8.11. Принципова теплова схема тес і аес

Схематичне однолінійне зображення руху основного робочого тіла (пар - вода для паротурбінних ТЕС) послідовно через основні агрегати, реалізовуючі процеси прийнятого термодинамічного циклу перетворення теплової енергії в механічну, називається принциповою тепловою схемою (ПТС) ТЕС. Для ТЕЦ в ПТС входить також схематичне зображення установок, необхідних для відпуску теплоти (пар, гаряча вода) тепловим споживачам і їх зв'язків з основним устаткуванням станції.

ПТС паротурбінних ТЕС повинна показати, для яких типів, потужності, початкових і кінцевих параметрів турбогенераторів і котлів вона складена. В ПТС повинно бути відображено, які заходи, що підвищують економічність роботи ТЕС, і по якій схемі застосовані (вторинний перегрів, регенеративний підігрів, охолоджувачі перегріву пари і дренажу відборів і ін.). В схемі показується, куди вводиться додаткова вода, місце включення і тип приводу живильних і інших насосів (конденсатних, перекачуючих), як забезпечується деаерація живильної і додаткової води і т.д.

На мал. 8.29 показані ПТС різних типів ТЕС, схема блоку з електричною потужністю 300 МВт представлена на мал. 8.29, а ПТС блоку 800 МВт - на мал. 8.29,б. Обидва ці блоки з конденсаційними турбінами і виробляють тільки електроенергію. Теплова схема блоку теплофікації з турбіною Т-100-130 показано на мал. 8.29, в.

ПТС атомних електростанцій виконуються одноконтурними двоконтурними або трьохконтурними .

Мал. 8.29. Принципові теплові схеми.

а - енергоблока 300 МВт (К-300-240); б - енергоблока 800 МВт (К-800-240); в - енергоблока теплофікації 100 МВт (Т-100-130).

Рис. 8.30. Принципова теплова схема АЕС з канальним реактором РБМК-1000.

Особливості розрахунку ПТС паротурбінної частини АЕС полягають у введенні в рівняння теплових і матеріальних балансів показників, що характеризують роботу проміжних сепараторів вологи після частини високого тиску турбіни, а також парових проміжних підігрівачів. Із цих же причин видозмінюється енергетичний баланс (енергетичне рівняння) потоків пари, що визначають отримання заданої номінальної потужності турбоагрегату і витрати пари на турбіну. Розрахунок ПТС ведеться або на номінальне (максимальну) навантаження станції для можливості вибору всього допоміжного устаткування, що забезпечує роботу ТЕС в цьому режимі, або на часткові навантаження, відповідні передбачуваному режиму роботи станції, для визначення техніко-економічних показників при вибраному допоміжному устаткуванні.

8.12. Допоміжні установки і споруди тес

Для промислової реалізації термодинамічних процесів перетворення теплової енергії в механічну і потім в електричну крім устаткування головної будівлі, ТЕС повинна мати і допоміжні установки: технічне водопостачання, паливне господарство, пристрої для золоуловлювання і золовидалення.

Технічне водопостачання покриває потребу ТЕС у воді для конденсації відпрацьованої пари в конденсаторі парових турбін, для охолоджування масла, для охолоджуючих пристроїв електрогенератора, для заповнення втрат води в циклі станції, для золоуловлювання, золовидалення і інших господарських потреб. Найбільша кількість води - до 95% витрачається для конденсації пари в конденсаторах.

Кількість циркулюючої води в конденсаторі визначається його тепловим балансом:

D_k=(i_k-t_k)=G_ц(t_в2-t_в1), (8.43)

де D_k і G_ц - витрата конденсуючої пари і циркуляційної охолоджуючої води; i_k і t_k - ентальпія відпрацьованої пари його конденсату; t_в1 і t_в2 - ентальпія охолоджуючої води до і після конденсатора.

З теплового балансу конденсатора визначають кратність охолоджування m, відповідну

витраті охолоджуючої води на одиницю пари, що конденсується:

(8.44)

Температура води на виході з конденсатора t_в2, за умов теплообміну, повинна бути менше температури конденсації пари t_к на величину недогріву води =35°С. Звичайно підігрів води t_в2-t_в1 складає 8-12 °С. В цих умовах, кратність охолодження виходить рівною 40-60. Для сучасних ТЕС витрата охолоджуючої води досягає 50-100 м³/с і більше.

Природними джерелами водопостачання можуть бути великі річки, мінімальний дебіт яких (влітку, взимку) покриває витрату охолоджуючої води на ТЕС, або великі проточні озера, або море. В цих випадках системи водопостачання називаються прямоточними.

При недостатньому дебеті води в річці, за відсутності річки або крупних проточних водоймищ або із економічних причин застосовують оборотну систему.

При цій системі водопостачання, циркуляційна вода після конденсатора прямує в штучний охолоджувач і після нього знов подається в конденсатор парової турбіни. Утворюється постійний кругообіг охолоджуючої води, що не вимагає могутнього природного джерела.

Як штучні охолоджувачі циркуляційної води застосовуються ставки-охолоджувачі, бризгальні пристрої і градирні.

Ставки-охолоджувачі є штучно створюваними водоймищами на базі невеликих річок, з достатньо великою поверхнею, для природного охолоджування циркуляційної води. Скидання і збір води здійснюється в протилежних, максимально віддалених один від одного кінцях ставка-охолоджувача.

Бризгальне обладнання служать для охолоджування циркуляційної води. Розбризкувана фонтанами вода збирається в басейні і знов прямує за допомогою циркуляційних насосів в конденсатори парових турбін.

Градирні - найпоширеніший вид штучних охолоджувачів води. Градирня складається із зрошувального пристрою і витяжної башти (мал. 8.31).

Мал. 8.31. Оборотне водопостачання ТЕС з градирнями.

1 - зрошувальний пристрій; 2 - витяжна башта.

За допомогою зрошувального пристрою охолоджувана вода розподіляється на дрібні струмені, краплі або стікає по щитах у вигляді плівки. Витяжна башта висотою до 90-150 м забезпечує вентиляцію зрошувального пристрою потоком зовнішнього повітря. Вентилююче повітря забезпечує охолоджування крапель, цівок або плівки циркуляційної води головним чином за рахунок випаровування. Градирні в порівнянні з іншими штучними охолоджувачами вимагають меншої площі і мають менші втрати води. Схема трубопроводів для оборотного водопостачання з градирнями показана на мал. 8.31.

Паливне господарство ТЕС включає споруди і пристрої для прийому і розвантаження палива, внутрішнього транспорту, зберігання і дроблення (твердого палива), подачі його в котельню.

Розрізняють паливні господарства для твердого, рідкого або газоподібного палива. Найскладнішим і дорогим є паливне господарство для твердого палива. Для надійної роботи електростанцій всі елементи паливного господарства дублюють створюючи 100%-вий резерв. Сучасне паливне господарство має високий ступінь механізації; так, для розвантаження палива застосовується вагоноперекидач, бурорихлильні машини для палива, що замерзло, стрічкові транспортери для внутрішнього транспорту. Для паливних складів використовують мостові крани, роторні перевантажувачі, скреперні пристрої; для дроблення крупних фракцій твердого палива (більше 15-25 мм) застосовують молоткасті дробарки; різні живильники з електроприводом для перевантаження палива в місцях сполучення елементів паливоподачі і т.д. Склади для кам'яного вугілля мають місткість, що забезпечує роботу електростанції впродовж місяця.

Місткість мазутосховищ розраховується на 15-денну витрату мазуту, якщо він доставляється на ТЕС по залізниці і є основним паливом.

Золоуловлювання на ТЕС передбачає очищення димових газів від летючої золи після котельної установки перед викидом їх в атмосферу через димар. Санітарною інспекцією СРСР встановлена гранично допустима концентрація золи в атмосфері: разова 0,5 мг/м³ і середньодобова 0,15 мг/м³.

Встановлювані на ТЕС апарати для очищення димових газів від летючої золи інерційного типу виконуються або у вигляді батарейних циклонів, або у вигляді зрошуваних водою великих циклонів. Ступінь очищення газів для батарейних циклонів складає 80%, для мокропруткових 88-92%. Через недостатньо високий ступінь очищення газів в сухих інерційних і мокрих золоуловлювачах більш широке розповсюдження отмали електричні золоуловлювачі - електрофільтри. В електрофільтрах (мал. 8.32) під впливом постійного струму високої напруги 80 кВ створюється коронний розряд між коронуючим і осаджувальним електродами. Частинки золи в потоці димових газів, що омивають електроди, під впливом електричного поля і іонів одержують імпульс до руху до осаджувальних електродів. Осаджувальні електроди із золою, що осіла, періодично струшуються і зола обсипається в бункери під електродами.

До переваг електрофільтрів відносяться високий ступінь очищення (до 98-99,5%) невелика витрата електроенергії, невеликий аеродинамічний опір потоку газів. Недоліком електрофільтрів є їх більш висока вартість, великі габарити, визначені необхідністю невеликої швидкості газів між електродами (1,5-2,5 м/с) в порівнянні з іншими типами золоуловлювачів.

Рис. 8.32. Електрофільтр типу ДГП-42-3.

Золошлаковидалення для ТЕС, працюючих на органічному паливі, вимагає застосування специфічного устаткування, що забезпечує механізацію і безперервність процесу видалення, що утворюються при спалюванні палив великих кількостей золи і шлаку. В вітчизняній енергетиці в основному застосовується гідрозолошлаковидалення. Випадаючі в бункерах котлів зола і шлак змиваються водою і транспортуються в межах котельні по змиваючих каналах. Далі золошлакова суміш (пульпа) транспортується за допомогою багерних насосів на золовідвали, розташовані в межах 1-3 км від електростанції. Золошлакова суміш в золовідвалах відстоюється, а вода може бути знов використана для транспорту (мал. 8.33). Багерні насоси, схильні до інтенсивного зносу, виконуються в спеціальній конструкції із застосуванням зносостійких матеріалів. Перед багерними насосами встановлюються дробарки для подрібнення крупних шматків шлаку і золи. В процесі експлуатації необхідно враховувати витрату електроенергії для роботи системи шлаковидалення, спад води і заміну елементів дробарок, що зношуються, багерних насосів і ін.

Мал. 8.33. Системи золовидалення.

Висновки: Освоївши дану лекцію студент вивчає споживання і виробництво електроенергії і теплоти. Показник теплової економічної паротурбінної електростанції. Втрати пару і конденсату. Термічну деаерацію води.

Контрольні запитання:

1. Формула нерівномірного добового навантаження?

2. Регенерація підігріву живильної води?

3. Формула теплового деаератора?

4. Коефіцієнт теплофікації?