1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

1. Топливное хозяйство;
2. подготовка топлива;
3. промежуточный пароперегреватель;
4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
6. электрический генератор;
7. трансформатор собственных нужд;
8. трансформатор связи;
9. главное распределительное устройство;
10. конденсатный насос;
11. циркуляционный насос;
12. источник водоснабжения (например, река);
13. (ПНД);
14. водоподготовительная установка (ВПУ);
15. потребитель тепловой энергии;
16. насос обратного конденсата;
17. деаэратор;
18. питательный насос;
19. (ПВД);
20. шлакозолоудаление;
21. золоотвал;
22. дымосос (ДС);
23. дымовая труба;
24. дутьевой вентилятов (ДВ);
25. 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.

ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ СТРУКТУРА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (ТЭС)

В зависимости от мощности оборудования и схем технологических связей между стадиями производства на современных ТЭС различают цеховую, бесцеховую и блочно-цеховую организационно-производственные структуры.

Цеховая организационно-производственная структура предусматривает деление технологического оборудования и территории ТЭС на отдельные участки и закрепление их за специализированными подразделениями – цехами, лабораториями. В этом случае основной структурной единицей является цех. Цехи в зависимости от их участия в производстве разделяют на основные и вспомогательные. Кроме того ТЭС могут иметь в своем составе и непромышленные хозяйства (жилищное и подсобное хозяйства, детские сады, дома отдыха санатории и т.д.).

Основные цеха принимают непосредственное участие в производстве энергии. К ним относят топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический и химический цехи.

В состав топливно-транспортного цеха включают участки железнодорожного хозяйства и топливоподачи со складом топлива. Этот цех организуют на электростанциях, которые сжигают твердое топливо или мазут при его доставке железнодорожным транспортом.

В состав котельного цеха включают участки подачи жидкого или газообразного топлива, пылеприготовление, золоудаление.

В турбинный цех входят: теплофикационное отделение, центральная насосная и водное хозяйство.

При двухцеховой производственной структуре, а также на крупных ТЭС котельный и турбинный цехи объединяют в единый котлотурбинный цех (КТЦ).

В ведении электрического цеха находятся: все электрическое оборудование ТЭС, электротехническая лаборатория, масляное хозяйство, электроремонтная мастерская.

Химический цех включает в себя химическую лабораторию и химическую водоочистку.

Вспомогательные цехи обслуживают основное производство. К ним относят: цех централизованного ремонта, ремонтно-строительный, тепловой автоматики и связи.

Непромышленные хозяйства непосредственно не связаны с производством энергии и обслуживают бытовые нужды работников ТЭС.

Бесцеховая организационно-производственная структура предусматривает специализацию подразделений на выполнении основных производственных функций: эксплуатация оборудования, его ремонтного обслуживания, технологического контроля. Это обуславливает создание вместо цехов производственных служб: эксплуатации, ремонтов, контроля и усовершенствования оборудования. В свою очередь, производственные службы делятся на специализированные участки.

Создание блочно-цеховой организационно-производственной структуры обусловлено появлением комплексных энергетических агрегатов-блоков. Оборудование блока осуществляет несколько фаз энергетического процесса – сжигание топлива в парогенераторе, производство электроэнергии в турбогенераторе, а иногда и ее преобразование в трансформаторе. В отличие от цеховой при блочно-цеховой структуре основным производственным подразделением электростанции являются блоки. Их включают в состав КТЦ, которые занимаются централизованной эксплуатацией основного и вспомогательного оборудования котлотурбинных блоков. Блочно-цеховая структура предусматривает сохранение основных и вспомогательных цехов, имеющих место при цеховой структуре, например топливно-транспортный цех (ТТЦ), химический и др.

Все типы организационно-производственной структуры предусматривают осуществление управления производством на основе единоначалия. На каждой ТЭС существует административно-хозяйственное, производственно-техническое и оперативно-диспетчерское управление.

Административно-хозяйственным руководителем ТЭС является директор, техническим ру4ководителем – главный инженер. Оперативно-диспетчерское управление осуществляет дежурный инженер электростанции. В оперативном отношении он подчинен дежурному диспетчеру ЭЭС.

Наименование и количество структурных подразделений, и необходимость введения отдельных должностей определяют в зависимости от нормативной численности промышленно-производственного персонала электростанции.

Указанные технологические и организационно-экономические особенности электроэнергетического производства сказываются на содержании и задачах управления деятельностью энергетических предприятий и объединений.

Главное требование, которое предъявляется к электроэнергетики, – это надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей, покрытие требуемого графика нагрузки. Это требование трансформируется в специфические показатели, которыми оценивается участие электростанции и сетевых предприятий в выполнении производственной программы энергообъединений.

Для электростанции устанавливается готовность к несению нагрузки, которая задается диспетчерским графиком. Для сетевых предприятий устанавливается график ремонтов оборудования и сооружений. В плане задаются и другие технико-экономические показатели: удельные расходы топлива на электростанциях, снижение потерь энергии в сетях, финансовые показатели. Однако производственная программа энергетических предприятий не может быть жестко определенна объемом производства или отпуска электрической энергии и теплоты. Это нецелесообразно из-за исключительной динамичности потребления и соответственно производства энергии.

Тем не менее, объем производства энергии является важным расчетным показателем, который определяет уровень многих других показателей (например, себестоимости) и результаты хозяйственной деятельности.

Основной структурной единицей на большинстве электростан­ций является цех . На тепловых станциях различают цеха основно­го, вспомогательного производства и непромышленных хозяйств.

· Цеха основного производства производят продукцию, для выпуска которой создано предприятие. На тепловых станциях основными являются цеха, в которых протекают производственные процессы по превращению химической энергии топлива в тепловую и элек­трическую энергию.

· Цеха вспомогательного производства промышленных предприя­тий, в том числе и электростанций, непосредственно не связаны с изготовлением основной продукции предприятия: они обслу­живают основное производство, способствуют выпуску продук­ции и обеспечивают основному производству необходимые усло­вия для нормальной работы. Эти цеха осуществляют ремонт обо­рудования, снабжение материалами, инструментом, приспособ­лениями, запасными частями, водой (промышленной), различ­ными видами энергии, транспортом и т. п.

· Непромышленными являются хозяйства, продукция и услуги которых не относятся к основной деятельности предприятия. В их функции входит обеспечение и обслуживание бытовых нужд пер­сонала предприятия (жилищные хозяйства, детские учреждения и т.п.).

Производственные структуры тепловой станции определяются соотношением мощности основных агрегатов (турбоагрегатов, па­ровых котлов, трансформаторов) и технологическими связями между ними. Решающим при определении структуры управления является соотношение мощностей и связи между турбинами и котельными агрегатами. На существующих электростанциях сред­ней и малой мощности однородные агрегаты соединяются между собой трубопроводами для пара и воды (пар из котлов собирается в общих сборных магистралях, из которых он распределяется между отдельными котлами). Такую технологическую схему называют централизованной . Широко применяют также секционную схему, при которой турбина с одним или двумя обеспечивающими ее паром котлами, образует секцию электростанции.

• При таких схемах оборудование распределяется по цехам, объе­диняющим однородное оборудование: в котельном цехе - котель­ные агрегаты со вспомогательным оборудованием; турбинном - турбоагрегаты со вспомогательным оборудованием и т.д. По этому принципу на крупных тепловых электростанциях организуются сле­дующие цеха и лаборатории: топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический (с электротехнической лабораторией), цех (лаборатория) автоматики и теплового контроля, химический (с химической лабораторией), механический (при выполнении ремонта самой электростанцией этот цех становится ремонтно-механическим), ремонтно-строительный.

В настоящее время из-за особенностей технологического про­цесса производства энергии станций с агрегатами мощностью 200...800 МВт и выше применяют блочную схему связей оборудо­вания. На блочных электростанциях турбина, генератор, котел (или два котла) со вспомогательным оборудованием образуют блок; тру­бопроводов, связывающих агрегаты, для пара и воды между блока­ми, нет, резервные котлоагрегаты на электростанциях не устанав­ливаются. Изменение технологической схемы электростанции при­водит к необходимости реорганизации производственной структу­ры управления, в которой основным первичным производствен­ным подразделением является блок.

· Для станций блочного типа наиболее рациональной структурой управления является бесцехо­вая (функциональная) с организацией службы эксплуатации и служ­бы ремонта, возглавляемых начальниками служб - заместителями главного инженера станции. Функциональные отделы подчиняют­ся непосредственно директору станции, а функциональные служ­бы и лаборатории - главному инженеру станции.

· На крупных станциях блочного типа используется промежу­точная структура управления - блочно-цеховая . Котельный и тур­бинный цеха объединяют в один и организуют следующие цеха: топливно-транспортный, химический, тепловой автоматики и измерений, централизованного ремонта и др. При работе станции на газе топливно-транспортный цех не организуется.

Организационно-производственная структура гидроэлектростанций

На ГЭС имеет место как управление отдельными ГЭС, так и ее объединениями, расположенными на одной реке (кана­ле) или просто в каком-либо административном или хозяйствен­ном районе; такие объединения называются каскадными (рис. 23.2).

Организационная структура управления ГЭС:

а - 1-я и 2-я группы; 1 - директор ГЭС; 2 - зам. директора по административ­но-хозяйственной деятельности; 3 - зам. директора по капитальному строитель­ству; 4 - отдел кадров; 5 - главный инженер; 6 - бухгалтерия; 7 - плановый отдел; 8 - отдел гражданской обороны; 2.1 - транспортный участок; 2.2 - отдел материально-технического обеспечения; 2.3 - административно-хозяй­ственный отдел; 2.4 - жилищно-коммунальный отдел; 2.5 - охрана ГЭС; 5.1 - зам. гл. инженера по оперативной работе; 5.2 - начальник электроцеха; 5.3 - начальник турбинного цеха; 5.4 - начальник гидроцеха; 5.5 - производственно-технический отдел; 5.6 - служба связи; 5.7 - инженер по эксплуатации и техни­ке безопасности; 5.2.1 - электротехническая лаборатория; б - 3-я и 4-я группы; 1 - отдел материально-технического снабжения; 2 - производственно-техни­ческий отдел (ПТО); 3 - бухгалтерия; 4 - гидротехнический цех; 5 - элект­ромашинный цех

Организационная структура управления каскадом ГЭС: а - вариант 1; 1 - начальник электроцеха каскада; 2 - начальник турбинного цеха каскада; 3 - начальник гидроцеха каскада; 4 - начальник ПТО; 5 - на­чальник ГЭС-1; 6 - начальник ГЭС-2; 7 - начальник ГЭС-3; 8 - служба связи; 9 - местная служба релейной защиты и автоматики; 10 - инженер-инс­пектор по эксплуатации и технике безопасности; 5.1, 6.1, 7.1 - производствен­ный персонал соответственно ГЭС-1, 2, 3; б - вариант 2; 1 - директор каска­да; 2 - административные подразделения каскада; 3 - главный инженер; 3.1, 3.2, 3.3 - начальник соответственно ГЭС-1, 2, 3; 3.1.1, 3.2.1, 3.3.1 - произ­водственные подразделения, включая оперативный персонал соответственно ГЭС-1, 2, 3

В зависимости от мощности ГЭС и каскадов ГЭС, МВт, по струк­туре управления принято рассматривать шесть групп и столько же каскадов ГЭС:

• В первых четырех группах применяется в основном цеховая организационная структура управления . На ГЭС и ее каскадах 1-й и 2-й групп предусматриваются, как правило, электрический, тур­бинный и гидротехнический цеха; 3-й и 4-й групп - электротур­бинный и гидротехнический;
• На ГЭС малой мощности (5-я группа ) при­меняют бесцеховые структуры управления с организацией соот­ветствующих участков;
• На ГЭС и каскадах мощностью до 25 МВт (6-я группа ) - только оперативно-ремонтный персонал .

При организации каскада ГЭС одна из станций каскада, как правило, наибольшая по мощности, выбирается базовой, на кото­рой размещаются управление каскадом, его отделы и службы, цеха, основные центральные склады и мастерские. При цеховой структу­ре управления каждый цех обслуживает оборудование и сооруже­ния всех ГЭС, входящих в каскад, а персонал находится или на базовой ГЭС, или распределен по станциям каскада. В случаях когда ГЭС каскада расположены на значительном расстоянии друг от друга и соответственно от базовой, необходимо назначать ответ­ственных за работу ГЭС, входящей в каскад.

При объединении в каскад больших по мощности ГЭС целесо­образна централизация только управленческих функций (руководство каскадом, бухгалтерия, снабжение и т.п.). На каждой ГЭС организуются цеха, проводящие полное эксплуатационное и ре­монтное обслуживание. При проведении крупных ремонтных ра­бот, например при капитальном ремонте агрегатов, часть рабочих соответствующего цеха с одной или нескольких ГЭС передается на ту станцию, где это необходимо.

Таким образом, рациональная структура управления в каждом случае принимается исходя из конкретных условий образования каскада. При большом числе ГЭС, входящих в каскад, использу­ется предварительное укрупнение станций, наиболее близко рас­положенных друг к другу, возглавляемых начальником группы ГЭС. Каждая группа самостоятельно ведет эксплуатационное обслужи­вание, включая текущий ремонт оборудования и сооружений.

ТЭС – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива (рис.Д.1).

Различают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и парогазовые (ПГЭС). Подробнее остановимся на ТПЭС.

Рис.Д.1 Схема ТЭС

На ТПЭС тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь, мазут, природный газ, лигнит (бурый уголь), торф, сланцы. Их КПД достигает 40%, мощность – 3 ГВт. ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называют конденсационными электростанциями (официальное название в РФ – Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС). На ГРЭС вырабатывается около 2/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТПЭС оснащенные теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около 1/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

Известны четыре типа угля. В порядке роста содержания углерода, а тем самым и теплотворной способности эти типы располагаются следующим образом: торф, бурый уголь, битуминозный (жирный) уголь или каменный уголь и антрацит. В работе ТЭС используют в основном первые два вида.

Уголь не является химически чистым углеродом, также в нем содержится неорганический материал (в буром угле углерода до 40%), который остается после сгорания угля в виде золы. В угле может содержаться сера, иногда в составе сульфида железа, а иногда в составе органических компонентов угля. В угле обычно присутствуют мышьяк, селен, а также радиоактивные элементы. Фактически уголь оказывается самым грязным из всех видов ископаемого топлива.

При сжигании угля образуются диоксид углерода, оксид углерода, а также в больших количествах оксиды серы, взвешенные частицы и оксиды азота. Оксиды серы повреждают деревья, различные материалы и оказывают вредное влияние на людей.

Частицы, выбрасываемые в атмосферу при сжигании угля на электростанциях, называются «летучей золой». Выбросы золы строго контролируются. Реально попадает в атмосферу около 10% взвешенных частиц.

Работающая на угле электростанция мощностью 1000 МВт сжигает 4-5 млн. т угля в год.

Поскольку в Алтайском крае отсутствует добыча угля, то будем считать, что его привозят из других регионов, и для этого прокладывают дороги, тем самым, изменяя природный ландшафт.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее .

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу - вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, ) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на 110-750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок - система 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500-2500 мВт.

Такие сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35-220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.