Контрольная работа

Электрические станции

1 Общая характеристика электрических станций

2.1 Конденсационные тепловые электростанции (КЭС)

2.3 Гидроэлектростанции

2.5 Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)

2.6 Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

3.1 Транспорт топлива

3.3 Источники питания системы собственных нужд электрических станций

1 Общая характеристика электрических станций

Электрическая станция представляет собой промышленное предприятие, на котором производится электрическая, а в некоторых случаях и тепловая энергия на основе преобразования первичных энергоресурсов.

В зависимости от видов природных источников энергии (твёрдое топливо, жидкое, газообразное, ядерное, водяная энергия) станции подразделяются на тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС).Станции, на которых одновременно с электрической вырабатывается и тепловая энергия, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Для каждого типа станции разрабатывается своя технологическая схема превращения первичной энергии в электрическую, а для ТЭЦ - и в тепловую. Технологическая схема характеризует последовательность процесса производства электрической и тепловой энергии и оснащение преобразовательного процесса основным оборудованием (паровыми котлами, атомными реакторами, паровыми или гидравлическими турбинами, электрическими генераторами), а также разнообразным вспомогательным оборудованием и предусматривает высокую степень механизации и автоматизации процесса. Оборудование располагается в специальных зданиях, на открытых площадках или под землей. Агрегаты связаны между собой как в тепловой, так и в электрической части. Эти связи отражаются соответствующим образом в технологических, тепловых и электрических схемах. Кроме того, на станциях предусматриваются многочисленные коммуникации вторичных устройств–систем управления, контроля, защиты и автоматики, блокировки, сигнализации и т.п.

Участие различных электростанций в выработке электрической энергии:

• ТЭС (совместно КЭС и ТЭЦ) – приблизительно 65-67%;
• ГЭС–приблизительно 13-15%;
• АЭС–приблизительно 10-12%
• другие типы электростанций 6-8%.

Под энергосистемой понимают совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом (ГОСТ 21027-75).

Энергетическую систему, условно можно представить следующей структурной схемой (рисунок 1.1):

Рисунок 1–Структурная схема энергетической системы.

В энергетической системе все электрические станции в электрической части работают параллельно, т.е. объединены в общую электрическую систему. Отдельные электрические станции по тепловой части работают раздельно, создавая автономные тепловые сети.

Объединение отдельных электрических станций, в общую энергетическую систему, какого-либо региона даёт значительные технические и экономические преимущества:

Повышает надежность и экономичность электроснабжения;

Позволяет производить такое распределение нагрузки между станциями, при котором достигается наиболее экономичная выработка электроэнергии в целом по системе при наилучшем использовании энергетических ресурсов района (топлива, водной энергии);

Улучшает качество электроэнергии, т.е. обеспечивает постоянство частоты и напряжения, так как колебания нагрузки воспринимаются большим количеством агрегатов;

При параллельной работе нескольких станций нет необходимости устанавливать резервные агрегаты на каждой станции, а достаточно иметь общую для всей энергосистемы резервную мощность, величина которой составляет обычно порядка 10–12 % мощности агрегатов системы, но не менее мощности самого крупного агрегата, установленного на станциях системы (на случай аварийного отключения или планового ремонта этого агрегата);

Более полно используются энергетические ресурсы, так как пиковую часть графика нагрузки энергосистемы можно покрывать гидравлическими электростанциями, а базовую часть – тепловыми, на увеличение мощности которых в часы максимума нагрузки приходится затрачивать дополнительное топливо;

Повышается экономичность выработки электроэнергии, так как в первую очередь можно увеличить мощность более экономичных станций, имеющих меньший расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии;

Позволяет увеличить единичную мощность агрегатов, имеющих лучшие технико-экономические показатели;

Позволяет сократить численность ремонтного персонала за счет концентрации мощности оборудования, централизации ремонтов, автоматизации производственных процессов.

К недостаткам энергетических систем относят более с ложн ую релейн ую защит у , автоматику и управление режимами.

2 Технологический режим основных типов электростанций

2.1 Конденсационные тепловые электростанции (КЭС).

Рисунок 2 – Технологическая схема КЭС

КЭС производит только электрическую энергию. Принципиальная технологическая схема КЭС представлена на рисунке 2.

В парогенератор 4 (котёл) подаётся топливо от цеха его транспортировки и подготовки 1 . В парогенератор дутьевыми вентиляторами 2 подаётся подогретый воздух и питательная вода питательными насосами 16. Образующиеся при сгорания топлива газы отсасываются из котла дымососом 3 и выбрасываются через дымовую трубу (высотой 100-250 м) в атмосферу. Острый пар из котла подаётся в паровую турбину 5, где, проходя через ряд ступеней, совершает механическую работу– вращает турбину и жёстко связанный с ней ротор генератора 6 . Отработанный пар поступает в конденсатор 9 (теплообменник); здесь он конденсируется благодаря пропуску через конденсатор значительного количества холодной (5-20 о С) циркуляционной воды подаваемой циркуляционными насосами 10 от источника холодной воды 11 . Источниками холодной воды могут быть река, озеро, искусственное водохранилище, а также специальные установки с охлаждающими башнями (градирнями) или с брызгальными бассейнами. Воздух, попадающий в конденсатор через не плотности, удаляется с помощью эжектора 12. Конденсат, образующийся в конденсаторе, с помощью конденсатных насосов 13 подаётся в деаэратор 14 , который предназначен для удаления из питательной воды газов, и в первую очередь, кислорода, вызывающего усиленную коррозию труб котла. В деаэратор также подаётся вода от устройства химической очистки воды 15 (ХОВ). После деаэратора питательная вода подаётся питательным насосом 16 в котёл . 17 –золоудаление.

Пропуск основной массы пара через конденсатор приводит к тому, что

60-70% тепловой энергии, вырабатываемой котлом, бесполезно уносится циркуляционной водой.

Электрическая энергия, вырабатываемая генератором 6, через трансформатор связи отдаётся в сеть (35-220 кВ). Электрическую энергию для обеспечения технологического процесса станция получает от трансформаторов собственных нужд 8 . Которые могут питаться от сети генераторного напряжения, так и от внешней сети. Выработанная электрическая энергия отдаётся во внешнюю сеть через трансформатор связи 7 .

Особенности КЭС следующие:

Строятся по возможности ближе к месторождениям топлива;

Подавляющая часть выработанной электроэнергии отдаётся в электрическую сеть повышенных напряжений (110-750 кВ);

Работают по свободному (т.е. не ограниченному тепловыми потребителями) графику выработки электроэнергии; мощность может меняться от расчётного максимума до так называемого технологического минимума;

Низкоманевренны: разворот турбин и набор нагрузки из холодного состояния требует примерно 4–10 часов;

Имеют относительно низкий КПД (η=30÷40%).

2.2 Теплофикационные электростанции–ТЭЦ

В отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды. (рисунок 3). Коммунально-бытовые потребители получают тепловую энергию от сетевых подогревателей 18 (бойлеров) и сетевых насосов 19 , обеспечивающих циркуляцию теплоносителя в тепловых сетях. Отбор пара для производственных нужд производится на ступени высокого давления 20 . Конденсат из сетевых подогревателей поступает в деаэратор. При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимая для потребителя тепловая энергия может быть получена с помощью редукционно-охладительной установки (РОУ) 21 .

Рисунок 3–Схема технологического процесса на ТЭЦ: 1 - агрегаты топливоподачи; 2 -дутьевые вентилятор; 3 -дымососы; 4 -парогенератор (котёл); 5 -турбина; 6 -генератор; 7 -трансформатор связи; 8 -собственные нужды; 9 -потребители, питающиеся от сети генераторного напряжения, 10 -конденсатор; 11 -циркуляционные насосы; 12 -источник холодной воды; 13 -эжектор; 14 -конденсационные насосы; 15 -деаэратор; 16 -агрегаты химической очистки воды; 17 -питательные насосы; 18 -сетевые подогреватели(бойлеры); 19 -сетевые насосы; 20 -ступени высокого давления; 21 -редукционно-охладительная установка(РОУ); 22 - устройства золоудаления; 23- устройство шлакоудаления

Чем больше отбор пара из турбины для теплофикационных нужд, тем меньше тепловой энергии уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше КПД электростанции. Следует отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины через неё должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определенного количества пара. Из-за несоответствия мощностей потребителей тепловой и электрической энергии ТЭЦ часто работают по конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность.

Особенности ТЭЦ, следующие:

Строятся вблизи потребителей тепловой энергии;

Обычно работают на привозном топливе;

Большую часть выработанной электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении);

Работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (т.е. график зависит от выработки теплового потребления);

Низкоманеврены (так же, как и КЭС);

Имеют относительно высокий суммарный КПД (при значительных отборах пара на производственные и коммунально-бытовые нужды η =60÷70%).

2.3 Гидроэлектростанции

Мощность ГЭС зависит от расхода воды через турбину и напора Н. Эта мощность кВт, определяется выражением

где Q –расход воды, м 3 / c ;

Н –напор, м;

η Σ –суммарный КПД;

η С – КПД водоподводящих сооружений;

η Т –КПД гидротурбины;

η Г – КПД гидрогенератора;

При небольших напорах строят русловые ГЭС, при больших напорах

строят плотинные ГЭС, в горных местностях сооружают деривационные.

Особенности ГЭС, следующие:

Строят там, где есть гидроресурсы и условия для строительства, что обычно не совпадает с месторасположением электрической нагрузки;

Большую часть вырабатываемой электроэнергии отдают в электрические сети повышенных напряжений;

Работают по свободному графику (при наличии водохранилищ);

Высокоманеврены (разворот и набор нагрузки занимает 3–5 минут);

Имеют высокий КПД (η Σ ≈85% ).

Как видно, гидроэлектростанции в отношении режимных параметров имеют ряд преимуществ перед тепловыми станциями. Однако в настоящее время строятся тепловые и атомные электростанции.Определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанций.

Схема ГЭС представлена на рисунке

Рисунок 4–Схема ГЭС

2.4 Атомные электрические станции (АЭС)

АЭС–это тепловые станции, использующие энергию ядерной реакции. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%. Основная масса урана–изотоп U-238 (99,28% всей массы) при захвате нейтронов превращается во вторичное горючее–плутоний.

Pu-239. Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядерное топливо используют обычно в твёрдом виде. Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называются твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивается под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону.

Рисунок 5–Схемы атомных электростанций: а)-одноконтурная; б)-двухконтурная; в)-трёхконтурная. 1 -реактор; 2 -турбина; 3 -конденсатор; 4 и 6 -питательные насосы; 5 и 8 -теплообменники активных контуров; 7 -питательные насосы активных контуров; 9 -компенсаторы объёма теплоносителей активных контуров

На рисунке 5 (а, б, в) приведены технологические схемы АЭС.

РБМК–реактор большой мощности канальный, на тепловых нейтронах, водно-графитовый.

ВВЭР–водяной энергетический реактор, на тепловых нейтронах, корпусного типа.

БН–реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Особенности АЭС, следующие:

Могут сооружаться в любом географическом месте, в том числе и в труднодоступном;

По своему режиму автономны от ряда внешних факторов;

Требуют малого количества топлива;

Могут работать по свободному графику нагрузки (за исключением атомных ТЭЦ);

Чувствительны к переменному режиму, особенно АЭС с реакторами на быстрых нейтронах; по этой причине, а также с учётом требований экономичности работы для АЭС выделяется базовая часть графика нагрузки энергосистемы;

Слабо загрязняют атмосферу; выбросы радиоактивных газов и аэрозолей незначительны и не превышают значений, допустимых санитарными нормами. В этом отношении АЭС оказываются более чистыми, чем ТЭС.

2.5 Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)

Принципиальная технологическая схема газотурбинной электрической станции приведена на рисунке 6.

Рисунок 6–Схема ГТЭС

Топливо (газ, дизельное горючее, мазут) подается в камеру сгорания– 1 , туда же компрессором- 3 нагнетается сжатый воздух. Горючие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине– 2 , которая вращает компрессор и генератор– Запуск установки осуществляется разгонным двигателем– 5 и длится 1-3 минуты, в связи, с чем газотурбинные установки считаются высокоманевренными и пригодны для покрытие пиковых нагрузок в энергосистемах. Выработанная электроэнергия отдаётся в сеть от трансформатора связи– 6.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ). В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора, после того как они охладятся до необходимой температуры, направляются в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеют два электрических генератора, приводимых во вращение: один–газовой турбиной, другой–паровой турбиной. Мощность газовой турбины составляет около 20% паровой. Схема ПГУ приведена на рисунке 7.

Рисунок 7–Схема ПГУ

2.6 Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

Назначение гидроаккумулирующих электростанций заключается в выравнивании суточных графиков нагрузки электрической системы и повышении экономичности ТЭС и АЭС. В часы минимальной нагрузки системы агрегата ГАЭС работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС; в часы максимальной нагрузки системы они работают в турбинном режиме, срабатывая воду из верхнего водохранилища и разгружая тем самым ТЭС и АЭС. Агрегаты ГАЭС высокоманеврены и могут быть быстро переведены из турбинного режима в насосный и при необходимости в режим синхронных компенсаторов. Коэффициент полезного действия ГАЭС составляет 70-75%, они требуют незначительного обслуживающего персонала и могут быть сооружены там, где возможно создать напорное водохранилище. Схема ГАЭС показана на рисунке 8.

Рисунок 8 – Схема ГАЭС

Кроме рассмотренных типов электростанций имеются электростанции небольшой мощности производящие электрическую энергию не традиционными способами. К ним относятся: ветроэлектростанции, солнечные электростанции (с паровым котлом, с кремневыми фотоэлементами), геотермальные электростанции, приливные электростанции.

3 Собственные нужды (с.н.) тепловых электростанций

Потребители электрической энергии станций относятся к потребителям 1-й категории по надёжности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. Потребители с.н. тепловых электростанций 1-й категории делятся на ответственные и неответственные.

Ответственными являются те механизмы с.н., кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременное прекращения питания неответственных потребителей с.н. не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.

Рисунок 9 – Схема транспорта топлива на тепловой электростанции

3.1 Транспорт топлива

С места добычи твердое топливо доставляется на электростанцию по железной дороге (рисунок 9) в специальных саморазгружающихся вагонах (1). Вагон поступает в закрытое разгрузочное устройство (2) с вагоноопрокидывателем, где топливо высыпается в находящийся под вагоноопрокидывателем приёмный бункер, из которого поступает на ленточный транспортёр (3). В зимнее время вагоны со смёрзшимся углем предварительно подаются в размораживающее устройство (4). Транспортёром уголь подается на склад угля) (5), который обслуживается мостовым грейферным краном (6). Или через дробильную установку (7) в бункера сырого угля (8), установленные перед фронтом котельных агрегатов. В эти бункера уголь может быть подан также со склада (5). Для учёта расхода топлива, поступающего в котельное отделение электростанции, на тракте топлива до бункеров котельной установлены весы для взвешивания этого топлива. Из бункеров сырого угля (8) топливо попадает в систему пылеприготовления: питатели сырого угля (9), а затем в углеразмолочные мельницы (10) , из которых угольная пыль пневматически транспортируется через мельничный сепаратор (11) , в пылевой циклон (12) и пылевые шнеки (13) и затем в пыле накопительный бункер (14), откуда питателями пыли (15) к котельным горелкам (16). Весь пневматический транспорт пыли от мельницы до топки осуществляется мельничным вентилятором (17). Воздух, необходимый для горения топлива, забирается дутьевым вентилятором (18) и подаётся в воздухоподогреватель (19), откуда после подогрева нагнетается частично в мельницу (10) для подсушки и транспортировки топлива в топку котельного агрегата (первичный воздух) и непосредственно к пылеугольным горелкам (вторичный воздух).

3.2 Получение пара, тепла и электрической энергии

Пар на ТЭЦ вырабатывается парогенератором (котлом). Нормальную работу котла обеспечивают различного рода агрегаты, рабочие машины, которые приводятся в действие электродвигателями разного рода тока, напряжения и мощности. Схема получения пара, тепла и электрической энергии представлена на рисунке 10.

Рисунок 10–Схема получения пара, тепла и эл. энергии: 2 -дутевые вентиляторы; 3 -дымовая труба; 5 - турбина; 6 -генератор; 7 -трансформатор связи; 8 -питание потребителей собственных нужд; 9 -потребители,питающиеся генераторным напряжением; 10 -конденсатор; 11 - циркуляционные насосы, подающие холодную воду в конденсатор, для охлаждения отработанного пара; 12 - источник холодной воды; 14 - конденсатные насосы, подающие воду в деаэратор; 16 - насосы, осуществляющие подпитку котла химически очищенной водой; 17 - питательные насосы, подающие подготовленную воду в котёл; 18 - бойлер тепловой сети; 19 - сетевые насосы, питающие горячей водой тепловую сеть; 20 - отбор пара на производственные нужды; 21 - редукционно-охлаждающее устройство; 22 - багорные насосы устройства гидро-золо удаления; 23 - двигатели агрегатов шлакоудаления; 24 - маслонасосы, обеспечивающие смазку вращающихся частей турбины и генератора; 25 -пылепитатели

Кроме того, имеется большое количество электродвигателей не основного оборудования, обеспечивающих работу автоматики, открытие и закрытие задвижек и клапанов, вентиляции помещений и т.п.

Тепловые электрические станции, особенно ТЭЦ, являются наиболее энергоёмкими. Собственные нужды ТЭЦ потребляют 12-14% вырабатываемой станцией электроэнергии, причём агрегаты с.н. являются потребителями 1-й и 2-й категорий по надёжности электроснабжения и расход электроэнергии больше, чем в любой отрасли промышленности.

3.3 Источники питания системы собственных нужд электрических станций

Основными источниками питания системы с.н. являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключённые непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания с.н. тоже связанны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станций, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи. В последнее время на тепловых станциях начали устанавливать газотурбинные агрегаты для питания системы с.н. в аварийных условиях.

Кроме того, на электростанциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждения оборудования при потере основного и резервных источников с.н. На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных КЭС и АЭС требуется установка дизель-генераторов соответствующей, технологическому процессу, мощности.

Основные требования, к системе с.н., состоят в обеспечении надёжности и экономичности работы механизмов с.н. первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов с.н. влечёт за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную. В настоящее время общепризнанно, что электроснабжение механизмов с.н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надёжно и экономично от генераторов станций и энергосистемы (рисунок 11 ).

Рисунок 11–Общая схема питания собственных нужд ТЭС: 1 - магистраль резервного питания; 2 - пускорезервный трансформатор с.н.; 3 - распределительное устройство высшего напряжения станции; 4 - блок генератор-трансформатор; 5 - рабочий трансформатор с.н.; 6 - распределительное устройство с.н.

Эта схема питания системы с.н. станций всех типов в настоящее время обеспечивает надёжность и экономичность:

Широким применением в системе собственных нужд асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;

Успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети с.н.;

Применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях с.н.;

Широким внедрением устройств системной автоматики (АЧР, АВР, АРВ генераторов).

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель генераторов или газотурбинными установками. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов с.н. в нормальном режиме.

Список использованных источников

1. Александров, К.К. Электрические чертежи и схемы. [Текст] / К.К. Александров, Е.Г. Кузьмина. – М. : Энергоатомиздат, 1990. – 285 с.

2. ГОСТ 2.105–95. Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.105–79, ГОСТ 2.906–71 ; введ. 1996–07–01. – Минск: Межгос. совет по стандартизации, метрологии и сертификации; М. : Изд–во стандартов, 2002. – 26 с.

3. ГОСТ 2.106–96 ЕСКД. Текстовые документы [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.106–68, ГОСТ 2.108–68, ГОСТ 2.112–70 ; введ. 1997–07–01 . – М. : Изд–во стандартов, 2004. – 40 с.

4. ГОСТ 7.32–2003. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления [Текст]. – Взамен ГОСТ 7.1-84, ГОСТ 7.16-79, ГОСТ 7.18-79, ГОСТ 7.34-81, ГОСТ 7.40-82 ; введ. 2004–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2004. – 84 с.

5. ГОСТ 7.82–2001. Библиографическая запись. Библиографическое описание электронных ресурсов [Текст]. – введ. 2002–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2001. – 33 с.

6. ГОСТ 7.83–2001. Электронные издания. Основные виды и выходные сведения [Текст]. – введ. 2002–07–01 . – М. : ИПК Изд–во стандартов, 2002. – 16 с.

7. ГОСТ 2.701–84 ЕСКД . Общие требования к текстовым документам [Текст].– Взамен ГОСТ 2.701 – 86 ; введ. 1985–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1985. – 16 с.

8. ГОСТ 2.702–75 ЕСКД . Правила выполнения электрических схем [Текст]. – Введ. 1977–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1976. – 23 с.

9. ГОСТ 21.613 – 88. Система проектной документации для строительства. Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи [Текст]. – Введ. 88–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1988. – 16 с.

10. ГОСТ 21.614–88. Система проектной документации для строительства. Изображения условные графические электрооборудования и проводок на планах [Текст]. – Введ. 1988–07–01. – М. : Изд–во стандартов, 1988. – 18 с.

11. ГОСТ 2.109–79 ЕСКД. Основные требования к чертежам [Текст]. – Взамен ГОСТ 2.107–68, ГОСТ 2.109–68 ; введ. 1974–07–01. – М. : Изд-во стандартов, 2001. – 38 с.

12. ГОСТ 2.710 – 81. Обозначения буквенноцифровые в электрических схемах. – М. : Изд–во стандартов, 1985. – 13 с.

13. ГОСТ 2.722 – 68. Обозначения условные графические в схемах. Машины электрические [Текст]. – Введ. 01.01.87. – М. : Изд – во стандартов, 1988. – 85 с.

14. ГОСТ 2.747-68. Обозначения условные графические в схемах. Размеры условных графических обозначений [Текст]. – Введ. 01.01.71. – М. : Изд-во стандартов. – 13 с. (Изменения к нему № 1 от 01.01.91)

15. ГОСТ 2.301–68. ЕСКД. Форматы [Текст]. – М.: Изд–во стандартов, 1981. – 3 с.

16. ГОСТ 2.304–81 ЕСКД. Шрифты чертежные [Текст]. – М. : Изд–во стандартов, 1982. – 8 с.

17. ГОСТ 2.728–74 ЕСКД. Обозначения условные графические в схемах. Резисторы. Конденсаторы [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1985. – 9 с.

18. ГОСТ 2.721–74 ЕСКД. Обозначения условные графические в схемах. Обозначения общего применения. [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1986. – 12 с.

19. ГОСТ 2.709–72 ЕСКД. Система обозначения цепей в электрических схемах. [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1987. –13 с.

20 .ГОСТ 2.104–68 ЕСКД. Основные надписи [Текст]. – М. : Изд – во стандартов, 1988. – 5 с.

21.СТП 12–200–98 Стандарт предприятия [Текст]. – Взамен СТП АлтГТУ 12 200–96 ; . – Барнаул. : Изд–во АлтГТУ, 1998. – 30 с.

Класс: 9

Цели : сформировать у учащихся представление об электроэнергетике России как об авангардной отрасли народного хозяйства страны.

Задачи:

• Обучающая : углубить знания учащихся по топливно-энергетическому комплексу России; разъяснить понятия «электроэнергетика» и «энергосистема»; дать представление о роли и значении электроэнергетики для промышленности и населения страны;
• Развивающая : развивать у учащихся умения и навыки работы с картой и текстом; способствовать развитию аналитического и логического мышления;
• Воспитательная : воспитывать интерес к географии родной страны, её экономике и экологии.

Тип урока: комбинированный.

Технические средства обучения и материальное обеспечение: Компьютер в комплекте – 1 компл., Видеопроектор – 1 шт., Интерактивная доска – 1 шт., Компьютерные программы и носители – 1 компл, карта «электроэнергетика России», атласы учащихся, презентация (Приложение 1 ) фотографии различных электростанций, схемы, видеофрагмент.

Терминологический аппарат: электростанция, ТЭС, ГЭС, АЭС, альтернативные источники энергии, энергосистема.

Время: 45 минут.

Ход урока

I. Организационный момент (1 мин.)

II. Опрос домашнего задания (8 мин.)

Тест. Работа с текстом презентации.

Самые крупные запасы угля (общегеологические) сосредоточены в: (слайд 3)
А) Кузнецком бассейне
Б) Печорском бассейне
В) Тунгусском бассейне
Г) Донецком бассейне

Первое место в России по запасам угля занимает бассейн (слайд 4)
А) Кузнецкий
Б) Печорский
В) Южно-Якутский

Самый дешёвый уголь (в 2-3 раза дешевле кузнецкого) в бассейне (слайд 5)
А) Печорском
Б) Донецком
В) Канско-Ачинском

Крупнейшая нефтегазовая база России – это (слайд 6)
А) Западная Сибирь
Б) Поволжье
В) Баренцево море

На территории России насчитывается (слайд 7)
А) 26 НПЗ
Б) 22 НПЗ
В) 30 НПЗ
Г) 40 НПЗ

Общая протяжённость газопроводов России составляет (слайд 8)
А) 140 тыс. км
Б) 150 тыс. км
В) 170 тыс. км
Г) 120 тыс. км

По запасам газа Россия занимает в мире (слайд 9)
А) 1-е место
Б) 2-е место
В) 3-е место

Нарисовать схему «Состав топливно-энергетического комплекса»

Работа с текстом (учащиеся получают карточки с текстом, выявляют ошибки в нём и исправляют их). Ответы: 1) В; 2) А; 3) В; 4) А; 5) А; 6) Б; 7) А.(слайд 10). Взаимопроверка работ в парах. Приложение 2

III. Изучение новой темы (слайд 12) (30 мин.)

План.

1. Значение электроэнергетики для страны.
2. Альтернативные источники энергии.

1. Значение электроэнергетики для страны.

Записать определение в тетрадь (слайд 13)

Электроэнергетика – отрасль, которая производит электроэнергию на электростанциях и передаёт её на расстояние по линиям электропередач.

Работа со статистическим материалом таблицы учебника (стр. 125) «Динамика производства электроэнергии в России за последние 20 лет». Наблюдается спад в производстве в конце 1990-х годов, рост производства в настоящее время.

Потребители энергии (слайд 14)

Главное требование – надежность энергоснабжения. Для этого все электростанции стараются соединить линиями электропередач (ЛЭП), чтобы внезапный выход из строя одной из них мог быть компенсирован другими. Так образуется Единая энергетическая система (ЕЭС) страны (слайд 15).

ЕЭС страны в электроэнергетике объединяет производство, передачу и распределение электроэнергии между потребителями. В энергосистеме каждая электростанция имеет возможность выбрать наиболее экономичный режим работы. ЕЭС России объединяет более 700 крупных электростанций, в которых сосредоточено более 84% мощности всех электростанций страны (слайд 16). Карта слайд (слайд 17).

Производство электроэнергии на станциях разного типа показано на диаграмме(слайд 18).

Факторы размещения электростанций разных типов: (слайд 19).

Каждая из электростанций имеет свои особенности. Рассмотрим их.

Виды электростанций:

2. ТЭС – тепловые. Работают на традиционном топливе: уголь, мазут, газ, торф, горючие сланцы.

КПД -30-70% (слайд 20, 21).

Факторы размещения ТЭС (слайд 22).

ТЭЦ – разновидность тепловых электростанций (слайд 23).

Достоинства и недостатки ТЭС (слайд 24).

Крупнейшей ТЭС в нашей стране является Сургутская ТЭС (небольшое сообщение ученика – опережающее задание) (слайд 25).

Следующий тип - это

Гидроэлекторостанции

3. ГЭС – гидравлические. Используют энергию падающей или передвигающейся воды КПД – 80% (слайд 26).

Размещение ГЭС определяем по карте «Гидроэнергетические ресурсы России» (слайд 27).

На крупнейших реках построены каскады ГЭС (слайд 28).

Достоинства и недостатки ГЭС (слайд 29).

Крупнейшая ГЭС в России - Саяно-Шушенская (6,4 МВт), где в 2009 году произошла техногенная катастрофа (слайд 30).

Чебоксарская ГЭС является ближайшей к Республике Марий Эл (слайд 31).

Атомные электростанции.

4. АЭС – атомные электростанции. Используют энергию ядерного распада.

• КПД -30-35% (слайд 32).

Принцип действия АЭС можно посмотреть в видеофрагменте (слайд 33) (Приложение 3 , Приложение 4 ). Размещение АЭС мы видим на карте (слайд 34).

Достоинства и недостатки АЭС (слайд 35).

Рассмотренные типы электростанций работают на сжигании минерального топлива, которое через определенный промежуток времени неизбежно закончится. Для обеспечения потребностей в электроэнергии в будущем потребуются альтернативные источники энергии.

5. Альтернативные источники энергии

Альтернативные электростанции (слайд 36). Рассмотрим типы альтернативных видов энергии.

1. Солнечная энергия. Строится завод солнечных батарей в Чувашии (слайд 37). (38) Панели солнечных батарей уже находят практическое применение в столице республике. В Ботаническом саду Йошкар-Олы теплица освещается и обогревается с помощью энергии Солнца (слайд 39).
2. Энергия ветра. На слайде (40) изображены ветровые двигатели и ветряная мельница музея под открытым небом г. Козьмодемьянска Республики Марий Эл. Такие мельницы использовались во многих населенных пунктах страны.
3. Внутренняя энергия Земли. (слайд 41). В каком регионе страны распологаются ГТЭС? (слайд 42).
4. Энергия приливов и отливов используется на Кислогубской ПЭС (слайд 43)

IV. Рефлексия (4 мин.)

Что нового вы для себя узнали?

1. Какой тип электростанций в России преобладает?
2. Чем отличается электроцентрали от станций?
3. Где лучше строить ГЭС?
4. Где их строят АЭС?
5. Что такое энергосистема?

V. Домашнее задание (2 мин).

(слайд 44, 45) Учебник параграф 23 прочитать. На контурную карту нанести: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Браткая, Волжская, Зейская, Кольская, Конаковская, Курская, Ленинградская, Обнинская, Рефтинская, Смоленская, Сургутская, Чебоксарская. Написать проблемы электроэнергетики и попытаться найти решение проблемы.

Для желающих:

• посмотреть цикл передач «Энергетика: как это работает»
• myenergy.ru

Оценки учащимся.

Спасибо за урок!

Литература.

1. География России. Население и хозяйство 9 класс. Учебник В.П. Дронов, В.Я. Ром.
2. Поурочные разработки по географии “Население и хозяйство России” 9 класс. Е.А. Жижина.
3. Атлас и контурные карты по географии для 9 класса.
4. Виртуальная школа Кирилла и Мефодия. Уроки географии 9 класс.
5. Карта Электроэнергетика России Мультимедийный диск.
6. Презентация к уроку “Электроэнергетика. Типы электростанций”.

Технологическая схема тепловой электростанции отражает состав и взаимосвязь ее технологических систем, общую последовательность проте­кающих в них процессов. На рис. 11 показана принципиальная схема конденсационной тепловой электростанции на твердом топливе .

В состав тепловой электростанции входят: топливное хозяйство и система подготовки топлива к сжиганию; котельная установка – совокупность котла и вспомогательного оборудования (состоит из собственно котла, топочного устройства, пароперегревателя, водяного экономайзера, воздухоподогревателя, каркаса, обмуровки, арматуры, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов); турбинная установка – совокупность турбины и вспомогательного оборудования; установки водоподготовки и конденсатоочистки; система технического водоснабжения, система золошлакоудаления; электротехническое хозяйство; система управления энергооборудованием.

Топливное хозяйство включает приемно-разгрузочные устройства, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав мазутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута и подогреватели.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит в размоле и сушке его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда – в обработке спе­циальными присадками. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед поступлением его в котел.

Необходимый для горения топлива воздух подается в котел дутьевыми вентиляторами. Продукты сгорания топлива – дымовые газы отсасываются дымососами и выводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходят воздух и дымовые газы, образуют газо-

воздушный 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) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом за пределы территории электростанции на золоотвалы. При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую, образуются продукты сгорания, которые в по­верхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, его отдельных 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. Далее перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. Отработанный в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

Из конденсатора преобразовавшийся в воду пар откачивается конденсатным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэра­тор. Здесь вода нагревается паром до температуры насыщения, при этом происходит удаление в атмосферу кислорода и других газов для предотвращения коррозии оборудования. Из деаэратора вода, называемая питательной , питательным насосом прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) и подается 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 сокращается 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, называют системой технического водоснабжения . К ней относятся источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель – градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждающей воде передается около 55 % теплоты пара, поступающего турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно теряется.

Данные потери значительно уменьшатся, если отбирать из турбины час­тично отработанный пар и его тепло использовать для технологических нужд промышленных предприятий или для подогрева воды на отопление. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отборами пара – так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, подается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата , связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они равны 35 – 50 %. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготовительной установке добавочной водой.

На ТЭС происходят внутренние потери конденсата и пара , обуслов­ленные неполной герметичностью водопарового тракта, а также безвозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют небольшую долю общего расхода пара на турбины (около 1 – 1,5 %).

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 энергооборудованием на тепловых электростан­циях осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состояния оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Контрольные вопросы к главе 3

1. Какие типы электростанций вы знаете?

2. В чем отличие тепловых электрических станций от атомных?

3. Какие вы знаете способы преобразования тепловой энергии в механическую?

4. В чем отличие котельной установки от турбинной?

5. Дайте определения тягодутьевой установки и водопарового тракта станции.

6. Что такое питательная вода котлов?

7. Что такое система технического водоснабжения?

8. В чем отличие внешних потерь от внутренние потерь конденсата и пара?

ПОДГОТОВКА ВОДЫ

Курс лекций по дисциплине

«Энергоснабжение и энергоэффективность технологий»

Модуль 1.Выработка энергии. 2

Тема 1. Основные сведения о тепловых электростанциях. 2

Тема 2. «Основное и вспомогательное оборудование ТЭС». 19

Тема 3. Преобразования энергии на ТЭС.. 37

Тема 4 «Атомные электростанции». 58

Тема 5 «Основные сведения о гидроэлектростанциях». 72

Модуль 2. «Системы производства и распределения энергоносителей». 85

Тема 6. «Энергоресурсы». 85

Тема 7 «Основные системы производства и распределения энергоносителей промышленных предприятий». 94

Модуль 1.Выработка энергии.

Тема 1. Основные сведения о тепловых электростанциях.

1.1 Общие сведения.

1.2 Тепловые и технологические схемы ТЭС.

1.3 Компоновочные схемы ТЭС.

Общие сведения

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 века и к середине 70-х гг. 20-го века ТЭС стали основным типом элек­трической станции в мире. Доля вырабатываемой ими электроэнергии в России составляет около 80% и около 70% в мире.

Большинство городов России снабжаются электрической энергией именно от ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды или пара. Несмотря на более высокий КПД, такая система является довольно-таки непрактичной, т. к. в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, поскольку эффективность централизованного теплоснабжения сильно снижается вследствие уменьшения температуры теплоносителя. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме становится экономически более выгодна.

На тепловых электростанциях химическая энергия топлива преобразуется сначала в тепловую, затем в механическую, а затем в электрическую.

Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут. Тепловые электрические станции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электростанций (ГРЭС).

Тепловые и технологические схемы ТЭС

Принципиальная тепловая схема ТЭС показывает основные потоки теплоносителей, связанные с основным и вспомогательным оборудованием в процессах преобразования теплоты для выработки и отпуска электроэнергии и теплоты. Практически принципиальная тепловая схема сводится к схеме пароводяного тракта ТЭС (энергоблока), элементы которого обычно представляют в условных изображениях.

Упрощенная (принципиальная) тепловая схема ТЭС, работающей на угле , представлена на рисунке 1. Уголь подается в топливный бункер 1, а из него - в дробильную установку 2, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400-650°С и под давлением 3-25 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4. Параметры перегретого пара (температура и давление на входе в турбину) зависят от мощности агрегатов.

Полная тепловая схема отличается от принципиальной тем, что на ней полностью отображаются оборудование, трубопроводы, запорная, регулирующая и защитная арматура. Полная тепловая схема энергоблока состоит из схем отдельных узлов, в том числе дается общестанционный узел (баки запасного конденсата с перекачивающими насосами, подпитка тепловой сети, подогрев сырой воды и т. п.). К вспомогательным трубопроводам относятся обводные, дренажные, сливные, вспомогательные, отсосов паровоздушной смеси.

Рисунок 1 - Упрощенная тепловая схема ТЭС и внешний вид паровой турбины

Тепловые КЭС имеют невысокий КПД (30 - 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Работающие на органическом топливе КЭС строят обычно вблизи мест добычи топлива .

ТЭЦ отличается от КЭС установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери воды с охлаждающей водой сокращаются или вообще отсутствуют (на установках с турбогенераторами с противодавлением). Однако доля энергии пара, преобразованной в электрическую, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6, а другая, имеющая большую температуру и давление (на рис. штриховая линия), отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения. Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприя­тий в тепловой энергии.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60-70%.

Такие станции строят обычно вблизи потребителей - промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе.

Рассмотренные тепловые электростанции по виду основного теплового агрегата (паровой турбины) относятся к паротурбинным станциям. Значительно меньшее распространение получили тепловые станции с газотурбинными (ГТУ), парогазовыми (ПГУ) и дизельными установками.

Наиболее экономичными являются крупные тепловые паротурбинные электростанции. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору (рисунок 1). Вал турбины жестко соединен с валом генератора. Современные паровые турбины для ТЭС являются быстроходными (3000 об/мин) высокоэкономичными машинами с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1200 МВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. При этом давление и температура пара постепенно снижаются.

КЭС большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на единицу выработанной электроэнергии, так как чем выше начальные параметры p 0 и T 0 перед турбиной и ниже конечного давление пара р к, тем выше КПД установки. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру - до 650°С и давление - до 25 МПа.

На рисунке 2 представлены типичные тепловые схемы КЭС на органическом топливе. По схеме рисунка 2а подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева t пер ;по схеме рисунка 2б наряду с передачей теплоты при этих условиях, теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давлении турбины.

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую – схемой с промежуточным перегревом пара . Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше.

По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8.

Рисунок 2 -Типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных установок нa органическом топливе без промежуточного перегрева пара (а) и с промежуточным перегревом (б)

Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара. В то же время, деаэратор в ряде тепловых схем КЭС может отсутствовать.

Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях 10, перепускает каскадно в деаэратор 8, а конденсат греющего пара подогревателей 6 подается дренажным насосом 7 в линию , по которой протекает конденсат из конденсатора 4.

Описанные тепловые схемы являются в значительной мере типовыми и незначительно меняются с ростом единичной мощности и начальных параметров пара.

Деаэратор и питательный насос делят схему регенеративного подогрева на группы ПВД (подогреватель высокого давления) и ПНД (подогреватель низкого давления). Группа ПВД состоит, как правило, из двух-трех подогревателей с каскадным сливом дренажей вплоть до деаэратора. Деаэратор питается паром того же отбора, что и предвключенный ПВД. Такая схема включения деаэратора по пару широко распространена. Поскольку в деаэраторе поддерживается постоянное давление пара, а давление в отборе снижается пропорционально снижению расхода пара на турбину, такая схема создает для отбора запас по давлению, который реализуется в предвключенном ПВД. Группа ПНД состоит из трех-пяти регенеративных и двух-трех вспомогательных подогревателей. При наличии испарительной установки (градирни) конденсатор испарителя включается между ПНД .

Технологическая схема ТЭС , работающей на углях, показана на рисунке 3. Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем : систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.

Рисунок 3 - Технологическая схема пылеугольной электростанции

Ниже дана краткая характеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭЦ, работающей на угле.

1. Система пылеприготовления. Топливный тракт . Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1. Полувагоны с углём взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углём пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство- вагоноопрокидыватель 2, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180 0 ; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающее приёмные бункера. Уголь из бункеров подаётся питателями на транспортёр 4, по которому он поступает либо на угольный склад 4, либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6, в которые может также доставляться с угольного склада.

Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля 6, а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7. Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10, а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13.

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи , которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут . Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первогои второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт в газовым горелкам.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС , отпадают угольный склад, дробильное отделения, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.

2. Газовоздушный тракт. Система шлако-золоудаления. Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором 14 . Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33, которые перекачивают их в золоотвалы .

3. Пароводяной тракт. Перегретый пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22.

Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18 в деаэратор 20, в котором вода доводится до кипения; при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О 2 и СО 2 , что предотвращает коррозию пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая промежуточный перегрев пара и существенно повышая КПД ТЭС.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным , ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.

Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.

Потери пара и конденсата вследствие утечек в паро-водяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).

5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25 . Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню) , где за счёт испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяются преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка . К сетевым подогревателем 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31. Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30.

7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идёт на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены так же шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигателя агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32 .

В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателя агрегатов собственных нужд обеспечивает надёжность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.