Основное оборудование блока ТЭС

На рисунке 4.3 показана упрощенная технологическая схема блока тепловой электростанции, которая отражает основной состав и взаимосвязь её технологических систем и общую последовательность протекающих в них процессов теплообмена.

В центре схемы размещается котел, в который подается топливо вместе с нагретым в воздухоподогревателе (13) воздухом, нагнетаемым дутьевым вентилятором (6). Острый пар после пароперегревателя (12) по главному паропроводу поступает в паровую турбину (1). Образовавшийся в конденсаторе (3) конденсат питательным насосом (5) через водяной экономайзер (10) подается в барабан (8) котла, Откуда по трубам опускается в коллектор холодной воды и затем поступает в экранные трубки котла. Продукты сгорания дымососом (7) выбрасываются в трубу (11).

Рисунок.4.3. Технологическая схема блока ТЭС

В состав тепловой электростанции входят: топливное хозяйство и система подготовки топлива к сжиганию; котельная установка – совокупность котла и вспомогательного оборудования; турбинная установка – совокупность турбины и вспомогательного оборудования; установка водоподготовки и конденсатоочистки; система технического водоснабжения, система золошлакоудаления; электротехническое хозяйство; система управления энергооборудованием.

Необходимый для горения топлива воздух подаётся в котёл дутьевыми вентиляторами. Продукты сгорания топлива – дымовые газы – отсасываются дымососами и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходят воздух и дымовые газы, образуют газовоздушный тракт тепловой электростанции. 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 физико-химические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть уносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливаются золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом за пределы территории электростанции на золоотвалы.

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

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

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

Топливо в том виде, в каком оно поступает на станцию, называют рабочим. Основной горючий элемент топлива – углерод, составляющий большую часть рабочей массы (50–75 % для твёрдых топлив и 83–85 % для мазутов). Количество водорода в твёрдых топливах невелико (2–6 %), в мазуте несколько больше (около 10 %). Сера несмотря на малое содержание её в топливе является вредной примесью. Образующиеся при её сгорании соединения с кислородом - оксиды вызывают коррозию оборудования и оказывают вредное влияние на окружающую среду.

Паровые котлы и паровые турбины являются основными агрегатами тепловой части электростанции.

Паровой котёл – это устройство, имеющее систему поверхностей нагрева для получения пара из непрерывно поступающей в него питательной воды путём использования теплоты, выделяющейся при сгорании органического топлива. Первые промышленные водотрубные котлы были предложены в 1890 году В.Г. Шуховым, которого по праву называют первым инженером Российской империи. К 1920 году в советской России эксплуатировалось более 500 котлов Шухова, которые по своим параметрам превосходили лучшие котлы фирмы «Баккок-Вилькокс».

В современных паровых котлах организуется факельное сжигание топлива в камерной топке, представляющей собой призматическую вертикальную шахту. Факельный способ сжигания характеризуется непрерывным движением топлива вместе с воздухом и продуктами сгорания в топочной камере.

Топливо и необходимый для его сжигания воздух вводятся в топку котла через специальные устройства – горелки. В топочной камере по всему периметру и по всей высоте стен обычно располагаются трубные плоские системы – топочные экраны, являющиеся радиационными поверхностями нагрева.

Поверхность нагрева, где вода подогревается до температуры насыщения, называется экономайзером. Образование пара происходит в парообразующей (испарительной) поверхности нагрева, а его перегрев – в пароперегревателе. Система трубных элементов котла, в которых движутся питательная вода, пароводяная смесь и перегретый пар, образует его водопаровой тракт.

Для непрерывного отвода теплоты и обеспечения приемлемого температурного режима металла поверхностей нагрева организуется непрерывное движение в них рабочей среды. При этом вода в экономайзере и пар в пароперегревателе проходят через них однократно. Движение рабочей среды через парообразующие (испарительные) поверхности нагрева может быть как однократным, так и многократным.

В первом случае котёл называют прямоточным, а во втором – котлом с многократной циркуляцией (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4. Схемы водопаровых трактов котлов:

a) – прямоточная схема, б) – схема с естественной циркуляцией,

1 – питательный насос; 2 – экономайзер; 3 – коллектор; 4 – парообразующие

трубы; 5 – пароперегреватель; 6 – барабан; 7 – опускные трубы.

Водопаровой тракт прямоточного котла представляет собой разомкнутую гидравлическую систему, во всех элементах которой рабочая среда движется под напором, создаваемым питательным насосом. Впервые прямоточную схему предложил в 1931 году ученый-теплотехник Л.К. Рамзин – организатор и первый директор Всесоюзного теплотехнического института. Прямоточные котлы требуют меньше металла и более просты в изготовлении.

В котлах с естественной и многократной циркуляцией существует замкнутый контур, образованный системой обогреваемых и не обогреваемых труб, объединённых вверху барабаном, а внизу коллектором.

Поверхности нагрева котла – топочные экраны, пароперегреватели находятся в зоне высоких температур и работают при высоких внутренних давлениях – до 30 МПа, поэтому даже кратковременное прекращение движения по ним рабочей среды может привести к резкому повышению температуры металла и разрыву труб.

Перегретый пар по главному паропроводу поступает к турбогенераторам. Паровая турбина вместе с относящимися к ней регенеративными подогревателями, конденсатором, насосами, трубопроводами и арматурой образует паротурбинную установку.

Современная паровая турбина состоит из большого числа деталей, тщательно изготовленных и собранных в единый агрегат. Мощности современных энергетических турбоагрегатов постоянно повышаются, и в настоящее время основной прирост мощностей в энергосистемах происходит за счёт ввода турбоагрегатов 300, 500 и 800 МВт. На Костромской ГРЭС сооружён головной агрегат мощностью 1200 МВт.

Турбина (рисунок 4.5) состоит из вращающейся части – ротора и неподвижной части – статора. К ротору относятся вал (2) и закреплённые на нём диски (3) с рабочими лопатками (4). Статор включает паровпускные органы, сопловые решётки, подшипники и другие детали. Корпус турбины (1) делается разъёмным в горизонтальной плоскости по центровой линии вала.

Рисунок 4.5. Схема паровой турбины

Нижняя его часть опирается на фундамент, верхняя часть устанавливается на нижнюю и крепится по фланцам с помощью шпилек и гаек. Через паровпускные органы в сопловую коробку вводится свежий пар. Корпус заканчивается выхлопным патрубком, через который отработавший пар отводится из турбины. В неподвижных каналах – соплах (5) пар расширяется, при этом его давление и температура снижаются, скорость парового потока возрастает до нескольких сот метров в секунду и соответственно увеличивается его кинетическая энергия. Последняя используется в подвижных рабочих лопатках, закреплённых на дисках, насаженных на вал турбины. Между дисками располагаются неподвижные перегородки – диафрагмы (6), с закреплёнными на них соплами. Диафрагма и диск с рабочими лопатками, разделяемые уплотнителем (7), образуют ступень турбины. При большом числе ступеней (20-30) турбина состоит из нескольких цилиндров. Частота вращения паровых энергетических турбин обычно составляет 3000 об/мин, что соответствует принятой в СССР частоте переменного тока 50 Гц.

На рисунке 4.6 дана схема одной из наиболее распространённых в нашей энергетике конденсационных турбин К-300-240 мощностью 300 МВт, работающей при начальном давлении пара 240 кгс/см² (23,5 МПа). Температура свежего пара принята 540–560⁰С, частота вращения 3000 об/мин.

Турбина состоит из трёх цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В 12 ступенях ЦВД пар расширяется от указанных выше начальных параметров до давления 4 МПа, после чего направляется в промежуточный пароперегреватель ПП, установленный в котле, и далее с давлением 4,5 МПа и температурой 540–560⁰С поступает в ЦСД. В 12 головных ступенях ЦСД пар расширяется до давления 0,2 МПа, затем разделяется на 3 потока: одна треть проходит 5 ступеней низкого давления, расположенных в ЦСД, и поступает в конденсатор, а 2/3 пара по перепускным трубам подаются в ЦНД, где, разделяясь на 2 потока, проходят по пяти ступеням низкого давления и направляются также в конденсатор.

Рисунок 4.6. Схема турбины К-300-240

Давление пара за последними ступенями перед входом в конденсатор равно 0,0035 МПа. Разделение пара в части низкого давления на три потока связано с большими объёмами пара в последних ступенях. Выпуск всего объёма пара через одну решётку приводит к недопустимым по соображениям прочности высотам рабочих лопаток. Даже при разделении пара в последних ступенях на три потока высота лопаток составляет 960 мм, а окружная скорость на их вершинах 540 м/с при массе последней лопатки 9,8 кг центробежная сила, действующая на неё, равна примерно 950 кН.

Отработавший пар конденсационных турбин и турбин с промышленными и теплофикационными отборами поступает в конденсатор, где поддерживается давление значительно ниже атмосферного. В конденсаторе осуществляется отвод теплоты от рабочего тела – пара при возможно более низкой температуре и давлении с превращением пара в конденсат, идущий вновь на питание котлов. Здесь теплота отдаётся охлаждающей (циркуляционной) воде. Конденсат не должен смешиваться с охлаждающей водой, имеющей большое количество примесей, поэтому конденсатор представляет собой теплообменник поверхностного типа.

Конденсатор (рисунок 4.7) устанавливается под турбиной и представляет собой горизонтально расположенный сосуд, сваренный из листовой стали. Внутри корпуса конденсатора, на некотором расстоянии от его торцов, ввариваются специальные пластины с отверстиями, называемые трубными досками, в которые завальцовываются трубки, образующие поверхность теплообмена.

Рисунок 4.7. Схема конденсатора.

1 – патрубок для выхода воды; 2 – крышка водяных камер; 3 – водяные камеры; 4 – трубные решетки; 5 – корпус конденсатора; 6 – пароприемная горловина; 7 –трубки; 8 – сборник конденсата; 9 –патрубок подвода воды; 10 – патрубок для удаления воздуха.

Для охлаждения 1 кг отработавшего пара расходуется 50,…,100 литров воды. При этом на ТЭС применяется прямоточная или замкнутая система охлаждения.

Повышение КПД ТЭС

Одной из важнейших проблем современных ТЭС является низкий КПД, составляющий всего 30,...,35 %. Наибольшие потери связаны с уносом тепла с охлаждающей водой.

Для повышения КПД используется технологическая схема комбинированного производства электроэнергии и тепла, отпускаемого потребителям для производственных нужд или для теплофикации и горячего водоснабжения. С этой целью в турбинах производится отбор пара необходимых параметров после соответствующих ступеней. При этом через конденсатор проходит гораздо меньше пара, что позволяет повысить КПД до 60,…,65 %. Электростанции такого типа называют ТЭЦ (тепло-электро-централь).

Повышение КПД может быть достигнуто и за счет подъема параметров острого пара. По оценкам специалистов повышение температуры пара до 600 ^оС позволит увеличить КПД примерно на 5 %, а подъем давления до 30 МПа – на 3,…,4%.Правда, для этого потребуется металл с более высокими показателями прочности. В 60-е годы прошлого века на Каширской ГРЭС был пущен экспериментальный блок СКР-100 с параметрами пара 31,5 МПа и 650 ^оС, но до промышленной эксплуатации его не удалось довести. Сегодня у нас отсутствуют даже опытно-промышленные образцы блоков на такие параметры, хотя за рубежом они разрабатываются.

Для существенного повышения КПД разработана и уже применяется технологическая схема бинарного цикла с использованием газовой и паровой турбин. Принципиальная схема такой установки показана на рисунке 4.8.

Рисунок 4.8. Принципиальная схема ПГУ

Простейшая газотурбинная установка (ГТУ) состоит из камеры сгорания (1), газовой турбины (2) и воздушного компрессора (3). Газовая турбина используется здесь для привода синхронного генератора (4) и компрессора. Принцип работы ГТУ прост: сжимаемый компрессором воздух нагнетается в камеру сгорания, в которую подается и газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются в турбину, для которой они являются рабочим телом. Отработавшие в турбине газы здесь не выбрасываются в атмосферу как в простой ГТУ, а поступают в котел-утилизатор (8), где их тепло используется для производства пара и обеспечения термодинамического цикла по обычной схеме. КПД паро-газовой установки (ПГУ) во многом определяется температурой Т₁ продуктов сгорания на входе газовой турбины. При Т₁=1300 ^оС достигается КПД около 53%. Освоение газовых турбин, способных надежно работать при Т₁=1460 ^оС позволит поднять КПД ПГУ до 60 %. Для начального запуска ГТУ используется разгонный двигатель (9).

Сегодня в мировой практике более половины планируемых к вводу новых блоков на ТЭС будут работать по бинарному циклу. В США, например, уже работают 67 таких электростанций с общей мощностью 40,6 ГВт. Современные ПГУ значительно дешевле угольных ТЭС, дают меньше вредных выбросов, требуют меньше обслуживающего персонала. В России сегодня также вводятся ПГУ. Например, в 2014 г было введено 6 ПГУ-420 и три ПГУ- 230.