Обозначения на схеме тэс:

1. Топливное хозяйство;

2. подготовка топлива;

3. котел;

4. промежуточный пароперегреватель;

5. часть высокого давления паровой турбины (ЧВД или ЦВД);

6. часть низкого давления паровой турбины (ЧНД или ЦНД);

7. электрический генератор;

8. трансформатор собственных нужд;

9. трансформатор связи;

10. главное распределительное устройство;

11. конденсатор;

12. конденсатный насос;

13. циркуляционный насос;

14. источник водоснабжения (например, река);

15. подогреватель низкого давления (ПНД);

16. водоподготовительная установка (ВПУ);

17. потребитель тепловой энергии;

18. насос обратного конденсата;

19. деаэратор;

20. питательный насос;

21. подогреватель высокого давления (ПВД);

22. шлакозолоудаление;

23. золоотвал;

24. дымосос (ДС);

25. дымовая труба;

26. дутьевой вентилятов (ДВ);

27. золоуловитель.

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 предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного 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.

Лекция-10

Тепловая (пароводяная) схема ТЭС. Принципиальная тепловая схема. Структурные схемы отдельных узлов и участков. Методы анализа принципиальных тепловых схем. Полная тепловая схема пароводяного тракта ТЭС. Внешние и внутренние потери рабочего тела на ТЭС. Методика расчета тепловых схем. Вспомогательное оборудование тепловой схемы.

Принципиальная тепловая схема станции разрабатывается в соответствии с термодинамическими циклами энергетических установок и служит для выбора и оптимизации основных параметров и расходов рабочих тел устанавливаемого оборудования. Примером сложной технической системы, которой является современная тепловая электростанция, может служить хотя бы перечень основного оборудования только одного блока: генератор рабочего тела (паровой котел или ядерный реактор с парогенератором); паровая турбина; конденсационное устройство; система регенеративного подогрева питательной воды; система вторичного охлаждения; бойлерные установки, предназначенные для отпуска теплоты потребителям; система топливо приготовления; питательные, сетевые, циркуляционные и конденсатные насосы; дымососы; воздуходувные машины и пр.

На одной ТЭС размещается, как правило, 4-6 таких блоков. На принципиальной тепловой схеме показываются только основные элементы, без дублирующих и резервных агрегатов.

На рис. 1 приведена принципиальная тепловая схема паротурбинного энергетичекого блока на органическом топливе.

Рис.1. Принципиальная тепловая схема паротурбинного энергетичекого блока на органическом топливе

1 – котел; 2, 3 – цилиндры высокого и низкого давления турбины; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – регенеративный подогреватель низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – регенеративный подогреватель высокого давления.

В отличие от принципиальной тепловой схемы функциональная (полная или развернутая) схема ТЭС и АЭС содержит все основное и вспомогательное оборудование, все агрегаты и системы – рабочие, резервные и вспомогательные, а также трубопроводы с арматурой и устройствами, обеспечивающими превращение тепловой энергии в электрическую. Здесь в соответствии с технологическим процессом и функциональным назначением указываются все возможные подключения и переключения однотипного (основного, вспомогательного и резервного) оборудования.

Функциональная схема определяет количество основного и вспомогательного оборудования, арматуры, байпасных линий, пусковых и аварийных систем, их типоразмеры и сопровождается соответствующей спецификацией.

Полная схема и ее спецификация характеризуют надежность и уровень технического совершенства ТЭС и АЭС и предусматривают возможность работы на всех режимах, включая операции пуска, останова и перехода с одного режима на другой.

Для обеспечения надежности ТЭС и АЭС отдельные виды оборудования, включая паропроводы, насосы и т.п. дублируются. Например, при установке одного питательного насоса с турбоприводом, рассчитанного на номинальный расход питательной воды, устанавливается резервный электроприводный питательный насос 50-% подачи.

По функциональному назначению и влиянию на надежность работы энергоблока или электростанции в целом все элементы и системы функциональной схемы можно разделить на четыре группы.

К 1-ой группе относятся элементы и системы, отказ которых приводит к полному останову основного блока. Такими элементами являются: реактор, котел, турбина, главные паропроводы с их арматурой, конденсационное устройство и др.

Во 2-ю группу включают элементы и системы, отказ которых приводит к частичному отказу энергоблока, т.е. пропорциональному уменьшению электрической мощности и отпускаемой теплоты. К таким элементам относятся тягодутьевые машины, питательные и конденсатные насосы, котлы в дубль-блочных схемах и др.

В 3-ю группу включают элементы, отказ которых приводит к понижению экономичности энергоблока или электростанции без ущерба выработки электрической и тепловой энергии, например, регенеративные воздухоподогреватели.

К 4-ой группе относятся элементы и системы, обеспечивающие предотвращение и локализацию аварий и радиационную безопасность на АЭС. Сюда относится оборудование системы циркуляции теплоносителя для отвода остаточного тепловыделения в реакторе после его остановки, оборудование систем управления и аварийной защиты.

Надежность работы всех указанных групп оказывается взаимосвязанной.

Расчет количественных показателей надежности сложных технических систем, таких как ТЭС и АЭС, требует составления структурных (логических) схем, которые, в отличие от функциональных, отражают не физические, а логические связи.

Рис.2. Функциональная схема паротурбинного блока

Структурные схемы позволяют определить такое количество или такую комбинацию отказавших элементов схемы, которые приводят к отказу всей системы. Для функциональной схемы паротурбинного блока: 1–котел; 2–паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатные насосы; 5 – деаэратор; 6 – питательные насосы

Структурная схема выглядит следующим образом:

Рис.3. Структурная схема паротурбинного блока

Отказ котла, турбины, электрогенератора и деаэратора приводит к останову всего энергоблока, отказ же питательного насоса приводит к уменьшению мощности блока на 50%, а аварийный останов конденсатного насоса приводит к уменьшению мощности на 30%.

Степень детализации структурной схемы определяется характером решаемых задач. В качестве элементов структурной схемы необходимо выбирать такое оборудование или систему, которые имеют определенное функциональное назначение и рассматриваются как неразложимое целое, имеющее данные по надежности. Например, такой элемент структурной схемы как паровая турбина или паровой котел может быть представлен в качестве системы.