Организация основного производства тепловой электростанции

b_r = 1000/(7000 ŋ_к) = 0,143/ ŋ_к (ту.т. /Гкал),     

где 1000 размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; ŋ_к — КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удельный расход топлива на производство теплоты при КПД ŋк=1 (100 %).

Для современных  турбин (например, ПТ-135-130) используются готовые топливные характеристики типа:

В_год = b_ххТ + b_пD_п + b_тDт + b_эW_год (ту.т. /год),     (1.10)

где b_п, b_т, b_э — относительные приросты расхода топлива на производство соответственно пара из производственного отбора, теплофикационной горячей воды и электроэнергии. Обычно удельные расходы топлива на производство (выработку, отпуск) электроэнергии вычисляются в граммах — гу .т./кВт ч или килограммах — кг у.т./кВт.ч; на производство тепла — в тоннах или килограммах — кг у.т./Гкал; D_n, D_т и W_год — годовое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды и электроэнергии.

При этом годовой расход топлива на выработку  электроэнергии по теплофикационному  циклу

В_год = m₁Dn + m₂D_т (т у.т. /год).       (1.11)

Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущества перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на производство электроэнергии — 220 — 280 г у.т./кВт ч.

При этом выработка энергии по теплофикационному  циклу требует 200 — 250 г у. т./кВт ч, а по конденсационному циклу — свыше 400 г у.т,/кВт ч, так что общий показатель зависит от соотношения выработки по этим циклам или от доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее работает ТЭЦ.

  Конденсационные электростанции (КЭС) различаются по общей установленной мощности и мощности турбогенераторов: 150,300, 500,800, 1200 МВт.

 

Каждая  конденсационная турбина имеет  две (или более) зоны мощности —  экономическую (Рэ) и сверхэкономическую, определяемую как разница между установленной (Ру) и экономической мощностями (Ру - Рэ), кВт. При работе в этих зонах имеют место разные относительные приросты расходов тепла на производство электроэнергии: в экономической зоне — q_э и сверхэкономической зоне — q_св-э причем q_св-э q_св-э>> q_э, т у. т./кВт ч. Поэтому энергетические характеристики конденсационных турбогенераторов имеют вид:   для часовых показателей:

Q_ч = q_xx + q_эP_э + q_эP_э+Q_св-э(Р_у - P_з) (Гкал/ч);             (1.12)

для годовых  показателей:

Q_год = q_ххТ + q_эW_э + q_св-э W_св-э (Гкал/год)      (1.13)

где W_э и W_св-э — годовая выработка электроэнергии соответственно в экономической и сверхэкономической зонах, кВт ч/год.

Конденсационные станции существенно уступают по экономичности ТЭЦ, их удельные расходы на самых лучших КЭС составляют 318 — 320 г у.т./кВт ч, а на старых, работавших еще на среднем давлении пара (40 эта), этот показатель может достигать 400 — 500 г у,т./кВт ч.

Схема КЭС:         

        

Рис. 3. Простейшая тепловая схема КЭС: Т — топливо; В — воздух; УГ — уходящие газы; ШЗ — шлаки и зола; ПК — паровой котёл; ПЕ — пароперегреватель; ПТ — паровая турбина; Г — электрический генератор; К — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос. 
 

1.2 Организация  топливного хозяйства 

  Особенность электроэнергетики состоит в том, что ее продукция не может накапливаться для последующего использования: производство электроэнергии в каждый момент времени должно соответствовать размерам потребления с учетом нужд самих электростанций и потерь в сетях. Поэтому связи в электроэнергетике обладают постоянством, непрерывностью и осуществляются мгновенно.

  Тепловые электростанции, работающие на низкокачественном угле, как правило, тяготеют к местам его добычи. Для электростанций на мазуте оптимально их размещение рядом с нефтеперерабатывающими заводами. Электростанции на газе ввиду сравнительно низкой величины затрат на его транспортировку преимущественно тяготеют к потребителю. Причем в первую очередь переводят на газ электростанции крупных и крупнейших городов, так как он является более чистым в экологическом отношении топливом, чем уголь и мазут. ТЭЦ (производящие и тепло, и электроэнергию) тяготеют к потребителю независимо от топлива, на котором они работают (теплоноситель при передаче на расстояние быстро остывает).

  Топливное хозяйство имеет различный состав в зависимости от основного топлива, на которое рассчитана КЭС. Для угольных КЭС в топливное хозяйство входят:

-размораживающее устройство (т. н. «тепляк», или «сарай») для оттаивания угля в открытых полувагонах;

-разгрузочное устройство (как правиловагонопрокидователь);

-угольный склад, обслуживаемый краном-грейфером или специальной перегрузочной машиной;

-дробильная установка для предварительного измельчения угля;

конвейеры для перемещения угля;

-системы аспирации, блокировки и другие вспомогательные системы;

-система пылеприготовления, включая шаровые, валковые, или молотковые углеразмольные мельницы.

  Система пылеприготовления, а также бункера угля располагаются в бункерно-деаэраторном отделении главного корпуса, остальные устройства топливоподачи — вне главного корпуса. Изредка устраивается центральный пылезавод. Угольный склад рассчитывается на 7-30 дней непрерывной работы КЭС. Часть устройств топливоподачи резервируется.

  Топливное хозяйство КЭС на природном газе наиболее просто: в него входит газораспределительный пункт и газопроводы. Однако на таких электростанциях в качестве резервного или сезонного источника используется мазут, поэтому устраивается и мазутное хозяйство. Мазутное хозяйство сооружается и на угольных электростанциях, где мазут применяется для растопки котлов. В мазутное хозяйство входят: приемно-сливное устройство; мазутохранилище со стальными или железобетонными резервуарами; мазутная насосная сианция с подогревателями и фильтрамимазута; трубопроводы сзапорно-регулирующей арматурой; и др.

1.3. Организация  водоподготовки. Требования к питательной  воде

 

  Оборудование современных электростанций эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках, что требует жесткого ограничения толщины отложений на поверхностях нагрева по условиям температурного режима их металла в течение рабочей компании. Такие отложения образуются из примесей, поступающих в циклы электростанций, в том числе и с добавочной водой, поэтому обеспечение высокого качества водных теплоносителей электростанции является важнейшей задачей. Использование водного теплоносителя высокого качества упрощает также решение задач получения чистого пара, минимизации скоростей коррозии конструктивных материалов котлов, турбин и оборудования конденсатно-питательного тракта.

  Для удовлетворения разнообразных требований к качеству воды, потребляемой при выработке электрической и тепловой энергии, возникает необходимость специальной физико-химической обработки ее. Подготовка воды осуществляется в специальном цехе, который называется цех «химводоочистки» (ХВО). За этим цехом закреплена задача организации и контроля за водно-химическим режимом всех групп оборудования. [2]

Химически подготовленная вода является, по существу, исходным сырьем, которое после надлежащей обработки (отчистки) используется для  следующих целей: а) в качестве исходного  вещества для получения пара в  котлах, парогенераторах, испарителях, паропреобразователях; б) для конденсации отработавшего в паровых турбинах пара; в) для охлаждения различных аппаратов и агрегатов станции; г) в качестве теплоносителя в тепловых сетях и системах горячего водоснабжения.

 Одновременно с отчисткой природной воды на электростанциях необходимо решать комплексно вопросы, связанные с утилизацией различными методами образующихся при этом сточных вод. Такое решение является мерой защиты от загрязнения природных источников питьевого и промышленного водоснабжения .

  Выбор метода обработки воды, составление общей схемы технологического процесса при применении различных методов, определение требований, предъявляемых к качеству ее, существенно зависят от состава исходных вод, типа электростанции, параметров ее, применяемого основного оборудования (паровых котлов, турбин), система теплофикации и горячего водоснабжения. При применении термических методов обработки воды экономичность их зависит также от того, как включена обессоливающая установка в схему станции, и от характеристик и параметров оборудования. Поэтому до того как перейти к рассмотрению методов обработки воды необходимо хотя бы в самом общем виде познакомиться с типами и схемами тепловых электростанций.

   
 

Типичные  схемы обращения воды в циклах электростанций и теплоэлектростанций

  Рис.1. Питательная схема обращения Рис. 2. Питательная схема обращения воды в тракте КЭС: воды в цикле ТЭЦ:

1 –  котел, реактор кипящего типа, 1 – котел; 2 – турбина с отборами  пара для парогенератор; 2 – конденсационная  нужд производства и теплофикации; 3 - турбина; 3 – электрогенератор; 4 –  электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конводоподготовительная установка (ВПУ); денсатный насос; 6 – установка очистки 5 – конденсатор турбины; 6 – конденсат- возвратного загрязненного производственный насос; 7 – блочная обессоливающая го конденсата; 7– деаэратор; 8 – питательный установка (БОУ); 8 – ПНД; 9 – деаэратор; насос; 9 – подогреватель добавочной воды; 10 – питательный насос; 11 – ПВД 10 – ВПУ; 11 – насос возвратного конденсата; 12 – баки возвратного конденсата; 13 – теплофикационный потребитель пара; 14 – производственный потребитель пара

  Природная (техническая) вода используется в качестве исходного сырья на водоподготовительной установке, а также для других целей на станциях.

Добавочная  вода направляется на контур для восполнения  потерь пара и конденсата после обработки с применением физико-химических методов отчистки.

  Турбинный конденсат, содержащий незначительное количество растворенных и взвешенных примесей, - основная составляющая питательной воды.

  Возвратный конденсат от внешних потребителей пара используется после очистки от внесенных загрязнений. Он является основной частью питательной воды.

  Питательная вода, подаваемая в котлы, парогенераторы или реакторы для замещения испарившейся воды в этих агрегатах, представляет собой главным образом смесь турбинного и возвратного конденсата, добавочной воды, а также конденсата регенеративных подогревателей.

  Котловая вода, вода парогенератора, реактора - вода, находящаяся в элементах указанных агрегатов.

  Продувочная вода – выводимая из котла, парогенератора ил и реактора вода на отчистку или в дренаж для поддержания в испаряемой (котловой) воде заданной концентрации примесей. Состав и концентрация примесей в котловой и продувочной водах одинаковы.

  Охлаждающая или циркуляционная вода используется в конденсаторах паровых турбин для конденсации отработавшего пара.

Подпиточная вода подается в тепловые сети для  восполнения потерь циркулирующей в них воды.

  На тепловых электростанциях применяются различные методы обработки воды, однако в основном их можно разделить на безреагентные, или физические методы и методы, в которых используются различные препараты (химические реагенты). Безреагентные (физические) методы применяются и как отдельные этапы в общем технологическом процессе обработки воды, и как самостоятельные методы, обеспечивающие получение воды требуемого качества. Применяя химическую обработку (включая также методы ионного обмена), можно получить как умягченную, так и глубокообессоленную воду; при одном из наиболее распространенных на станции физических методов – термической обработке воды – всегда получают дистиллят, т.е. воду с очень небольшим содержанием примесей. Однако в ряде случаев при термической обработке, проводимой в целях глубокого обессоливания, применяется умягченная вода, т.е. вода, уже прошедшая химическую обработку или ионирование.

  Для заполнения контура паротурбинной установки восполнения потерь в нем на современных крупных станций может применяться только глубокообессоленная вода. В настоящее время такую воду получают почти всегда химическим и термическим методами обессоливания. Заполнение тепловых сетей и компенсация потерь в них проводятся обычно водой, умягченной ионированием.