Проведём экскурсию по Чебоксарской ТЭЦ-2, посмотрим, как электричество и тепло вырабатываются:

Напомню, кстати, что труба - самое высокое промышленное сооружение в Чебоксарах. Аж 250 метров!

Начнём с общих вопросов, к которым относится в первую очередь безопасность.
Разумеется, ТЭЦ, как и ГЭС, предприятие режимное, и просто так туда не пускают.
А если уж пустили, хоть даже на экскурсию, то инструктаж по технике безопасности пройти всё равно придётся:

Ну, нам это не в диковинку (как и сама ТЭЦ не в диковинку, я работал там лет 30 назад;)).
Да, ещё одно жёсткое предупреждение, не могу пройти мимо:

Технология

Главным рабочим веществом на всех тепловых электростанциях является, как ни странно, вода.
Потому что она легко превращается в пар и обратно.
Технология у всех одинакова: надо получить пар, который будет вращать турбину. На оси турбины помещается генератор.
В атомных электростанциях вода разогревается за счёт выделения тепла при распаде радиоактивного топлива.
А в тепловых - за счёт сжигания газа, мазута и даже, до недавних пор, угля.

Куда девать отработанный пар? Однако, обратно в воду и снова в котёл!
А куда девать тепло отработанного пара? Да на подогрев воды, поступающей в котёл - для повышения кпд всей установки в целом.
И на подогрев воды в теплосети и водопроводе (горячая вода)!
Так что в отопительный сезон из тепловой станции извлекается двойная польза - электричество и тепло. Соответственно, такое комбинированное производство и называется ТЭЦ (теплоэлектроцентраль).

Но летом всё тепло израсходовать с пользой не удаётся, поэтому пар, вышедший из турбины, охлаждается, превращаясь в воду, в градирнях, после чего вода возвращается в замкнутый производственный цикл. А в тёплых бассейнах градирен ещё и рыбу разводят;)

Чтобы не изнашивались теплосети и котёл, вода проходит специальную подготовку в химическом цехе:

А по всему замкнутому кругу воду гоняют циркуляционные насосы:

Наши котлы могут работать как на газе (жёлтые трубопроводы), так и на мазуте (чёрные). С 1994 работают на газе. Да, котлов у нас 5 штук!
Для горения в горелки необходима подача воздуха (синие трубопроводы).
Вода кипит, и пар (паропроводы красного цвета) проходит через специальные теплообменники - пароперегреватели, которые повышают температуру пара до 565 градусов, а давление, соответственно, до 130 атмосфер. Это вам не скороварка на кухне! Одна маленькая дырочка в паропроводе обернётся большой аварией; тонкая струя перегретого пара режет металл, как масло!

И вот такой пар уже подаётся на турбины (в больших станциях несколько котлов могут работать на общий паровой коллектор, от которого питаются несколько турбин).

В котельном цехе всегда шумно, потому что горение и кипение - весьма бурные процессы.
А сами котлы (ТГМЕ-464) представляют собой грандиозные сооружения высотой с двадцатиэтажный дом, и показать их целиком можно только на панораме из множества кадров:

Ещё один ракурс на подвал:

Пульт управления котла выглядит так:

На дальней стене располагается мнемосхема всего техпроцесса с лампочками, индицирующими состояние задвижек, классические приборы с самописцами на бумажной ленте, табло сигнализации и другие индикаторы.
А на самом пульте классические кнопки и ключи соседствуют с компьютерным дисплеем, где крутится система управления (SCADA). Здесь же есть самые ответственные выключатели, защищённые красными кожухами: "Останов котла" и "Главная паровая задвижка" (ГПЗ):

Турбины

Турбин у нас 4.
Они имеют очень сложную конструкцию, чтобы не пропустить ни малейшего кусочка кинетической энергии перегретого пара.
Но снаружи ничего не видно - всё закрыто глухим кожухом:

Серьёзный защитный кожух необходим - турбина вращается с высокой скоростью 3000 оборотов в минуту. Да ещё по ней проходит перегретый пар (выше говорил, как он опасен!). А паропроводов вокруг турбины множество:

В этих теплообменниках отработанным паром подогревается сетевая вода:

Кстати, на фото у меня самая старая турбина ТЭЦ-2, так что не удивляйтесь брутальному виду устройств, которые будут показаны ниже:

Вот это механизм управления турбиной (МУТ), который регулирует подачу пара и, соответственно, управляет нагрузкой. Его раньше крутили вручную:

А это Стопорный клапан (его надо долго вручную взводить после того, как он сработал):

Малые турбины состоят из одного так называемого цилиндра (набора лопастей), средние - из двух, большие - из трёх (цилиндры высокого, среднего и низкого давления).
С каждого цилиндра пар уходит в промежуточные отборы и направляется в теплообменники - подогреватели воды:

А в хвосте турбины должен быть вакуум - чем он лучше, тем выше кпд турбины:

Вакуум образуется за счёт конденсации остатков пара в конденсационной установке.
Вот мы и прошлись по всему пути воды на ТЭЦ. Обратите внимание также на ту часть пара, которая идёт на подогрев сетевой воды для потребителя (ПСГ):

Ещё один вид с кучей контрольных точек. Не забываем, что контролировать на турбине необходимо кучу давлений и температур не только пара, но и масла в подшипниках каждой её части:

Да, а вот и пульт. Он обычно находится в той же комнате, что и у котлов. Несмотря на то, что сами котлы и турбины стоят в разных помещениях, управление котлотурбинным цехом нельзя разделять на отдельные кусочки - слишком всё связано перегретым паром!

На пульте мы видим пару средних турбин с двумя цилиндрами, кстати.

Автоматизация

В отличие от , процессы на ТЭЦ более быстрые и ответственные (кстати, все помнят слышный во всех краях города громкий шум, похожий на самолётный? Так это изредка срабатывает паровой клапан, стравливая чрезмерное давление пара. Представьте, как это слышится вблизи!).
Поэтому автоматизация здесь пока запаздывает и в основном ограничивается сбором данных. А на пультах управления мы видим сборную солянку различных SCADA и промышленных контроллеров, занимающихся локальным регулированием. Но процесс идёт!

Электричество

Ещё раз посмотрим общий вид турбинного цеха:

Обратите внимание, слева под жёлтым кожухом - электрические генераторы.
Что происходит с электричеством дальше?
Оно отдаётся в федеральные сети через ряд распределительных устройств:

Электрический цех - очень непростое место. Достаточно взглянуть на панораму пульта управления:

Релейная защита и автоматика - наше всё!

На этом обзорную экскурсию можно завершить и всё-таки сказать пару слов про насущные проблемы.

Тепло и коммунальные технологии

Итак, мы выяснили, что ТЭЦ даёт электричество и тепло. И то, и другое, разумеется, поставляется потребителям. Теперь нас, главным образом, будет интересовать тепло.
После перестройки, приватизации и разделения всей единой советской промышленности на отдельные кусочки во многих местах получилось так, что электростанции остались в ведомстве Чубайса, а городские теплосети стали муниципальными. И на них образовался посредник, который берёт деньги за транспортировку тепла. А как эти деньги тратятся на ежегодный ремонт изношенных на 70% теплосетей, вряд ли нужно рассказывать.

Так вот, из-за многомиллионных долгов посредника "НОВЭК" в Новочебоксарске ТГК-5 уже перешла на прямые договора с потребителями.
В Чебоксарах пока этого нет. Более того, чебоксарские «Коммунальные технологии» на сегодня проект развития своих котельных и теплосетей аж на 38 миллиардов (ТГК-5 справилась бы всего за три).

Все эти миллиарды так или иначе будут включены в тарифы на тепло, которые устанавливает городская администрация "из соображений социальной справедливости". Между тем, сейчас себестоимость тепла, вырабатываемого ТЭЦ-2, в 1.5 раза меньше, чем на котельных КТ. И такое положение должно сохраниться и в будущем, потому что чем крупнее электростанция, тем она эффективнее (в частности, меньше эксплуатационных затрат + окупаемость тепла за счёт производства электроэнергии).

А что с точки зрения экологии?
Безусловно, одна большая ТЭЦ с высокой трубой лучше в экологическом плане, чем десяток мелких котельных с маленькими трубами, дым из которых практически останется в городе.
Самым же плохим в смысле экологии является ныне популярное индивидуальное отопление.
Маленькие домашние котлы не обеспечивают такой полноты сгорания топлива, как большие ТЭЦ, да и все выхлопные газы остаются не просто в городе, а буквально над окнами.
Кроме того, мало кто задумывается о повышенной опасности дополнительного газового оборудования, стоящего в каждой квартире.

Какой выход?
Во многих странах при центральном отоплении используются поквартирные регуляторы, которые позволяют экономнее потреблять тепло.
К сожалению, при нынешних аппетитах посредников и изношенности теплосетей преимущества центрального отопления сходят на нет. Но всё-таки, с глобальной точки зрения, индивидуальное отопление более уместно в коттеджах.

Другие посты о промышленности:

Теплоэлектроцентраль

Простейшие схемы теплоэлектроцентралей с различными турбинами и различными схемами отпуска пара
а - турбина с противодавлением и отбором пара, отпуск тепла - по открытой схеме;
б - конденсационная турбина с отбором пара, отпуск тепла - по открытой и закрытой схемам;
ПК - паровой котёл ;
ПП - пароперегреватель ;
ПТ - паровая турбина ;
Г - электрический генератор ;
К - конденсатор ;
П - регулируемый производственный отбор пара на технологические нужды промышленности;
Т - регулируемый теплофикационный отбор на отопление;
ТП - тепловой потребитель;
ОТ - отопительная нагрузка;
КН и ПН - конденсатный и питательный насосы;
ПВД и ПНД - подогреватели высокого и низкого давления;
Д - деаэратор ;
ПБ - бак питательной воды;
СП - сетевой подогреватель;
СН - сетевой насос.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция , вырабатывающая не только электрическую энергию , но и тепло , отпускаемое потребителям в виде пара и горячей воды. Использование в практических целях отработавшего тепла двигателей, вращающих электрические генераторы , является отличительной особенностью ТЭЦ и носит название теплофикация . Комбинированное производство энергии двух видов способствует более экономному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях (в СССР - ГРЭС) и тепловой энергии на местных котельных установках. Замена местных котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и посёлков, централизованной системой теплоснабжения способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению санитарного состояния населённых мест.

Описание

Исходный источник энергии на ТЭЦ - органическое топливо (на паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо ядерное топливо (на атомных ТЭЦ). Преимущественное распространение имеют паротурбинные ТЭЦ на органическом топливе, являющиеся наряду с конденсационными электростанциями основным видом тепловых паротурбинных электростанций (ТПЭС). Различают ТЭЦ промышленного типа - для снабжения теплом промышленных предприятий, и отопительного типа - для отопления жилых и общественных зданий, а также для снабжения их горячей водой . Тепло от промышленных ТЭЦ передаётся на расстояние до нескольких км (преимущественно в виде тепла пара), от отопительных - на расстояние до 20-30 км (в виде тепла горячей воды).

• Угольная ТЭЦ в Англии

Теплофикационные турбины

Основное оборудование паротурбинных ТЭЦ - турбоагрегаты, преобразующие энергию рабочего вещества (пара) в электрическую энергию , и котлоагрегаты, вырабатывающие пар для турбин . В состав турбоагрегата входят паровая турбина и синхронный генератор . Паровые турбины, используемые на ТЭЦ, называются теплофикационными турбинами (ТТ). Среди них различают ТТ: с противодавлением, обычно равным 0,7-1,5 Мн/м 2 (устанавливаются на ТЭЦ, снабжающих паром промышленные предприятия); с конденсацией и отборами пара под давлением 0,7- 1,5 Мн/м 2 (для промышленных потребителей) и 0,05-0,25 Мн/м 2 (для коммунально-бытовых потребителей); с конденсацией и отбором пара (отопительным) под давлением 0,05-0,25 Мн/м2.

Отработавшее тепло ТТ с противодавлением можно использовать полностью. Однако электрическая мощность , развиваемая такими турбинами , зависит непосредственно от величины тепловой нагрузки, и при отсутствии последней (как это, например, бывает в летнее время на отопительных ТЭЦ) они не вырабатывают электрической мощности . Поэтому ТТ с противодавлением применяют лишь при наличии достаточно равномерной тепловой нагрузки, обеспеченной на всё время действия ТЭЦ (то есть преимущественно на промышленных ТЭЦ).

У ТТ с конденсацией и отбором пара для снабжения теплом потребителей используется лишь пар отборов, а тепло конденсационного потока пара отдаётся в конденсаторе охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь тепла такие ТТ большую часть времени должны работать по «тепловому» графику, то есть с минимальным «вентиляционным» пропуском пара в конденсатор . ТТ с конденсацией и отбором пара получили на ТЭЦ преимущественное распространение как универсальные по возможным режимам работы. Их использование позволяет регулировать тепловую и электрическую нагрузки практически независимо; в частном случае, при пониженных тепловых нагрузках или при их отсутствии, ТЭЦ может работать по «электрическому» графику, с необходимой, полной или почти полной электрической мощностью .

Мощность теплофикационных турбоагрегатов

Электрическую мощность теплофикационных турбоагрегатов (в отличие от конденсационных) выбирают предпочтительно не по заданной шкале мощностей, а по количеству расходуемого ими свежего пара . Так, турбоагрегаты Р-100 с противодавлением, ПТ-135 с промышленными и отопительными отборами и Т-175 с отопительным отбором имеют одинаковый расход свежего пара (около 750 т/ч), но различную электрическую мощность (соответственно 100, 135 и 175 Мвт). Котлоагрегаты, вырабатывающие пар для таких турбин, имеют одинаковую производительность (около 800 т/ч). Такая унификация позволяет использовать на одной ТЭЦ турбоагрегаты различных типов с одинаковым тепловым оборудованием котлов и турбин. В СССР унифицировались также котлоагрегаты, используемые для работы на ТПЭС различного назначения. Так, котлоагрегаты производительностью по пару 1000 т/ч используют для снабжения паром как конденсационных турбин на 300 Мвт, так и самых крупных в мире ТТ на 250 Мвт.

Давление свежего пара на ТЭЦ принято в СССР равным ~ 13-14 Мн/м 2 (преимущественно) и ~ 24-25 Мн/м 2 (на наиболее крупных теплофикационных энергоблоках - мощностью 250 Мвт). На ТЭЦ с давлением пара 13-14 Мн/м 2 , в отличие от ГРЭС, отсутствует промежуточный перегрев пара, так как на таких ТЭЦ он не даёт столь существенных технических и экономических преимуществ, как на ГРЭС. Энергоблоки мощностью 250 Мвт на ТЭЦ с отопительной нагрузкой выполняют с промежуточным перегревом пара.

Тепловая нагрузка на отопительных ТЭЦ неравномерна в течение года. В целях снижения затрат на основное энергетическое оборудование часть тепла (40-50%) в периоды повышенной нагрузки подаётся потребителям от пиковых водогрейных котлов . Доля тепла, отпускаемого основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет величину коэффициента теплофикации ТЭЦ (обычно равного 0,5-0,6). Подобным же образом можно покрывать пики тепловой (паровой) промышленной нагрузки (около 10-20% от максимальной) пиковыми паровыми

Назначение теплоэлектроцентралей. Принципиальная схема ТЭЦ

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) - предназначены для централизованного снабжения потребителей теплом и электроэнергией. Их отличие от КЭС в том, что они используют тепло отработавшего в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Из-за такого совмещения выработки электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива в сравнении с раздельным энергоснабжением (выработкой электроэнергии на КЭС и тепловой энергии на местных котельных). Благодаря такому способу комбинированного производства, на ТЭЦ достигается достаточно высокий КПД, доходящий до 70%. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с высоким потреблением тепла. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

ТЭЦ привязаны к потребителям, т.к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет приблизительно 15 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояние до 30 км. Пар для производственных нужд давлением 0.8-1.6 МПа может быть передан на расстояние не более 2-3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300-500 МВт. Только в крупных городах, таких как Москва или Санкт-Петербург с большой плотностью тепловой нагрузки имеет смысл строить станции мощностью до 1000-1500 МВт.

Мощность ТЭЦ и тип турбогенератора выбирают в соответствии с потребностями в тепле и параметрами пара, используемого в производственных процессах и для отопления. Наибольшее применение получили турбины с одним и двумя регулируемыми отборами пара и конденсаторами (см. рис). Регулируемые отборы позволяют регулировать выработку тепла и электроэнергии.

Режим ТЭЦ - суточный и сезонный - определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. При этом в конденсаторы поступает минимальное количество пара. Зимой, когда спрос на тепло максимален, при расчетной температуре воздуха в часы работы промпредприятий нагрузка генераторов ТЭЦ близка к номинальной. В периоды, когда потребление тепла мало, например летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями "на тепловом потреблении" возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС , принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла.



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.

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.