростанції переважно конденсаційного типу використовують енергію ядерного палива.

Запорізька ТЕС (3600 МВт) - одна із найпотужніших ТЕС України

У залежності від типу теплосилової установки для приводу електрогенератора електростанції поділяються на паротурбінні (ПТУ), газотурбінні (ГТУ), парогазові (ПГУ) і електростанції з двигунами внутрішнього згорання (ДЕС).

У залежності від тривалості роботи ТЕС впродовж року при покритті графіків енергетичних навантажень, які характеризуються числом годин використання встановленої потужності ?уст, електростанції прийнято класифікувати на: базові (фуст > 6000 год/рік); напівпікові (фуст = 2000-5000 год/рік); пікові (фуст < 2000 год/рік).

Базовими називають електростанції, які несуть максимально можливе постійне навантаження впродовж більшої частини року. У світовій енергетиці як базові використовують АЕС, високоекономічні КЕС, а також ТЕЦ при роботі по тепловому графіку.

Пікові навантаження покривають ГЕС, ГАЕС, ГТУ, що володіють маневреністю і мобільністю, тобто швидкими пуском і зупинкою. Пікові електростанції включаються в години, коли потрібно покрити пікову частину добового графіка електричного навантаження. Напівпікові електростанції при зменшенні загального електричного навантаження або переводяться на знижену потужність, або виводяться в резерв.

По технологічній структурі теплові електростанції поділяються на блочні й неблочні. При блочній схемі основне і допоміжне обладнання паротурбінної установки не мають технологічних зв'язків з обладнанням іншої установки електростанції. Для електростанцій на органічному паливі при цьому до кожної турбіни пара підводиться від одного або двох з'єднаних з нею котлів. При неблочній схемі ТЕС пара від всіх котлів надходить в загальну магістраль і звідти розподіляється по окремих турбінах.

На конденсаційних електростанціях, які входять у великі енергосистеми, застосовуються тільки блочі системи з проміжним перегрівом пари. Неблочні схеми з поперечними зв'язками по парі та воді застосовуються без проміжного перегріву.

1.2 Принцип роботи й основні енергетичні характеристики теплових електростанцій

Електроенергію на електростанціях виробляють за рахунок використання енергії, схованої в різних природних ресурсах (вугілля, мазут, уран та ін.), за достатньо простим принципом, реалізуючи технологію перетворення енергії. Загальна схема ТЕС відображає послідовність такого перетворення одних видів енергії в інші та використання робочого тіла (вода, пара) в циклі теплової електростанції. Паливо (в даному випадку вугілля) згоряє в котлі, нагріває воду і перетворює її в пару. Пара подається в турбіни, які перетворюють теплову енергію пари в механічну енергію і приводять в дію генератори, виробляючи електроенергію Сучасна теплова електростанція - це складне підприємство, яке включає велику кількість різноманітного обладнання. Склад обладнання електростанції залежить від вибраної теплової схеми, виду використовуваного палива і типу системи водопостачання.

Основне обладнання електростанції включає: котельні й турбінні агрегати з електричним генератором і конденсатором. Ці агрегати стандартизовані по потужності, параметрах пари, продуктивності, напрузі та силі струму і т.д. Тип і кількість основного обладнання теплової електростанції відповідають заданій потужності й передбаченому режиму її роботи. Існує і допоміжне обладнання, яке служить для відпуску теплоти споживачам і використання пари турбіни для підігріву живильної води котлів і забезпечення власних потреб електростанції. До нього відноситься обладнання систем паливопостачання, деаераційно-живильної установки, конденсаційної установки, теплофікаційної установки (для ТЕЦ), систем технічного водопостачання, маслопостачання, регенеративного підігріву живильної води, хімводопідготовки, розподілу і передачі електроенергії

На всіх паротурбінних установках застосовується регенеративний підігрів живильної води, який суттєво підвищує теплову і загальну економічність електростанції, оскільки в схемах з регенеративним підігрівом потоки пари, що відводяться із турбіни в регенеративні підігрівачі, здійснюють роботу без втрат в холодному джерелі (конденсаторі). При цьому для одної і тої ж електричної потужності турбогенератора витрата пари в конденсаторі знижується і в результаті к.к.д. установки росте.

Тип застосовуваного парового котла (див. розділ 2) залежить від виду палива, яке використовується на електростанції. Для найбільш розповсюджених палив (копалини: вугілля, газ, мазут, фрезторф) застосовуються котли з П-, Т-подібною і баштовою компоновкою і топковою камерою, розробленою відповідно до того чи іншого виду палива. Для палив з легкоплавкою золою використовуються котли з рідким шлаковидаленням. При цьому досягається високе (до 90%) вловлювання золи в топці й знижується абразивне зношення поверхонь нагріву. Із цих же міркувань для високозольних палив, таких як сланці та відходи вуглезбагачення, застосовуються парові котли з чотирьохходовою компоновкою. На теплових електростанціях використовуються, як правило, котли барабанної або прямоточної конструкції. тепловий електростанція енергетичний

Турбіни і електрогенератори узгоджуються по шкалі потужності. Кожній турбіні відповідає певний тип генератора. Для блочних теплових конденсаційних електростанцій потужність турбін відповідає потужності блоків, а число блоків визначається заданою потужністю електростанції. У сучасних блоках використовуються конденсаційні турбіни потужністю 150, 200, 300, 500, 800 і 1200 МВт з проміжним перегрівом пари.

На ТЕЦ застосовуються турбіни з протитиском (типу Р), з конденсацією і виробничим відбором пари (типу П), з конденсацією і одним або двома теплофікаційними відборами (типу Т), а також з конденсацією,промисловим і теплофікаційними відборами (типу ПТ). Турбіни типу ПТ також можуть мати один або два теплофікаційних відбори. Вибір типу турбіни залежить від величини і співвідношення теплових навантажень. Якщо переважає опалювальне навантаження, то в додаток до турбін ПТ можуть бути встановлені турбіни типу Т з теплофікаційними відборами, а при перевазі промислового навантаження - турбіни типів ПР і Р з промисловим відбором і протитиском.

У даний час на ТЕЦ найбільше розповсюдження мають установки електричною потужністю 100 і 50 МВт, що працюють на початкових параметрах 12,7 МПа, 540-560°С. Для ТЕЦ великих міст створені установки електричною потужністю 175-185 МВт і 250 МВт (з турбіною Т-250-240). Установки з турбінами Т-250-240 є блочними і працюють при надкритичних початкових параметрах (23,5 МПа, 540/540°С).

Особливістю роботи електричних станцій в мережі є те, що загальна кількість електричної енергії, вироблюваної ними в кожний момент часу, повинна повністю відповідати споживаній енергії. Основна частина електричних станцій працює паралельно в об'єднаній енергетичній системі, покриваючи загальне електричне навантаження системи, а ТЕЦ одночасно і теплове навантаження свого району. Є електростанції місцевого значення, призначені для обслуговування району і не підключені до загальної енергосистеми.

Графіки електричних навантажень використовуються при плануванні електричних навантажень електростанцій і систем, розподілі навантажень між окремими електростанціями і агрегатами, в розрахунках по вибору складу робочого і резервного обладнання, визначенні потрібної встановленої потужності і необхідного резерву, числа і одиничної потужності агрегатів, при розробці планів ремонту обладнання і визначенні ремонтного резерву та ін.

При роботі з повним навантаженням обладнання електростанції розвиває номінальну абомаксимально тривалу потужність (продуктивність), яка є основною паспортною характеристикою агрегату. На цій найбільшій потужності (продуктивності) агрегат повинен довго працювати при номінальних значеннях основних параметрів. Однією з основних характеристик електростанції є їївстановлена потужність, яка визначається як сума номінальних потужностей всіх електрогенераторів і теплофікаційного обладнання з врахуванням резерву.

Робота електростанції характеризується також числом годин використання встановленої потужності, яке залежить від того, в якому режимі працює електростанція. Для електростанцій, які несуть базове навантаження, число годин використання встановленої потужності складає 6000-7500 год/рік, а для працюючих в режимі покриття пікових навантажень - менше 2000-3000 год/рік.

Навантаження, за якого агрегат працює з найбільшим к.к.д., називають економічним навантаженням. Номінальне тривале навантаження може дорівнювати економічному. Інколи можлива короткочасна робота обладнання з навантаженням на 10-20% вищим номінального при більш низькому к.к.д. Якщо обладнання електростанції стійко працює з розрахунковим навантаженням при номінальних значеннях основних параметрів або при зміні їх в допустимих межах, то такий режим називаєтьсястаціонарним.

Режими роботи з установленими навантаженнями, які відрізняються від розрахункових, або з неустановленими навантаженнями називають нестаціонарними або змінними режимами. При змінних режимах одні параметри залишаються незмінними і мають номінальні значення, інші - змінюються у визначених допустимих межах. Так, при частковому навантаженні блоку тиск і температура пари перед турбіною можуть залишатись номінальними, в той час як вакуум в конденсаторі й параметри пари у відборах змінюються пропорційно навантаженню. Можливі також нестаціонарні режими, коли змінюються всі основні параметри. Такі режими мають місце, наприклад, при пуску і зупинці обладнання, скиданні та накиді навантаження на турбогенераторі, при роботі на змінних параметрах і називаються нестаціонарними.

Теплове навантаження електростанції використовується для технологічних процесів і промислових установок, для опалення і вентиляції виробничих, житлових і громадських будівель, кондиціювання повітря і побутових потреб. Для виробничих цілей зазвичай потрібна пара тиском від 0,15 до 1,6 МПа. Проте, щоб зменшити втрати при транспортуванні й уникнути необхідності безперервного дренування води із комунікацій, з електростанції пару відпускають дещо перегрітою. На опалення, вентиляцію і побутові потреби ТЕЦ подає зазвичай гарячу воду з температурою від 70 до 180°С.

Теплове навантаження, що визначається витратою тепла на виробничі процеси і побутові потреби (гаряче водопостачання), залежить від зовнішньої температури повітря. В умовах України влітку це навантаження (як і електричне) менше зимового. Промислове і побутове теплові навантаження змінюються впродовж діб, крім того, середньодобове теплове навантаження електростанції, що витрачається на побутові потреби, змінюється в робочі та вихідні дні. Типові графіки змін добового теплового навантаження промислових підприємств й гарячого водопостачання житлового району показані на мал. 1.7 і 1.8.

Ефективність роботи ТЕС характеризується різними техніко-економічними показниками, одні з яких оцінюють досконалість теплових процесів (к.к.д., витрати теплоти і палива), а інші характеризують умови, в яких працює ТЕС. Як видно із малюнків, комбінований виробіток електричної і теплової енергії забезпечує значне підвищення теплової економічності електростанцій завдяки зменшенню втрати теплоти в конденсаторах турбін.

Найбільш важливими і повними показниками роботи ТЕС є собівартості електроенергії і теплоти.

Теплові електростанції мають як переваги, так і недоліки в порівнянні з іншими типами електростанцій. Можна вказати наступні переваги ТЕС:

* відносно вільне територіальне розміщення, пов'язане з широким розповсюдженням паливних ресурсів;

* здатність (на відміну від ГЕС) виробляти енергію без сезонних коливань потужності;

* території відчуження і виведені із господарського обороту землі під спорудження і експлуатацію ТЕС, як правило, значно менші, ніж це необхідно для АЕС і ГЕС;

* ТЕС споруджуються значно швидше, ніж ГЕС або АЕС, а їх питома вартість на одиницю установленої потужності нижча в порівнянні з АЕС.

У той же час ТЕС володіють великими недоліками:

* для експлуатації ТЕС зазвичай потрібно набагато більше персоналу, ніж для ГЕС, що пов'язано з обслуговуванням досить масштабного за об'ємом паливного циклу;

* робота ТЕС залежить від поставок паливних ресурсів (вугілля, мазут, газ, торф, горючі сланці);

* змінність режимів роботи ТЕС знижує ефективність, підвищує витрату палива і призводить до підвищеного зношення обладнання;

* існуючі ТЕС характеризуються відносно низьким к.к.д. (в основному до 40%);

* ТЕС чинять прямий і неблагополучний вплив на навколишнє середовище і не є екологічно «чистими» джерелами електроенергії.

Найбільшу шкоду екології навколишніх регіонів завдають електростанції, які працюють на вугіллі, особливо високозольному. Серед ТЕС найбільш «чистими» є станції, що використовують в своєму технологічному процесі природний газ.

За оцінками експертів, ТЕС всього світу викидають в атмосферу щорічно близько 200-250 млн. тонн золи, більше 60 млн. тонн сульфідного ангідриду, велику кількість оксидів азоту і вуглекислого газу (який викликає так званий парниковий ефект і призводить до довготермінових глобальних кліматичних змін), поглинаючи велику кількість кисню. Крім того, на даний час встановлено, що надлишковий радіаційний фон навколо теплових електростанцій, які працюють на вугіллі, в середньому у світі в 100 разів вищий, ніж поблизу АЕС такої ж потужності (вугілля в якості мікродомішок майже завжди містить уран, торій і радіоактивний ізотоп вуглецю). Тим не менше, добре відпрацьовані технології будівництва, обладнання і експлуатації ТЕС, а також менша вартість їх спорудження приводять до того, що на ТЕС припадає основна частина світового виробництва електроенергії. З цієї причини удосконаленню технологій ТЕС і зниженню негативного впливу їх на навколишнє середовище у всьому світі приділяється велика увага.

2. Теплоцентралі - підприємства комбінованого вироблення теплоти й електроенергії. Теплофікація

Типи і умови роботи теплоелектроцентралей Особливості теплоелектроцентралі зумовлені її основною задачею, яка полягає в забезпеченні споживачів тепловою енергією у вигляді пари або гарячої води необхідних параметрів. Сам процес забезпечення споживачів тепловою енергією називається теплофікацією. У сучасній теплофікації розрізняють наступні типи ТЕЦ: паротурбінні з турбіною з протитиском і відпуском тепловим споживачам всієї або частини відпрацьованої в ній пари; паротурбінні з конденсаційною турбіною, яка має теплофікаційний відбір або відбори для відпуску пари тепловим споживачам; газотурбінні (ГТУ) з використанням тепла вихлопних газів у котлі-утилізаторі або безпосередньо в технологічному процесі; дизельні (ДЕС) з виробництвом високопотенційного тепла завдяки енергії вихлопних газів і низькопотенційного - із контурів охолодження двигуна; парогазові (ПГУ) з використанням тепла вихлопних газів ГТУ для виробництва пари, яка повністю або частково спрямовується в одну або декілька парових турбін.

Принципова теплова схема найпростішої ТЕЦ, яка несе промислове парове навантаження. Пара, отримана в котлі 1, надходить в турбіну 2, безпосередньо з'єднану з електрогенератором3, а потім спрямовується в конденсатор 4. Із проміжного ступеня турбіни при необхідному регульованому тиску відбирають пару, яка подається споживачам теплоти 7. На виробництві частина пари втрачається, а частина конденсується і насосом 8 направляється в живильний бак 6, в який конденсатним насосом 5 подається і конденсат з конденсатора. Для заміщення втрат пари і конденсату в живильний бак трубопроводом 10 додається хімічно очищена вода. Живильна вода подається в котел 1 живильним насосом 9.

У випадках, коли потрібна велика кількість пари для технологічних потреб підприємств, на ТЕЦ встановлюють парові турбіни з протитиском, в тому числі з регульованим відбором пари, - турбіни типів Р, ПР, ТР. Оскільки в таких установках відсутній конденсатор, то вся відпрацьована в турбіні пара спрямовується споживачу тепла. У цій установці кількість пари, що проходить через турбіну, а отже, і кількість виробленої електричної енергії повністю залежать від теплового споживання, тобто в цьому випадку ТЕЦ працює за тепловим графіком. При понижених електричних навантаженнях частину пари необхідно пропускати повз турбіну, через редукційноохолоджувальний пристрій (РОП). При високих електричних навантаженнях і невеликій потребі в парі у теплового споживача електроенергія, якої не вистачає, повинна вироблятись на електростанціях з турбінами конденсаційного типу. Таким чином, установка буде використовуватись достатньо ефективно тільки в тому випадку, якщо вона розрахована на те теплове навантаження, яке зберігається впродовж більшої частини року. Тиск пари за турбіною повинен бути вибраний такий, який потрібен споживачу.

У турбінах з конденсатором і регульованими відборами пари після того, як частина енергії пари витрачається на приведення у рух ротора турбіни і параметри її понизяться, відбувається відбір деякої частки пари для споживачів. Частка пари, що залишилась, далі звичайним порядком використовується у турбіні й потім надходить у конденсатор. На установках з турбінами конденсаційного типу, які мають регульовані відбори, вироблення електричної енергії й відпуск тепла можуть змінюватись у достатньо широких межах, незалежно один від одного. При цьому повна номінальна електрична потужність, якщо вона потрібна, може бути досягнута за відсутності теплового навантаження. Турбіни такого типу мають зазвичай один, два або навіть три регульованих відбори.

У відповідності зі схемами теплопостачання споживачів розрізняють відкриті й закриті схеми теплопостачання. Схеми теплопостачання споживачів безпосередньо з контуру ТЕЦ називаються відкритими, а ті, в яких використовуються сітьові підігрівачі, - закритими.

Одним з основних напрямків в розвитку теплоенергетики є збільшення одиничної потужності обладнання ТЕС. Проте можливості підвищення одиничної потужності ТЕЦ і, відповідно, теплофікаційних турбін обмежені у порівнянні з конденсаційними турбінами, оскільки передача теплової енергії потребує більших затрат, чим передача електричної енергії. Одинична потужність ТЕЦ визначається концентрацією теплоспоживання й оптимальними для даної концентрації розмірами району, що приєднується до ТЕЦ, а також існуючими обмеженнями щодо захисту навколишнього середовища, вибору майданчика і т.д.

2. Режими роботи, параметри і енергетичні характеристики теплофікаційних турбін

В останні десятиліття ХХ століття розроблені й введені в експлуатацію такі теплофікаційні турбіни: Т-50-130, Т-100-130, ПТ-50-130/7, Р-40-130/13, Р-100/105130/15, ПТ-135/165-130/15, Т-175-210-130, Т-250/300-240. У цих турбінах основними рішеннями є: зниження температурного рівня відводу теплоти із циклу шляхом організації двоступеневого підігріву сітьової води; виключення дроселювання відбираної пари; зменшення втрат тиску в трубопроводах відбору і недогрівів у сітьових підігрівачах; раціональний вибір конструкції турбіни, виходячи з умов спільної роботи теплофікаційної турбіни і теплових мереж; аеродинамічне відпрацювання лопаткового апарату і елементів парового тракту. Забезпечено високу експлуатаційну надійність, ступінь автоматизації турбіни і всієї турбоустановки.

Турбіна Т-110/120-130 виконується трициліндровою. У циліндрі високого тиску пара розширюється до тиску верхнього регенеративного відбору (біля 3,4 МПа), у циліндрі середнього тиску - до тиску нижнього опалювального відбору. Циліндр низького тиску (ЦНТ) виконаний двопотоковим. Циліндр високого тиску (ЦВТ) виконаний протипотоковим відносно циліндра середнього тиску (ЦСТ), що дозволило застосувати жорстку муфту між роторами високого і середнього тиску і один упорний підшипник зі збереженням відносно невеликих осьових зазорів у проточній частині як ЦВТ, так і ЦСТ.

Теплофікаційна турбіна з протитиском Р-100-130/15 виконується одноциліндровою. Пара до турбіни надходить від двох окремо стоячих стопорних клапанів. Паророзподіл - сопловий, чотирьохклапанний. Регулюючі клапани розміщені на корпусі турбіни. До внутрішнього корпусу пара підводиться в середній частині циліндру. Проточна частина циліндру має 13 ступенів, в лівому потоці - регулюючий ступінь і шість ступенів тиску, а в правому потоці - шість ступенів тиску з великим кореневим діаметром.

Теплофікаційні турбіни мають свої особливості, обумовлені наявністю регульованих відборів пари. До них відносяться: ускладнення конструкції турбін, викликане додатковим виведенням із циліндра великих об'ємних витрат пари і розміщенням регулюючих органів відбору; створення комплектуючого обладнання - сітьових підігрівачів, зворотних запобіжних клапанів великої пропускної здатності; розміщення численного додаткового обладнання і трубопроводів відбору в машинному залі обмежених розмірів; вирішення задач регулювання декількох параметрів; забезпечення надійності й стабільної економічності лопаткового апарату і турбоагрегату в цілому в характерному для теплофікаційних турбін широкому діапазоні можливих режимів.

Для теплофікаційних турбін Т-250/300240 і Т-180-130 з початковим тиском 23,5 і 12,8 МПа відповідно прийнятий проміжний перегрів пари. Наявність проміжного перегріву дозволяє підвищити теплову економічність і знизити вологість пари в останніх ступенях турбіни, але при деякому збільшенні питомої вартості й погіршенні маневреності електростанції.

Для теплофікаційних турбін ефективність проміжного перегріву пари менша, ніж для конденсаційних, причому теплова ефективність проміжного перегріву знижується зі збільшенням тиску відбираної пари. Більше того, починаючи з деякого тиску застосування проміжного перегріву призводить до зниження економічності турбоустановки. Це пояснюється тим, що збільшення теплоперепаду, яке має місце в результаті проміжного перегріву, з ростом тиску відбираної пари зменшується, в той час як витрата теплоти на проміжний перегрів і втрати в тракті перегріву залишаються постійними.

Теплова ефективність підвищення початкових параметрів у теплофікаційних й конденсаційних турбінах без проміжного перегріву різна: в теплофікаційних турбінах підвищення початкового тиску більш ефективне, а підвищення початкової температури менш ефективне, ніж у конденсаційних турбін, причому відмінності зростають зі збільшенням тиску відбираної пари.

Особливістю теплофікаційних турбін є можливість підвищення їх теплової економічності за рахунок вдосконалення тієї частини теплової схеми, яка відноситься до використання теплоти відпрацьованої у турбіні пари.

Завдяки більш повному використанню теплової енергії палива коефіцієнт корисної дії ТЕЦ досягає 60-65%, тоді як к.к.д. КЕС не перевищує, як правило, 40%.

У даний час на опалювальних ТЕЦ найбільше розповсюдження мають установки електричною потужністю 100 і 50 МВт, які працюють з початковими параметрами 12,7 МПа, 540-560°С. Для опалювальних ТЕЦ великих міст створені установки електричною потужністю 175 МВт (з турбіною Т-175-130) і 250 МВт ( з турбіною Т-250-240). Установки з турбінами Т-250-240 є блочними й працюють при надкритичних початкових параметрах (23,5 МПа, 540°С).

Параметри пари перед турбіною 12,7 МПа, 540-560°С. Турбіна має сім відборів, із яких два останніх - теплофікаційні. Система регенеративного підігріву складається із трьох підігрівачів високого тиску (ПВТ), деаератора і чотирьох підігрівачів низького тиску (ПНТ). Крім того, як і звичайно, у системі є підігрівачі, що працюють на парі ущільнень й парі ежекторної установки. Усі ПВТ мають вбудовані охолоджувачі дренажу.

Підігрів сітьової води відбувається в сітьових підігрівачах. У зимовий час для підігріву води можна використовувати також вбудований в конденсатор виділений пучок. При такій схемі подача циркуляційної води в конденсатор припиняється і тиск в ньому дещо зростає (до 0,01-0,02 МПа в залежності від температури сітьової води, що надходить в цей пучок, - температури «оборотки»). Проте теплота відпрацьованої пари при цьому повністю використовується. У холодний час року, коли кількості тепла, що віддається парою теплофікаційних відборів, недостатньо, включається піковий водогрійний котел, встановлений на ТЕЦ. У літній період сітьова вода підігрівається тільки парою першого теплофікаційного відбору (нижнього).

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі в залежності від режиму знаходиться в межах 0,05-0,15 МПа, а у верхньому - в межах 0,06-0,25 МПа. Максимальна витрата пари на турбіну складає 460-480 т/год. Номінальне навантаження відборів дорівнює 670 ГДж/год (310 т/год на обидва сітьових підігрівача). При роботі за схемою із вбудованим пучком теплофікаційне навантаження зростає до 710-730 ГДж/год. Температура живильної води при номінальному навантаженні досягає 230°С. Для суто конденсаційного режиму при номінальній потужності 100 МВт витрата пари на турбіну складає 360 т/год, максимальний пропуск пари в конденсатор при цьому рівний 270 т/год.

2.1 Теплофікація й централізоване теплопостачання

Відомо, що термодинамічною основою теплофікації є корисне використання для цілей теплопостачання відпрацьованої теплоти, що відводиться із теплосилового циклу. Термін «теплофікація» об'єднує одночасно два поняття, дві технології, а саме: комбіноване (спільне) виробництво електричної і теплової енергії на теплових електростанціях і централізоване теплопостачання, коли від одного (або декількох) джерел теплової енергії остання передається мережами численним споживачам. Централізоване теплопостачання - це забезпечення споживачів теплотою тільки за рахунок використання ТЕЦ. Процес централізованого теплопостачання складається із трьох послідовних операцій: підготовки теплоносія, транспортування його до споживачів, використання теплоти теплоносія споживачами.

Перша операція здійснюється на ТЕЦ. У залежності від роду теплоносія системи теплопостачання поділяють на водяні й парові. Водяні системи отримали розповсюдження для теплопостачання сезонних споживачів теплоти і гарячої води, а парові використовують для технологічного теплопостачання споживачів високотемпературним теплоносієм. Практика показала наступні переваги водяних систем теплопостачання в порівнянні з паровими: можливість зміни температури в системі в широких межах (20-200°С); більш повне використання теплоти від ТЕЦ; відсутність втрат конденсату; менші втрати теплоти в навколишнє середовище в теплових мережах; воду легко передавати на великі відстані (до 20-50 км), не збільшуючи тиск пари у відборі. Крім того, водяні системи теплопостачання мають велику акумулюючу здатність, внаслідок чого короткочасні зміни кількості теплоти, що підводиться до сітьової води, менше відображаються на температурних режимах приміщень, які обігріваються. При обігріві приміщень гарячою водою легше підтримувати допустиму температуру опалювальних батарей (90-95°С).

На мал. 4.20, а наведена схема підігріву сітьової води, що застосовується в даний час на крупних ТЕЦ з опалювальним навантаженням. Сітьова установка має два підігрівача, до яких підводиться пара із двох відборів турбіни. У конденсаторі є окремий вбудований теплофікаційний пучок. У зимовий період через цей пучок пропускається сітьова вода або додаткова вода, яка направляється потім у теплову мережу для компенсації витоків. Коли через теплофікаційний пучок проходить сітьова вода, вона нагрівається в ньому на декілька градусів і потім надходить у сітьові підігрівачі. Коли через теплофікаційний пучок проходить додаткова вода, сітьова вода із магістралі направляється безпосередньо в сітьові підігрівачі.

Після сітьових підігрівачів встановлений піковий водогрійний котел (ПВК), проте ПВК включається тільки тоді, коли кількості взятої із відборів пари недостатньо для покриття всього теплового навантаження. При включеному теплофікаційному пучку конденсатора технічна вода у конденсатор не підводиться й теплофікаційна установка працює без втрат в холодному джерелі. При цьому турбіна переводиться в режим роботи з погіршеним вакуумом. У літній період сітьова вода підігрівається тільки в сітьовому підігрівачі нижнього ступеня.

На багатьох установках є тільки один теплофікаційний відбір (мал. 4.20, б). Пара з цього відбору з тиском 0,12-0,24 МПа (на деяких турбінах тиск змінюється в межах 0,07-0,24 МПа) відводиться до основного підігрівача сітьової установки. Додатковий підігрів сітьової води (у холодні дні опалювального сезону) може відбуватись у піковому підігрівачі, пара до якого підводиться від РОП або від промислових відборів турбіни (якщо це не призведе до необхідності зменшити витрату пари на технологічні потреби). На схемі, зображеній на мал. 4.20, б, поряд з основним і піковим підігрівачами показаний також охолоджувач дренажу. Цей теплообмінник є на сітьових установках, до яких підводиться пара від регульованого відбору установки середнього тиску з деаератором, що працює при тиску 0,12 МПа. При низькій температурі зовнішнього повітря тиск в основному підігрівачі піднімається до 0,24 МПа, а температура дренажу - до 125°С. Для забезпечення нормальної роботи деаератора в цих умовах дренаж необхідно охолоджувати. Охолодження дренажу сітьовою водою не приводить до зміни теплової економічності ТЕЦ, оскільки через підігрів сітьової води в охолоджувачі дренажу витрата пари в основний підігрівач зменшується, а витрата пари на деаератор збільшується.

На установках з деаератором, що працюють при 0,6 МПа і вище, охолоджувач дренажу не потрібен.

Друга операція централізованого теплопостачання - транспортування теплоносія до місця споживання. Гаряча вода і пара під тиском, що досягає в окремих випадках 3 МПа, доставляються споживачам трубопроводами. Сукупність трубопроводів, призначених для передачі теплоти, називається тепловою мережею.

Конденсат, отриманий після використання пари споживачами, являє собою чисту воду, практично позбавлену домішок солей, оскільки ця вода перед подачею в парогенератори очищується в живильниках. Конденсат доцільно збирати і потім знову використовувати для виробництва пари. Тому парова мережа виконується із парових труб і конденсатопроводів. Водяна мережа також складається із двох видів трубопроводів - подавальних і зворотних.

Теплові мережі зазвичай прокладають під землею, але інколи застосовують і наземне прокладання труб на естакадах або окремо стоячих щоглах. Оскільки при нагріванні трубопроводи розширяються і змінюється їх довжина, то трубопроводи виконуються з температурними компенсаторами, а частина опор, що підтримує труби, виконуються рухомими.

Для зменшення втрат теплоти теплопроводи ззовні покривають тепловою ізоляцією, в якості якої застосовують діатомові фасонні вироби, мінеральну вату, пінобетон та ін. Теплова ізоляція дозволяє при передачі гарячої води з температурою біля 150°С мати втрати не більше 0,4-0,6°С на кожному кілометрі. Проте навіть такі невеликі втрати при розвинутих теплових мережах складають у сукупності значну кількість теплоти, на вироблення якої потрібна велика витрата палива.

Останнім часом знайшли широке застосування труби з попередньою поліуретановою ізоляцією. Теплова поліуретанова ізоляція має переваги в порівнянні з традиційною: вона не гігроскопічна, володіє тривалим терміном експлуатації і, найголовніше, низьким коефіцієнтом теплопровідності (г = 0,027 Вт/м°С). Враховуючи, що економія палива пов'язана з удосконаленням теплової ізоляції, підвищення її якості відноситься до одної з найважливіших задач теплофікації.

Недоліками водяних систем теплопостачання є підвищена витрата електроенергії на транспорт води в мережах, підвищений витік води при аварії, жорсткий гідравлічний зв'язок між ділянками мережі через високу густину теплоносія, а також те, що температура води може виявитись нижче заданої за технологічними умовами.

Третя операція центрального теплопостачання - подача теплоносія споживачам, зв'язана з наявністю двох систем - закритої і відкритої.

У закритій системі теплопостачання теплоносій не витрачається споживачем і не відбирається із мережі, а використовується тільки для транспортування теплоти; у відкритих - вона частково або повністю відбирається споживачем із мережі.

Закриті системи характеризуються стабільністю якості теплоносія, що поступає до споживача, простотою санітарного контролю установки гарячого водопостачання, а також контролю герметичності системи за допомогою датчиків тиску. До їх недоліків відносяться: складність обладнання і експлуатації вводів до споживачів, корозія труб у споживачів через використання недеаерованої водопровідної води, можливість випадіння накипу в трубах.

У відкритих водяних системах теплопостачання застосовуються однотрубні схеми з низькопотенційними тепловими режимами, які мають більшу довговічність обладнання вводів до споживачів. Їх недоліками є необхідність збільшення потужності водопідготовчих установок, що розраховуються на компенсацію витрат води, яка відбирається із системи, і нестабільність санітарних показників зі складною схемою санітарного контролю і контролю герметичності системи.

Теплові мережі, які відповідають за транспортування теплоносія до споживача, закінчуються тепловими пунктами (ТП), які служать для розподілу теплоти на місцях. У залежності від кількості обслуговуваних споживачів розрізняють індивідуальні (місцеві) і центральні (групові) теплові пункти. Індивідуальні служать для обслуговування одного або декількох споживачів з однаковими параметрами споживання. Групу споживачів (декілька будівель) або цілий район обслуговують центральні теплові пункти. Обладнання теплових пунктів у кожному конкретному випадку вибирається, виходячи із потреби повного задоволення всіх споживачів теплотою як в якості теплоносія для системи опалення, так і для гарячого водопостачання.

Переваги теплофікації полягають в тому, що вона давала і дає можливість замість численних і, як правило, недостатньо удосконалених місцевих котелень використовувати високоефективні джерела тепла - ТЕЦ, здатні працювати практично на будь-якому виді органічного палива, а також корисно застосовувати в системах централізованого теплопостачання відпрацьовану при виробітку електроенергії теплоту, яка на теплових електростанціях конденсаційного типу неефективно скидається в навколишнє середовище, створюючи так зване «теплове забруднення» навколишнього середовища.

Завдяки перевагам, властивим централізації теплопостачання і комбінованому виробництву електричної і теплової енергії, теплофікація стала одним із основних напрямків у розвитку електроі теплоенергетики.

Незважаючи на переваги, при максимальній централізації теплопостачання на ТЕЦ може бути вироблено тільки 25-30% потрібної електроенергії. Робота ж конденсаційних станцій визначається тільки умовами вироблення електроенергії, що забезпечує сприятливі можливості для концентрації великих електричних потужностей і швидкого нарощування електроенергетичного потенціалу. Тому будуть розвиватись як теплоелектроцентралі, так і конденсаційні станції.

Сьогодні поряд з класичною водопаровою теплофікаційною технологією в світі дуже широко застосовуються газотурбінна і парогазова технології. Використання цих технологій переважно на ТЕЦ, де основним паливом є природний газ, дозволяє суттєво збільшити к.к.д. ТЕЦ, особливо в частині виробництва електроенергії. Серед побудованих в світі парогазових електроцентралей, що знаходяться в даний час в експлуатації, є електростанції з к.к.д., рівним 56-60%. При успішному вирішенні питань подальшого збільшення температури на вході в газову турбіну шляхом додаткового удосконалення системи охолодження компонентів, матеріалів, аеродинаміки компресора і турбіни, а також захисних і теплоізоляційних покриттів к.к.д. парогазової електростанції може досягнути 65%.

Будівництво нових крупних ТЕЦ і створення протяжних систем централізованого теплопостачання, а також модернізація існуючих паротурбінних теплофікаційних електростанцій, що працюють на природному газі, шляхом вводу газотурбінних надбудов і перетворення їх в парогазові установки великої потужності, будівництво ТЕЦ на базі дизельних електростанцій, газотурбінних установок і парогазових установок малої і середньої потужності, а також на базі формування компактних систем теплопостачання - міні-ТЕЦ (МТЕЦ) - це основні напрямки розвитку теплофікації, які не суперечать один одному, а доповнюють один одного.

2.2 Споживання теплової енергії в Україні

Теплофікація є особливістю вітчизняного теплопостачання і забезпечує близько 40% теплової енергії, що споживається в промисловості й комунальному господарстві для потреб опалення і гарячого водопостачання. Споживання теплової енергії в Україні характеризується наступними особливостями. По-перше, існуючий житловий фонд України і нове будівництво відрізняються великою різноманітністю, що накладає відбиток і на забезпечення його тепловою і електричною енергією, необхідною для опалення, гарячого водоі електропостачання. Питання економного і ефективного використання цих видів енергії зараз особливо актуальні для України, яка споживає імпортоване паливо.

По-друге, різноманітність промислових підприємств за продукцією, що випускається, особливостями виробництва і розташування сировини часто не дозволяє використовувати в них електроенергію і теплоту, отриману централізованим шляхом на ТЕЦ. Крім того, при значному віддаленні підприємства від ТЕЦ стає невигідним транспортування до нього гарячого теплоносія від ТЕЦ.

По-третє, багато ТЕЦ України що відпрацювали свій ресурс, підлягають глибокому відновлювальному ремонту і є основним джерелом забруднення атмосфери. Крім того, більшість розподільних теплових мереж знаходяться в поганому технічному стані й сприяють значним втратам теплоти в навколишнє середовище.

Всі ці особливості ставлять питання про можливість і необхідність реалізації в Україні ідей помірно-децентралізованого енергозабезпечення як житлового фонду, так і промислових об'єктів, тобто широкого застосування поряд з традиційними ТЕЦ когенеративних технологій.

3. Конденсаційні електростанції

Конденсаційними електричними станціями (КЕС) називаються теплові електричні станції, призначені тільки для виробництва електроенергії. Головною особливістю конденсаційних електричних станцій є те, що в них забезпечуються умови максимально повного перетворення енергії пари, виробленої у котлі, шляхом максимально можливого розширення її у робочих циліндрах турбіни у механічну енергію обертання ротора-турбогенератора, а потім в електричну енергію.

Для забезпечення максимально повного перетворення енергії пари вихлоп її із турбіни здійснюється у спеціальні теплообмінники, в яких відбувається конденсація відпрацьованої пари й підтримується мінімальний для конкретних температурних умов тиск (вакуум). Такі теплообмінники отримали назву конденсаторів (див. підрозділ 3.2). Захована теплота пароутворення, що виділяється при конденсації, скидається через зовнішній циркуляційний контур у навколишнє середовище (водойму або атмосферу) й безповоротно втрачається. Частка цієї теплоти у загальному балансі паросилової установки досягає 60-65%, що зумовлює відносно низький термічний коефіцієнт корисної дії (к.к.д.) конденсаційних електричних станцій, в основному не перевищуючий 40%.

Для підвищення термічного к.к.д. намагаються максимально підвищити температуру й тиск пари на вході у турбіну, застосувати вторинний перегрів пари, а також знизити частку теплоти, що втрачається у конденсаторі, шляхом використання захованої теплоти пароутворення недопрацьованої частини пари, відібраної із турбіни, у підігрівачах живильної води системи регенерації.

Максимальні температура й тиск на КЕС обмежуються жароміцністю й жаростійкістю сталей, що застосовуються у конструкціях пароперегрівачів котла, паропроводів, елементів проточної частини турбіни. Сучасні потужні теплові електростанції працюють при тиску пари на вході у турбіну до 26 МПа та її температурі порядку 540- 568°С.

Сучасна конденсаційна електрична станція - це складний технологічний комплекс будівель, споруд та агрегатів з блочною схемою установки обладнання, за якої блок «котел-турбіна-генератор» є незалежно включеною виробничою одиницею, що самостійно регулюється. Як приклад розглянемо роботу електростанції, що спалює вугілля.

Паливо (вугілля), що надходить на ТЕС, вивантажується із вагонів розвантажувальними пристроями і подається через дробильне приміщення конвеєрами в бункер сирого палива або на склад резервного палива. Вугілля розмелюється в млинах. Вугільний пил, пройшовши сепаратор і циклон, із пилових бункерів разом з гарячим повітрям, що подається млиновим вентилятором, надходить в топку котла. Утворені в топці високотемпературні продукти згорання при русі по газоходах нагрівають воду в теплообмінниках (поверхнях нагріву) котла до стану перегрітої пари. Пара, розширюючись в ступенях турбіни, приводить в обертання її ротор й з'єднаний з ним ротор електрогенератора, в якому збуджується електричний струм. Електроенергія, що виробляється, за допомогою підвищувальних трансформаторів перетворюється у струм високої напруги, передається на відкритий розподільчий пристрій (ВРП) і потім в енергосистему.

Для забезпечення електроенергією електродвигунів, освітлювальних пристроїв й приладів електростанції використовується розподільчий пристрій власних потреб.

Відпрацьована у турбіні пара надходить в конденсатор. Утворений там конденсат подається конденсатними насосами через регенеративні підігрівачі низького тиску у деаератор. Тут при температурі, близькій до температури насичення, відбувається видалення розчинених у воді газів, які викликають корозію обладнання, й підігрівається вода до температури насичення. Втрати конденсату (витоки через нещільності у трубопроводах станції або у лініях споживачів) компенсуються хімічно очищеною (знесоленою) у спеціальних установках водою, добавленою у деаератор. Деаерована й підігріта живильна вода подається живильними насосами у регенеративні підігрівачі високого тиску, а потім в економайзер котла. Цикл перетворення робочого тіла повторюється.

Пристрої для хімічної обробки додаткової води знаходяться у хімічному цеху.

Охолоджуюча вода від джерела технічного водопостачання подається у конденсатор циркуляційними насосами, розташованими в насосній станції. Підігріта охолоджуюча вода (циркуляційна) скидається у систему охолодження або в природну водойму на деякій відстані від місця забирання, достатній для того, щоб підігріта вода не підмішувалась до забраної. У схемах може бути передбачена невелика сітьова підготовча установка для теплофікації електростанції й прилеглого селища. До сітьових підігрівачів такої установки пара поступає із відборів турбіни.

Гази, що утворюються при спалюванні палива у котлі, проходять послідовно топкову камеру, поверхні пароперегрівача й водяного економайзера, де віддають теплоту робочому тілу, а у повітропідігрівачі - повітрю, що подається у паровий котел. Потім у золовловлювачах (електрофільтрах) гази очищаються від летючої золи й через димову трубу димососами викидаються в атмосферу.

Шлак і зола з-під топкової камери, повітропідігрівача й золовловлювачів змивається водою й каналами надходять до багерних насосів, які перекачують їх на золовідвали.

Повітря, необхідне для горіння, подається у повітропідігрівачі парового котла дуттьовим вентилятором. Забір повітря здійснюється із верхньої частини котельного відділення або ззовні.

Контроль та управління роботою теплової станції здійснюється з пульта управління.

Першу схему називають схемою без проміжного перегріву, другу - з проміжним перегрівом пари. Теплова ефективність другої схеми вища при одних і тих же початкових та кінцевих параметрах пари. Однак доцільність застосування проміжного перегріву в установках різної потужності повинна визначатись техніко-економічним розрахунком, оскільки це пов'язано зі збільшенням металоємкості й вартості обладнання. У світовій практиці зустрічаються схеми із подвійним проміжним перегрівом пари.

У даний час в експлуатації на території України знаходяться в основному блоки потужністю 200 МВт, які працюють на початкових параметрах пари 12,7 МПа, 540°С та блоки потужністю 300 і 800 МВт з параметрами 23,5 МПа, 545°С.

На блоках потужністю 200 МВт використовуються живильні насоси з електроприводом, а на потужніших, починаючи з 300 МВт - живильні турбонасоси (живильні електронасоси застосовуються як резервні). Блоки з турбіною К-300-240 оснащені одним живильним насосом з привідною турбіною із протитиском, а на блоці з турбіною К-800-240 встановлені дві привідні турбіни з власними конденсаторами. Потужність електроприводу на блоках з турбінами К-200-130 складає близько 2% потужності блоку. Потужність турбоприводу з турбіною К-300-240 - 9,0 МВт, а дві привідні турбіни, встановлені на блоці потужністю 800 МВт, розвивають при номінальному навантаженні блоку потужність близько 27 МВт.

3.1 Компоновка головної будівлі електростанції

Основні агрегати КЕС й допоміжне обладнання, що відноситься до них, розміщуються у головній будівлі (головному корпусі). Сукупність технічних рішень щодо розміщення обладнання й виконання будівельної частини об'єднуються поняттям компоновки головної будівлі. Застосовуються різні компоновки головної будівлі, які мають загальну структуру приміщень у відповідності із технологічною схемою виробітку енергії й застосовуваним обладнанням. Наприклад, обладнання перших електростанцій, побудованих у Нью-Йорку наприкінці XIX століття, розміщувалось на декількох поверхах.

На КЕС основними приміщеннями головної будівлі є котельне й турбінне відділення, додатковими - деаераторне й бункерне. На сучасних КЕС всі ці приміщення розташовуються паралельно одне одному Розміщення парових котлів та турбін й відстані між ними вибираються такими, щоб довжина турбінного й котельного відділень була однаковою.

Бункерне та деаераторне відділення зазвичай розташовуються між котельним та турбінним. Вони передбачаються не у всіх типах компоновок головної будівлі. Без бункерного відділення споруджуються головні будівлі КЕС, які працюють на газі й мазуті, а також на твердому паливі при підготовці пилу на центральному пилозаводі. Є компоновки блочних КЕС без деаераторного відділення. У сучасних компоновках головного корпусу бункерне й деаераторне відділення суміщаються.

Компоновка головної будівлі може бути закритою, якщо все основне обладнання розміщується у приміщеннях; напіввідкритою, якщо парові котли встановлюються на відкритому повітрі, й відкритою, якщо стінові огорожі відсутні й над турбінами.