Тепловые электростанции

Конденсационные электростанции оснащаются паротурбинными агрегатами высоких параметров единичной мощностью 50, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 800,1200 МВт.

На долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. На станции может быть установлено до 12-ти агрегатов, которые, как правило, выполняются по блочной схеме (котел-турбогенератор-трансформатор) без поперечных связей.

Достоинствами КЭС являются: высокая надежность, низкая себестоимость электроэнергии. К недостаткам можно отнести относительно высокую стоимость оборудования, значительные затраты на пуско-остановочные операции и, вследствие этого, затруднительность глубокого регулирования мощности.

На рис. 5 представлена принципиальная технологическая схема энергоблока паротурбинной КЭС, работающей на угле.

Со склада уголь кусковой (УК) поступает в дробилки (Д), а дробленый уголь (УД) - в мельницы (М). Вследствие высокой энергоемкости мельницы работают периодически, поэтому перед ними располагается угольный бункер (УБ), а за ними - пылевой бункер (ПБ). Угольная пыль (УП) питателями пыли (ПП) подается к горелкам и через них вдувается в котел (К) горячим воздухом (ВГ).

Холодный воздух забирается из атмосферы дутьевыми вентиляторами (ДВ) и проходит через воздухоподогреватели (ВП), где подогревается отходящими из котла дымовыми газами (ДГ). Горячий воздух подается в котел через питатели пыли. Он используется для подсушивания угольной пыли, ее транспортировки и повышения эффективности сгорания в котле. Дымовые газы отсасываются из котла дымососами (ДС) и через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Тепло отходящих газов из котла используются также в экономайзере (Э) для подогрева питательной воды (ПВ).

Из котла перегретый пар (ПП) поступает в паровую турбину (Т), где проходит ряд ступеней, вращая вал турбины и генератора (Г). Полностью отработавший в турбине пар (ОП) поступает в конденсатор (К), где конденсируется за счет охлаждения циркуляционной водой, которая подается циркуляционными насосами (ЦН) из водоема. При отсутствии естественного водоема вода используется по замкнутому циклу с охлаждением в градирне. Воздух, попадающий в конденсатор с паром, удаляется эжектором (Э).

Конденсат (К) перекачивается конденсатными насосами (КН) в деаэратор (Д), где освобождается от растворенных газов (особенно кислорода воздуха, вызывающего коррозию труб котла). В деаэраторе питательная вода (ПВ) подогревается паром до температуры выделения газов. Нагрев осуществляется паром (ПО), отобранным с промежуточных ступеней турбины. Освобожденный от газов конденсат уже в виде питательной воды (ПВ) с помощью питательных насосов (ПН) через водоподогреватели (ВП) и экономайзер (Э) подается в котел. Для нагрева в водоподогревателе используется также пар отбора, а конденсат его отводится в деаэратор.

Для восполнения потерь питательной воды через деаэратор поступает добавочная вода (ДВ), химически очищенная в установке (У).

Конденсационные паровые турбины имеют несколько отборов для подогрева питательной воды. Чем больше отбор, тем большее количество тепла возвращается (регенерируется) с питательной водой и тем меньше поступает в конденсатор и теряется с циркуляционной водой и тем выше КПД.

Общий КПД станций составляет 25-40%, поэтому они невыгодны на дальнепривозном сырье. Обычно КЭС работают на местном топливе, поэтому удалены от потребителей. Удаленность от потребителей, а также большие мощности установленных агрегатов определяют особенности электрической части КЭС. Электроэнергия с КЭС распределяется на высоких и сверхвысоких напряжениях. При мощности блоков:

· 50-200 МВт - на напряжении 110-220 кВ;

· 200 МВт и выше - на напряжении 220 - 750 кВ.

Они связаны с потребителями относительно небольшим количеством ЛЭП большой пропускной способности.

Конденсационные электростанции являются основными источниками электроэнергии, работающими в базисном и полупиковом режимах.

В состав энергоблоков входят трансформаторы (Т), которые повышают генераторное напряжение (6, 10, 20 кВ) до 110 - 750 кВ. Отдельные энергоблоки связаны распределительным устройством высокого напряжения (РУ ВН), от которого отходят ЛЭП к потребителям. Для РУ ВН применяются достаточно сложные и дорогие схемы, так как к надежности их предъявляются высокие требования.

Рис. 5. Технологическая схема энергоблока КЭС

Паротурбинные теплофикационные электростанции (ТЭЦ)

Теплофикационные электростанции оснащаются паротурбинными агрегатами средних и высоких параметров единичной мощностью до 250 МВт. В технологической части ТЭЦ выполняются как с поперечными связями, так и по блочной схеме.

Теплофикационные электростанции снабжают потребителей электроэнергией и паром, который отпускается непосредственно потребителям пара или в бойлерные на подогрев воды для потребителей. Тепло отбираемого пара считают полезно отпущенным, поэтому КПД теплофикационных электростанций достигает 60 - 70%. Наиболее экономичным является режим работы ТЭЦ по графику теплового потребления при минимальном пропуске пара в конденсаторы.

Технологическая схема ТЭЦ мало отличается от схемы КЭС. На рис. 6 показана та часть технологической схемы, которой станции отличаются .

Рис. 6. Часть технологической схемы ТЭЦ

Пар первого отбора, имеющий высокие параметры, поступает непосредственно на собственные нужды потребителям. Второй отбор используется для подогрева питательной воды в деаэраторах и водоподогревателях. Третий отбор с самыми низкими параметрами пара используется для отопления и горячего водоснабжения промышленных и бытовых потребителей. Вода из сети теплофикации сетевыми насосами (СН) подается в водоподогреватели (ВП) и возвращается в сеть.

Теплофикационные электростанции стремятся приблизить к потребителям тепловой энергии на расстояние не более, чем 10-20 км. Поэтому в электрической части ТЭЦ существенно отличается от КЭС. При небольших расстояниях до потребителей целесообразно электроэнергию распределять на генераторном напряжении 6-10 кВ (рис. 7). Через распределительное устройство высокого напряжения (РУ ВН) в этом случае осуществляется связь с энергосистемой для выдачи избыточной мощности в энергосистему или для питания потребителей 6 -10 кВ из энергосистемы при авариях на станции. Требования к надежности распределительных устройств ТЭЦ могут быть ниже по сравнению с КЭС.

Рис. 7. Электрическая схема энергоблока ТЭЦ

Наиболее целесообразно использовать ТЭЦ для комплексного энергоснабжения промышленных районов и городов электрической и тепловой энергией.

На ТЭЦ допускается и даже требуется сезонное регулирование графика электрических нагрузок в зависимости от режима тепловых нагрузок. На суточномграфике нагрузки энергосистемы они располагаются в базисной части.