Схема та обладнання системи теплопостачання Тес. Електричні станції. Особливості промислових теплових електростанцій
1. Що таке електроенергетика?
Електроенергетика – це фундамент всієї економіки нашої країни та основа існування сучасного суспільства.
2. Розкажіть, які типи електростанцій існують у нашій країні. Яка їхня специфіка?
Гідравлічні електростанції (ГЕС). Використовують як джерело руху енергію руху водних мас. Відрізняються тривалими термінами будівництва та його високою вартістю, але їх експлуатація дуже проста та потребує мінімальних витрат праці.
Теплоелектростанції (ТЕЦ). Працюють на традиційних видах палива (вугілля, газ, мазут, торф). Бувають два види. На конденсаційних електростанціях відпрацьований пар, що пройшов через турбіну, охолоджується, конденсується і знову надходить в котел. На теплоелектроцентралях відпрацьована пара нагріває воду, яка використовується для опалення. Максимальна відстань передачі гарячої води – 20 км. ТЕЦ будуються набагато швидше, і вартість їх будівництва набагато нижча, ніж будівництва ГЕС, але для експлуатації потрібно більше праці та постійний видобуток та транспортування невідновного викопного палива. Великий вплив даних електростанцій на навколишнє середовище. Найбільших збитків завдають станції на вугіллі, найменший – на газу.
Атомні електростанції (АЕС) у Росії використовують у основному вироблення електроенергії, хоча є вже станції теплопостачання. АЕС – дуже складні об'єкти. Їх варто розглядати в рамках усього ядерного паливного циклу: видобутку уранових руд, їх збагачення, виготовлення тепловиділяючих елементів, виробництво електроенергії на АЕС, переробки та захоронення ядерних відходів. Заключною стадією циклу має бути утилізація ядерних установок АЕС через 20-25 років їхньої роботи.
АЕС не вимагають масових перевезень палива, тому їх можна будувати у найвіддаленіших районах. Основними напрямками розвитку АЕС є освоєння безпечних, економічних нових реакторів.
Геотермальні станції використовують підземне тепло. Існує дослідна електростанція на 12 МВт. Що ж до вітрової чи сонячної енергії, їх використання у Росії вкрай обмежено.
3. Який існує зв'язок між наявністю гідроресурсів та розміщенням ГЕС?
Найбільші у країні ГЕС побудовані на річках Східного Сибіру (Ангара, Єнісей). На Ангарі, Єнісеї та інших річках Росії будівництво ГЕС ведеться, як правило, каскадами, які є групою електростанцій, розташованих сходами по течії водного потоку, для послідовного використання його енергії.
4. Розподіліть електростанції у порядку зростання їх частки у виробництві електроенергії: а) АЕС; б) ТЕС; в) ГЕС.
Вірна відповідь: б) ТЕС, в) ГЕС, а) АЕС.
5. Встановіть відповідність.
Тип електростанції Назва електростанції
Атомна. А. Мутновська.
Гідроелектростанція. Б. Костромська.
Геотермальний. В. Братська.
Теплова Г. Курська
Атомна. А. Курська.
Гідроелектростанція. Б. Братська.
Геотермальний. В. Мутновська.
Теплова Г. Костромська
7. По карті на с. 252-253 Додатки визначте, як розміщені найбільші ГЕС, ТЕС та АЕС. Намагайтеся пояснити таке розміщення електростанцій.
Теплові електростанції стоять або в районах видобутку палива або в районах енергоспоживання. Основні потужності ГЕС зосереджено сибірських річках. Багато атомні електростанції перебувають у європейській частині Росії, тобто. зосереджені головним чином районах, які мають власних запасів палива.
Структура виробництва електроенергії деяких країн світу наочно відбиває специфіку національних економік держав. Ті країни, які мають вуглеводневі ресурси або мають можливість обмінювати їх на вигідних умовах орієнтовані на теплоенергетику. Ті держави, географічний рельєф яких містить значні потенціали річок, також обов'язково ними користуються. Наявний науковий потенціал також застосовується країнами за призначенням для одержання атомної енергії. Таким чином, специфіка виробництва електроенергії тієї чи іншої країни відображає основні переваги та напрями розвитку національних економік, що передбачають або намагаються передбачати вичерпність енергетичних ресурсів, рентабельність виробництва енергії, відновлюваність ресурсів, потужність енергетичних потоків, так необхідних для збереження власної державної незалежності.
9. За кордоном активно використовують екологічно чисту електроенергію: вітрову, сонячну. Як ви вважаєте, які перспективи використання енергії вітру та сонця в нашій країні? Що стримує їхнє використання?
У Росії стоїть завдання підвищення ефективності виробництва електроенергії та тепла за рахунок впровадження передових технологійта сучасного високоекономічного обладнання.
Що стосується вітрової або сонячної енергії, то їх використання в Росії зараз можливе лише у вигляді дрібних установок, що не становлять виробничої цінності. Більше реальна перспектива – збільшення частки використання газу.
Проведіть невелике дослідження у вашому домі. З'ясуйте: а) скільки в ньому електричних точок; б) скільки електроприладів; в) які працюють постійно; скільки на місяць та за рік ви платите за електроенергію. Що робиться у вашій родині щодо економії електроенергії? Що ви можете запропонувати ще для її економії?
А) у нашому будинку 10 електричних точок;
Б) у нашому будинку 18 електричних приладів;
В) Працюють постійно: холодильник, опалювальний електрокотел, комп'ютер, годинник, вентиляційна установка;
Г) на місяць ми платимо за електроенергію 2 тисячі рублів, на рік – 24 тисячі рублів;
Для економії електроенергії використовуються енергозберігаючі лампи та прилади. Як пропозиція варто розглянути можливість переходу на опалення житлового будинку природним газом.
1 – електричний генератор; 2 – парова турбіна; 3 – пульт управління; 4 – деаератор; 5 та 6 – бункери; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхня нагріву (теплообмінник); 11 – димова труба; 12 - дробильне приміщення; 13 – склад резервного палива; 14 – вагон; 15 - розвантажувальний пристрій; 16 – конвеєр; 17 - димосос; 18 – канал; 19 - золоуловлювач; 20 – вентилятор; 21 - топка; 22 - млин; 23 – насосна станція; 24 – джерело води; 25 – циркуляційний насос; 26 - регенеративний підігрівач високого тиску; 27 – живильний насос; 28 – конденсатор; 29 - встановлення хімічного очищення води; 30 - трансформатор, що підвищує; 31 – регенеративний підігрівач низького тиску; 32 – конденсатний насос.
На схемі, представленій нижче, відображено склад основного обладнання теплової електричної станції та взаємозв'язок її систем. За цією схемою можна простежити загальну послідовність технологічних процесів, що протікають на ТЕС.
Позначення на схемі ТЕС:
- Паливне господарство;
- підготовка палива;
- проміжний пароперегрівач;
- частина високого тиску (ЧВД чи ЦВД);
- частина низького тиску (ЧНД чи ЦНД);
- електричний генератор;
- трансформатор власних потреб;
- трансформатор зв'язку;
- головний розподільний пристрій;
- конденсатний насос;
- циркуляційний насос;
- джерело водопостачання (наприклад, річка);
- (ПНД);
- водопідготовча установка (ВПЗ);
- споживач теплової енергії;
- насос зворотного конденсату;
- деаератор;
- живильний насос;
- (ПВД);
- шлакозоловидалення;
- золовідвал;
- димосос (ДС);
- димова труба;
- дутьових вентилятів (ДВ);
- золоуловлювач.
Опис технологічної схеми ТЕС:
Узагальнюючи все вищеописане, отримуємо склад теплової електростанції:
- паливне господарство та система підготовки палива;
- котельна установка: сукупність самого казана та допоміжного обладнання;
- турбінна установка: парова турбіна та її допоміжне обладнання;
- встановлення водопідготовки та конденсатоочищення;
- система технічного водопостачання;
- система золошлаковидалення (для ТЕС, що працюють, на твердому паливі);
- електротехнічне обладнання та система управління електрообладнанням.
Паливне господарство в залежності від виду палива, що використовується на станції, включає приймально-розвантажувальний пристрій, транспортні механізми, паливні склади твердого і рідкого палива, пристрої для попередньої підготовки палива (дробильні установки для вугілля). До складу мазутного господарства входять також насоси для перекачування мазуту, підігрівачі мазуту, фільтри.
Підготовка твердого палива до спалювання складається з розмелювання та сушіння його в пилоприготувальній установці, а підготовка мазуту полягає в його підігріві, очищенні від механічних домішок, іноді в обробці спецприсадками. Із газовим паливом все простіше. Підготовка газового палива зводиться переважно до регулювання тиску газу перед пальниками котла.
Необхідне для горіння палива повітря подається до топкового простору котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукти згоряння палива – димові гази – відсмоктуються димососами (ДС) та відводяться через димові труби в атмосферу. Сукупність каналів (повітропроводів та газоходів) та різних елементів обладнання, якими проходить повітря та димові гази, утворює газоповітряний тракт теплової електростанції (теплоцентралі). Димососи, димова труба і дутьові вентилятори, що входять до його складу, складають тягодутьеву установку. У зоні горіння палива негорючі (мінеральні) домішки, що входять до його складу, зазнають хіміко-фізичних перетворень і видаляються з котла частково у вигляді шлаку, а значна їх частина виноситься димовими газами у вигляді дрібних частинок золи. Для захисту атмосферного повітря від викидів золи перед димососами (для запобігання їх золовому зносу) встановлюють золоуловлювачі.
Шлак і уловлена зола зазвичай видаляються гідравлічним способом на золовідвали.
При спалюванні мазуту та газу золоуловлювачі не встановлюються.
При спалюванні палива хімічно зв'язана енергія перетворюється на теплову. В результаті утворюються продукти згоряння, які в поверхнях нагріву котла віддають теплоту воді і парі, що утворюється з неї.
Сукупність обладнання, окремих його елементів, трубопроводів, якими рухаються вода і пара, утворюють пароводяний тракт станції.
У котлі вода нагрівається до температури насичення, випаровується, а насичена пара, що утворюється з киплячої котлової води, перегрівається. З котла перегріта пара прямує трубопроводами в турбіну, де його теплова енергія перетворюється на механічну, що передається на вал турбіни. Відпрацьована в турбіні пара надходить у конденсатор, віддає теплоту охолодній воді і конденсується.
На сучасних ТЕС та ТЕЦ із агрегатами одиничною потужністю 200 МВт і вище застосовують проміжний перегрів пари. У цьому випадку турбіна має дві частини: частину високого та частину низького тиску. Який відпрацював у частині високого тиску турбіни пар прямує в проміжний перегрівач, де до нього додатково підводиться теплота. Далі пара повертається в турбіну (у частину низького тиску) і з неї надходить у конденсатор. Проміжний перегрів пари збільшує ККД турбінної установки та підвищує надійність її роботи.
З конденсатора конденсат відкачується конденсаційним насосом і, пройшовши через підігрівачі низького тиску (ПНД), надходить у деаератор. Тут він нагрівається пором до температури насичення, при цьому з нього виділяються та видаляються в атмосферу кисень та вуглекислота для запобігання корозії обладнання. Деаерована вода, яка називається живильною, насосом подається через підігрівачі високого тиску (ПВД) в котел.
Конденсат в ПНД і деаераторі, а також поживна вода в ПВД підігріваються парою, що відбирається з турбіни. Такий спосіб підігріву означає повернення (регенерацію) теплоти в цикл і називається регенеративним підігрівом. Завдяки йому зменшується надходження пари в конденсатор, а отже, і кількість теплоти, що передається охолодній воді, що призводить до підвищення ККД паротурбінної установки.
Сукупність елементів, що забезпечують конденсатори водою, що охолоджує, називається системою технічного водопостачання. До неї відносяться: джерело водопостачання (річка, водосховище, баштовий охолоджувач — градирня), циркуляційний насос, водоводи, що підводять і відводять. У конденсаторі охолоджуваної води передається приблизно 55% теплоти пари, що надходить у турбіну; ця частина теплоти не використовується для вироблення електроенергії і марно пропадає.
Ці втрати значно зменшуються, якщо відбирати з турбіни пар, що частково відпрацював, і його теплоту використовувати для технологічних потреб промислових підприємств або підігріву води на опалення та гаряче водопостачання. Таким чином, станція стає теплоелектроцентраллю (ТЕЦ), що забезпечує комбіноване вироблення електричної та теплової енергії. На ТЕЦ встановлюються спеціальні турбіни із відбором пари — так звані теплофікаційні. Конденсат пари, відданої тепловому споживачеві, повертається на ТЕЦ насосом зворотного конденсату.
На ТЕС існують внутрішні втрати пари та конденсату, зумовлені неповною герметичністю пароводяного тракту, а також безповоротною витратою пари та конденсату на технічні потреби станції. Вони становлять приблизно 1 - 1,5% від загальної витрати пари на турбіни.
На ТЕЦ можуть і зовнішні втрати пари і конденсату, пов'язані з відпусткою теплоти промисловим споживачам. У середньому вони становлять 35-50%. Внутрішні та зовнішні втрати пари та конденсату заповнюються попередньо обробленою у водопідготовчій установці додатковою водою.
Таким чином, поживна вода котлів є сумішшю турбінного конденсату і додаткової води.
Електротехнічне господарство станції включає електричний генератор, трансформатор зв'язку, головний розподільний пристрій, систему електропостачання власних механізмів електростанції через трансформатор потреб.
Система управління здійснює збір та обробку інформації про хід технологічного процесу та стан обладнання, автоматичне та дистанційне управління механізмами та регулювання основних процесів, автоматичний захист обладнання.
Технологічний процес перетворення вихідної сировини (палива) на кінцевий продукт (електрику) відбивається на технологічних схемах електростанцій.
Технологічна схема ТЕС, що працює на вугіллі , показано малюнку 3.4. Вона є складним комплексом взаємозалежних трактів і систем: систему пилоприготування; систему паливоподачі та розпалювання палива (паливний тракт); систему шлакозоловидалення; газоповітряний тракт; систему пароводяного тракту, що включає пароводяний котел і турбінну установку; систему приготування та подачі додаткової води на поповнення втрат поживної води; систему технічного водопостачання, що забезпечує охолодження пари; систему мережевих водопідігрівальних установок; електроенергетичну систему, що включає синхронний генератор, що підвищує трансформатор, високовольтний розподільний пристрій та ін.
Нижче наведено коротку характеристику основних систем і трактів технологічної схеми ТЕС на прикладі ТЕЦ, що працює на вугіллі.
Мал. 3.3. Технологічна схема пилокутної електростанції
1. Система пилоприготування. Паливний тракт. Доставка твердого палива здійснюється залізницею у спеціальних напіввагонах 1 (Див. рис. 3.4). Напіввагони з вугіллям зважують на залізничних терезах. У зимовий час напіввагони з вугіллям пропускають через тепляк, що розморожує, в якому здійснюється підігрів стінок напіввагону підігрітим повітрям. Далі напіввагон заштовхується в розвантажувальний пристрій - вагоноперекидач 2 , у якому він повертається навколо поздовжньої осі на кут близько 180 0 ; вугілля скидається на грати, що перекривають приймальні бункери. Вугілля з бункерів подається живильниками на транспортер 4 , яким він надходить чи вугільний склад 3 , або через дробильне відділення 5 в бункери сирого вугілля котельні 6 , які можуть також доставлятися з вугільного складу.
З дробильної установки паливо надходить у бункер сирого вугілля. 6 , а звідти через живильники – до пиловугільних млинів 7 . Вугільний пил пневматично транспортується через сепаратор 8 та циклон 9 в бункер вугільного пилу 10 , а звідти живильниками 11 подається до пальників. Повітря з циклону засмоктується вентилятором млина. 12 і подається в камеру топки котла 13 .
Весь цей паливний тракт разом із вугільним складом відноситься до системи паливоподачі, яку обслуговує персонал паливно-транспортного цеху ТЕС.
Пилокутні котли обов'язково мають також паливо, зазвичай мазут. Мазут доставляється в залізничних цистернах, де він перед зливом розігрівається парою. За допомогою насосів першого та другого підйому він подається до мазутних форсунок. Паливом може бути також природний газ, що надходить з газопроводу через газорегулювальний пункт до газових пальників.
На ТЕС, що спалюють газомазутне паливо, паливне господарство значно спрощується порівняно з пилокутними ТЕС. Стають непотрібними вугільний склад, дробильне відділення, система транспортера, бункера сирого вугілля та пилу, а також системи золоуловлювання та золошлаковидалення.
2. Газоповітряний тракт. Система шлакозоловидалення.Повітря, необхідне для горіння, подається в воздухоподо–
грівачі парового котла дуттьовим вентилятором 14 . Забирається повітря зазвичай з верхньої частини котельні та (при парових котлах великої продуктивності) зовні котельного відділення.
Гази, що утворюються при горінні в камері топки, після виходу з неї проходять послідовно газоходи котельної установки, де в пароперегрівачі (первинному і вторинному, якщо здійснюється цикл з проміжним перегрівом пари) і водяному економайзері віддають теплоту робочому тілу, а повітропідігрівачу - подається в паровий котел повітря. Потім у золоуловлювачах (електрофільтрах) 15 гази очищаються від летючої золи та через димову трубу 17 димососами 16 викидаються у повітря.
Шлак і зола, що випадають під камерою топки, повітропідігрівачем і золоуловлювачами, змиваються водою і по каналах надходять до багерних насосів 33 які перекачують їх у золовідвали.
3. Пароводяний тракт.Перегріта в пароперегрівачі пара від парового котла 13 по паропроводам та системі сопел надходить до турбіни 22 .
Конденсат із конденсатора 23 турбіни подається конденсатними насосами 24 через регенеративні підігрівачі низького тиску 18 у деаератор 20 , В якому вода доводиться до кипіння; при цьому вона звільняється від розчинених у ній агресивних газів Про 2 і 2 , що запобігає корозії в пароводяному тракті. З деаератора вода подається живильними насосами 21 через підігрівачі високого тиску 19 в економайзер котла, забезпечуючи попередній нагрівання води та суттєво підвищуючи ККД ТЕС.
Пароводяний тракт ТЕС є найбільш складним та відповідальним, оскільки в цьому тракті мають місце найбільш високі температуриметалу та найбільш високі тиски пари та води.
Для забезпечення функціонування пароводяного тракту необхідні система приготування та подачі додаткової води на поповнення втрат робочого тіла, а також система технічного водопостачання ТЕС для подачі води, що охолоджує, в конденсатор турбіни.
4. Система приготування та подачі додаткової води.Додаткова вода утворюється в результаті хімічного очищення сирої води, що здійснюється в спеціальних іонообмінних фільтрах хімводоочищення.
Втрати пари та конденсату внаслідок витоків у пароводяному тракті заповнюються в даній схемі хімічно знесоленою водою, яка подається з бака знесоленої води насосом, що перекачує, в лінію конденсату за конденсатором турбіни.
Пристрої для хімічної обробки додаткової води знаходяться у хімічному цеху. 28 (цеху хімводоочищення).
5. Система охолодження пари.Охолоджувальна вода подається в конденсатор із приймального колодязя водопостачання 26 циркуляційними насосами 25 . Підігріта в конденсаторі вода, що охолоджує, скидається в збірну криницю 27 того ж джерела води на деякій відстані від місця забору, достатньому для того, щоб підігріта вода не підмішувалася до забирається.
У багатьох технологічних схемах ТЕС вода, що охолоджує, прокачується через трубки конденсатора циркуляційними насосами. 25 і потім надходить до баштового охолоджувача (градирню), де за рахунок випаровування вода охолоджується на той же перепад температур, на який вона нагрілася в конденсаторі. Система водопостачання із градирнями застосовується переважно на ТЕЦ. На КЕС застосовується система водопостачання з ставками-охолоджувачами. При випарному охолодженні води випар приблизно дорівнює кількості конденсується в конденсаторах турбін пари. Тому потрібне підживлення систем водопостачання, зазвичай водою з річки.
6. Система мережевих водопідігрівальних установок.У схемах може бути передбачена невелика підігрівальна мережна установка для теплофікації електростанції та прилеглого селища. До мережних підігрівачів 29 цієї установки пара надходить від відборів турбіни, конденсат відводиться по лінії 31 . Мережева вода підводиться до підігрівача і відводиться від нього трубопроводами 30 .
7. Електроенергетична система.Електричний генератор, що обертається паровою турбіною, виробляє змінний електричний струм, який через трансформатор, що підвищує, йде на збірні шини відкритого розподільного пристрою (ГРП) ТЕС. До висновків генератора через трансформатор потреб приєднані також шини системи потреб. Таким чином, споживачі власних потреб енергоблока (електродвигуни агрегатів власних потреб – насосів, вентиляторів, млинів тощо) живляться від генератора енергоблоку. Для постачання електроенергії електродвигунів, освітлювальних пристроїв та приладів електростанції є електричний розподільний пристрій власних потреб 32 .
У особливих випадках(Аварійні ситуації, скидання навантаження, пуск та зупинки) харчування власних потреб забезпечується через резервний трансформатор шин ОРУ. Надійне електроживлення електродвигунів агрегатів власних потреб забезпечує надійність функціонування енергоблоків та ТЕС загалом. Порушення електроживлення власних потреб призводить до відмов та аварій.
Принципова відмінність технологічної схеми газотурбінної енергетичної установки (ГТУ) від паротурбінної полягає в тому, що ГТУ хімічна енергія палива перетворюється на механічну в одному агрегаті - газовій турбіні, внаслідок чого відпадає необхідність у паровому котлі.
Газотурбінна установка (рис. 3.5) складається з камери згоряння КС, газової турбіни ГТ, повітряного компресора К та електричного генератора Г. Компресор К засмоктує атмосферне повітря, стискає його в середньому до 6-10 кг/см 2 і подає до камери згоряння КС. У камеру згоряння потрапляє і паливо (наприклад, солярове масло, природний чи промисловий газ), яке згоряє серед стисненого повітря. 
Мал. 3.4. Спрощена технологічна схема газотурбінної
електростанції на рідкому чи газовому паливі: Т – паливо; В –
повітря; КС – камера згоряння; ГТ – газова турбіна; К – повітряний компресор; Г – електричний генератор
Гарячі гази з температурою 600–800 °З камери згоряння надходять у газову турбіну ГТ. Проходячи через турбіну, вони розширюються до атмосферного тиску і, рухаючись із великою швидкістю між лопатками, обертають вал турбіни. Гази, що відпрацювали, через вихлопну трубу йдуть в атмосферу. Значна частина потужності газової турбіни витрачається обертання компресора та інших допоміжних пристроїв.
Основними перевагами газотурбінних установок у порівнянні з паротурбінними є:
1) відсутність котельної установки та хімводоочищення;
2) значно менша потреба в охолодній воді, що дає можливість застосовувати ГТУ у районах з обмеженими водними ресурсами;
3) значно менша кількість експлуатаційного персоналу;
4) швидкий пуск у хід;
5) нижча вартість вироблюваної електроенергії.
3.1.3. Компунувальні схеми ТЕС
ТЕС за типом (структурою) теплової схеми поділяються на блокові та неблокові.
При блоковій схемівсе основне та допоміжне обладнання установки не має технологічних зв'язків з обладнанням іншої установки електростанції. На електростанціях на органічному паливі до кожної турбіни пара підводиться лише від одного або двох з'єднаних з нею котлів. Паротурбінну установку, турбіна якої живиться парою від одного парового котла, називають моноблоком, за наявності двох котлів на одну турбіну – дубль-блоком.
При неблоковій схеміТЕС пар від усіх парових котлів надходить у загальну магістраль і лише звідти розподіляється окремими турбінами. У ряді випадків є можливість спрямовувати пару безпосередньо від парових котлів до турбін, проте загальна сполучна магістраль при цьому зберігається, тому завжди можна використовувати пару від усіх котлів для живлення будь-якої турбіни. Лінії, якими вода подається в парові котли (поживні трубопроводи), також мають поперечні зв'язки.
Блокові ТЕС дешевші за неблочні, оскільки спрощується схема трубопроводів, скорочується кількість арматури. Керувати окремими агрегатами на такій станції простіше, установки блокового типу легко автоматизувати. В експлуатації робота одного блоку не відбивається на сусідніх блоках. При розширенні електростанції наступний блок може мати іншу потужність та працювати на нових параметрах. Це дає можливість на станції, що розширюється, встановлювати більш потужне обладнання з більш високими параметрами, тобто. дозволяє вдосконалювати обладнання та підвищувати техніко-економічні показники електростанції. Процеси налагодження нового устаткування у своїй не відбиваються на роботі раніше встановлених агрегатів. Однак для нормальної експлуатації блокових ТЕС надійність їхнього обладнання має бути значно вищою, ніж на неблочних. У блоках немає резервних парових казанів; якщо можлива продуктивність котла вище необхідної для цієї турбіни витрати, частину пари (так званий прихований резерв, який широко використовується на неблочних ТЕС) тут не можна перепустити на іншу установку. Для паротурбінних установок з проміжним перегріванням пара блокова схема є практично єдино можливою, оскільки неблочна схема станції в цьому випадку виявиться надмірно складною.
У нашій країні паротурбінні установки ТЕС без регульованих відборів пари з початковим тиском P 0 ≤8,8 МПа та установки з регульованими відборами при P 0 ≤12,7 МПа, що працюють за циклами без проміжного перегріву пари, будуються неблочними. При більш високих тисках (на КЕС при P 0 ≥12,7 МПа, а на ТЕЦ при P 0 = 23,5 МПа) всі паротурбінні агрегати працюють за циклами з проміжним перегрівом, і станції з такими установками будують блоковими.
У головній будівлі (головному корпусі) розміщують основне та допоміжне обладнання, що безпосередньо використовується в технологічному процесіелектростанції. Взаємне розташування обладнання та будівельних конструкційназивають компонуванням головної будівлі електростанції.
Головна будівля електростанції зазвичай складається з машинного залу, котельні (з бункерним відділенням під час роботи на твердому паливі) або реакторного відділення на АЕС та деаераторного приміщення. У машинному залі поряд з основним обладнанням (насамперед турбоагрегатами) розміщують: конденсатні насоси, регенеративні підігрівачі низького і високого тиску, живильні насосні установки, випарники, пароперетворювачі, мережні підігрівачі (на ТЕЦ), допоміжні підігрівачі та інші.
У разі теплого клімату (наприклад, на Кавказі, у Середній Азії та інших.), за відсутності значних атмосферних опадів , пилових бур і т.п. на КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкрите компонування обладнання. При цьому над казанами влаштовують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне обладнання турбоустановки розміщують у закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС із відкритим компонуванням знижується до 0,2–0,3 м 3 /кВт, що здешевлює споруду КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани та інші вантажопідйомні механізми для монтажу та ремонту енергетичного обладнання.
На рис. 3.6. наведено компонувальну схему енергоблоку пиловугільної електростанції: I – приміщення парогенераторів; II – машинний зал, III – насосна станція води, що охолоджує; 1 - Розвантажувальний пристрій; 2 - Дробильна установка; 3 – водяний економайзер та повітропідігрівач; 4 – пароперегрівачі; 5 6 - топкова камера; 7 – пиловугільні пальники; 8 -парогенератор; 9 - Млиновий вентилятор; 10 - Бункер вугільного пилу; 11 - живильники пилу; 12 - трубопроводи пари проміжного перегріву; 13 - Деаератор; 14 - парова турбіна; 15 - Електричний генератор; 16 - Підвищує електричний трансформатор; 17 – конденсатор; 18 - подачі та зливні трубопроводи охолоджувальної води; 19 - Конденсатні насоси; 20 - Регенеративні ПНД; 21 - Поживний насос; 22 - Регенеративні ПВД; 23 – дутьовий вентилятор; 24 - золоуловлювач; 25 – шлакосмивні та золозмивні канали; ЕЕ– електроенергія високої напруги.
На рис. 3.7 наведено спрощену компонувальну схему газомазутної електростанції потужністю 2400 МВт із зазначенням розміщення тільки основного та частини допоміжного обладнання, а також габаритів споруд (м): 1 - Котельне відділення; 2 -турбінне відділення; 3 – конденсаторне відділення; 4 - генераторне відділення; 5 - Деаераторне відділення; 6 – дутьовий вентилятор; 7 - Регенеративні повітропідігрівачі; 8 - розподіл власних потреб (РУСН); 9 - димова труба.
Мал. 3.7. Компонування головного корпусу газомазутного
електростанції потужністю 2400 МВт
Основне обладнання КЕС (котельні та турбінні агрегати) розміщують у головному корпусі, котли та пилопідготовчу установку (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) – у котельному відділенні, турбоагрегати та їх допоміжне обладнання – у машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному казану на турбіну. Котел із турбоагрегатом та їх допоміжним обладнанням утворюють окрему частину – моноблок електростанції.
Для турбін потужністю 150-1200 МВт потрібні котли продуктивністю відповідно 500-3600 м 3 /год пара. Раніше на ДРЕС застосовували по два казани на турбіну, тобто. дубль-блоки . На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 МВт і менше застосовували неблочну централізовану схему, коли пар з котлів відводиться у загальну парову магістраль, та якщо з неї розподіляється між турбінами.
Розміри головного корпусу залежать від потужності обладнання, що розміщується в ньому: довжина одного блоку 30-100 м, ширина 70-100 м. Висота машинного залу близько 30 м, котельні - 50 мі більше. Економічність компонування головного корпусу оцінюють приблизно питомою кубатурою, що дорівнює пиловугільній КЕС близько 0,7–0,8 м 3 /кВт , а на газомазутній – близько 0,6–0,7 м 3 /кВт. Частину допоміжного обладнання котельні (димососи, дутьові вентилятори, золоуловлювачі, пилові циклони та сепаратори пилу системи пилоприготування) часто встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.
КЕС споруджують безпосередньо біля джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поряд із КЕС створюють водосховище (ставок). На території КЕС, крім головного корпусу, розміщують споруди та пристрої технічного водопостачання та хімводоочищення, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії та майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, який обслуговує КЕС. Паливо на територію КЕС зазвичай подається залізничними складами. Золу і шлаки з камери топлення і золоуловлювачів видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають залізничні колії та автомобільні дороги, роблять висновки ліній електропередачі, інженерні наземні та підземні комунікації. Площа території, яку займають споруди КЕС, становить, залежно від потужності електростанції, виду палива та інших умов, 25–70 га .
Великі пиловугільні КЕС у Росії обслуговуються персоналом з розрахунку 1 людина кожні 3 МВт потужності (приблизно 1000 чол. на КЕС потужністю 3000 МВт); крім того, потрібний ремонтний персонал.
Потужність КЕС залежить від водних та паливних ресурсів, а також вимог охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного та водного басейнів. Викиди з продуктами згоряння палива у вигляді твердих частинок у повітря в районі дії КЕС обмежуються установкою скоєних золоуловлювачів (електрофільтрів з ККД близько 99%). Домішки, що залишилися, оксиди сірки і азоту розсіюються за допомогою високих димових труб, які споруджуються для виведення шкідливих домішок у вищі шари атмосфери. Димові труби висотою до 300 м і більше споруджують із залізобетону або з 3-4 металевими стволами всередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркасу.
Управління численним різноманітним обладнанням КЕС можливе лише з урахуванням комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегаті автоматизовано управління процесами горіння палива, живлення котлоагрегату водою, підтримання температури перегріву пари тощо. Автоматизовано та інші процеси КЕС: підтримання заданих режимів експлуатації, пуск та зупинення блоків, захист обладнання при ненормальних та аварійних режимах.
3.1.4. Основне обладнання ТЕС
До основного обладнання ТЕСвідносяться парові котли (парогенератори), турбіни, синхронні генератори, трансформатори.
Усі перелічені агрегати стандартизовані за відповідними показниками. Вибір обладнання визначається насамперед типом електростанції та її потужністю. Практично всі новостворені електростанції - блокові, їх основною характеристикою є потужність турбоагрегатів.
Наразі випускаються серійні вітчизняні конденсаційні енергоблоки ТЕС потужністю 200, 300, 500, 800 та 1200 МВт. Для ТЕЦ поряд із блоками потужністю 250 МВт використовуються турбоагрегати потужністю 50, 100 та 175 МВт, у яких блоковий принцип поєднується з окремими поперечними зв'язками обладнання.
При заданій потужності електростанції номенклатура обладнання, що включається до складу енергоблоків, вибирається за його потужністю, параметрами пари та видом палива, що використовується.
3.1.4.1. Парові котли
Паровий котел(ПК) –
теплообмінний апарат для отримання пари з тиском, що перевищує атмосферне, утворює разом із допоміжним обладнанням котельний агрегат.
Характеристиками ПК є:
паропродуктивність;
робочі параметри пари (температура та тиск) після первинного та проміжного перегрівачів;
поверхню нагріву, тобто. поверхня, з одного боку омивається димовими газами, з другого – живильною водою;
ККД, тобто. відношення кількості тепла, що міститься в парі, до теплотворної здатності палива, витраченого для отримання цієї пари.
Характерними для ПК є також вага, габарити, витрата металу та наявне обладнання для механізації та автоматизації обслуговування.
Перші ПК мали кулясту форму. Таку форму мав і ПК, побудований в 1765 році І. Повзуновим, який створив першу універсальну парову машину і тим самим започаткував енергетичне використання водяної пари. Спочатку ПК виготовлялися із міді, потім із чавуну. Наприкінці XVIII століття рівень розвитку чорної металургії дав можливість виготовити сталеві циліндричні ПК із листового матеріалу шляхом склепування. Поступові зміни у конструкціях ПК призвели до численних різновидів. Циліндричний котел, що мав діаметр до 0,9 м довжину 12 м, монтувався за допомогою цегляного обмуровування, в якому викладалися всі газові канали. Поверхня нагріву такого ПК утворювалася лише у нижній частині котла.
Прагнення до підвищення параметрів ПК призвели до збільшення габаритів та збільшення кількості потоків води та пари. Збільшення кількості потоків пішло за двома напрямками: розробкою газотрубних котлів, зокрема локомобільних газотрубних парових котлів, та розробки водотрубних котлів, що є основою сучасних котелень. Збільшення поверхні нагріву водотрубних котлів супроводжувалося збільшенням габаритів і насамперед висоти ПК. ККД ПК досяг 93-95%.
Спочатку водотрубні ПК являли собою ПК тільки бар абанного типу , В яких пучки прямих або вигнутих труб (змійовики) поєднувалися з сталевими циліндричними барабанами (рис. 3.8).
Мал. 3.8. Принципова схема ПК барабанного типу:
1 – топкова камера; 2 - Пальник; 3 - Екранні труби; 4 -Барабан;
5 – опускні труби; 6
- Пароперегрівач; 7 – вторинний (проміжний) пароперегрівач; 8
- Економайзер; 9
- Повітропідігрівач.
У камері топки 1
розташовані пальники 2,
через які в топку надходить суміш палива з підігрітим повітрям. Число та тип пальників залежать від їх продуктивності, потужності блоку та виду палива. Найбільш поширені три види палива: вугілля, природний газ та мазут. Вугілля попередньо перетворюється на вугільний пил, який за допомогою повітря вдується через пальники на топку.
Стіни камери згоряння зсередини покриті трубами (екрани) 3, які сприймають тепло від гарячих газів. В екранні труби вода надходить по опускних трубах, що не обігріваються. 5 з барабана 4, у якому постійно підтримується заданий рівень . В екранних трубах вода закипає і у вигляді пароводяної суміші рухається вгору, потім потрапляючи в паровий простір барабана. Таким чином, під час роботи котла виникає природна циркуляція води з парою в контурі: барабан – опускні труби – екранні труби – барабан. Тому казан, зображений на рис. 3.8 називається барабанним котлом з природною циркуляцією. Відведення пари до турбіни поповнюється подачею в барабан котла живильної води за допомогою насосів.
Пар, що надійшов з екранних труб у паровий простір барабана, є насиченим і в такому вигляді, хоча і має повний робочий тиск, ще не придатний для використання його в турбіні, оскільки має відносно невелику працездатність. Крім того, вологість насиченої пари при розширенні в турбіні зростає до меж, небезпечних для надійності робочих лопаток. Тому з барабана пар прямує в перегрівач 6, де йому повідомляється додаткова кількість тепла, за рахунок чого він із насиченого стає перегрітим. При цьому температура його підвищується приблизно до 560 ° С і відповідно збільшується його працездатність. Залежно від місця розташування пароперегрівача в казані і, отже, від виду теплообміну, що здійснюється в ньому, розрізняють радіаційні, ширмові (напіврадіаційні) та конвективні пароперегрівачі.
Радіаційні пароперегрівачірозміщують на стелі камери згоряння або ж на стінках її, часто між трубами екранів. Вони, як і випарні екрани, сприймають тепло, що випромінюється факелом палива, що спалюється. Ширмові пароперегрівачі, Виконані у вигляді окремих плоских ширм з паралельно включених труб, зміцнюються на виході з топки перед конвективною частиною котла. Теплообмін у яких здійснюється як випромінюванням, і конвекцією. Конвективні пароперегрівачірозташовують у газоході котлоагрегату зазвичай за ширмами або за топкою; вони є багаторядні пакети із змійовиків. Пароперегрівачі, що складаються тільки з конвективних щаблів, зазвичай встановлюють у котлоагрегатах середнього та низького тиску при температурі перегрітої пари не вище 440–510 ºС. У котлоагрегатах високого тиску зі значним перегріванням пари застосовують комбіновані пароперегрівачі, що включають конвективну, ширмову, а іноді радіаційну частини.
При тиску пари 14 МПа (140 кгс/см 2 ) і вище зазвичай за первинним перегрівачем встановлюють вторинний (проміжний) перегрівач 7 . Він, як і первинний, утворений із сталевих труб, зігнутих у змійовики. Сюди прямує пара, що відпрацювала в циліндрі високого тиску (ЦВД) турбіни і має температуру, близьку до температури насичення при тиску 2,5-4 МПа . У вторинному (проміжному) пароперегрівачі температура цієї пари знову підвищується до 560 °С, відповідно збільшується її працездатність, після чого він проходить через циліндр середнього тиску (ЦСД) і циліндр низького тиску (ЦНД), де розширюється до тиску відпрацьованої пари (0,003–0,007 МПа ). Застосування проміжного перегріву пари, незважаючи на ускладнення конструкції котла та турбіни та значне збільшення кількості паропроводів, має великі економічні переваги порівняно з котлами без проміжного перегріву пари. Витрата пари на турбіну зменшується приблизно вдвічі, а витрата палива зменшується при цьому на 4–5 %. Наявність проміжного перегріву пари зменшує також вологість пари в останніх щаблях турбіни, внаслідок чого зменшується зношування лопаток крапельками води і дещо підвищується ККД ЦНД турбіни.
Далі, в хвостовій частині котла розташовані допоміжні поверхні, призначені для використання тепла газів. У цій конвективній частині котла є водяний економайзер. 8, де поживна вода підігрівається перед надходженням в барабан, і повітропідігрівач 9, службовець для підігріву повітря перед подачею його в пальники та в схему пилоприготування, що підвищує ККД ПК. Охолоджені гази з температурою 120–150 °С відсмоктуються димососом у димову трубу.
Подальше вдосконалення водотрубних ПК уможливило створення ПК, що складається суцільно зі сталевих труб малого діаметра, в які з одного кінця надходить вода під тиском, а з іншого виходить пара заданих параметрів - так званого прямоточного котла
(Рис. 3.9). Таким чином, це ПК, в якому повне випаровування води відбувається за час одноразового (прямоткового) проходження води через поверхню випарної нагрівання. У прямоточний ПК вода за допомогою живильного насоса подається через економайзер. У такому котлі немає барабана та опускних труб. 
Мал. 3.9. Принципова схема прямоточного ПК:
1
– екрани нижньої радіаційної частини; 2
- Пальники; 3
- Екрани верхньої радіаційної частини; 4
- ширмовий пароперегрівач; 5
-Конвективний пароперегрівач; 6
– вторинний пароперегрівач; 7
– водяний економайзер; 8
- Підведення поживної води; 9
- відведення пари до турбіни; 10
- підведення пари від ЦВД для вторинного перегріву; 11
- відведення пари до ЦСД після вторинного перегріву; 12
- відведення димових газів до повітропідігрівача
Поверхню нагрівання котла можна як ряд паралельних змійовиків, у яких вода у міру руху нагрівається, перетворюється на пару і далі пара перегрівається до потрібної температури. Ці змійовики розташовуються і на стінах камери згоряння, і в газоходах котла. Топкові пристрої, вторинний пароперегрівач та повітропідігрівач прямоточних котлів не відрізняються від барабанних.
У барабанних котлах у міру випарювання води концентрація солей у решті котлової води зростає, і потрібно весь час невелику частку цієї котлової води в кількості приблизно 0,5 % викидати з котла, щоб не допустити наростання концентрації солей вище за певну межу. Цей процес називається продуваннямказана. Для прямоточних котлів такий спосіб виведення накопичених солей не застосовується через відсутність водяного об'єму, і тому норми якості живильної води для них значно жорсткіші.
Іншим недоліком прямоточних ПК є збільшення витрат енергії на привід живильного насоса.
Прямоточні ПК встановлюють, як правило, на конденсацію них електростанціяхде живлення котлів здійснюється знесоленою водою. Застосування їх на теплоелектроцентралях пов'язане з підвищеними витратами на хімічне очищення додаткової (живильної) води. Найбільш ефективні прямоточні ПК для надкритичних тисків (понад 22 МПа), де інші типи котлів не застосовуються.
В енергетичних блоках або встановлюють один казан на турбіну ( моноблоки), або два котли половинної продуктивності. До переваг дубль-блоківможна віднести можливість роботи блоку з половинним навантаженням на турбіні у разі пошкодження одного котла. Однак наявність двох котлів у блоці суттєво ускладнює всю схему та управління блоком, що саме по собі знижує надійність блоку загалом. Крім того, робота блоку з половинним навантаженням дуже неекономічна. Досвід ряду станцій показав можливість роботи моноблоків не менш надійно, ніж дубль-блоків.
У блокових установках тиск до 130 кгс/см 2 (13 МПа) застосовуються котли як барабанного, і прямоточного типу. В установках на тиск 240 кгс/см 2 (24 МПа) і вищезастосовуються лише прямоточні котли.
Теплофікаційний котел – це котлоагрегат теплоелектроцентралі (ТЕЦ), що забезпечує одночасне постачання парою теплофікаційних турбін та виробництво пари або гарячої води для технологічних, опалювальних та інших потреб. На відміну від котлів КЕС в теплофікаційних котлах зазвичай використовують як живильник води забруднений конденсат, що повертається. Для таких умов роботи найбільш придатні барабанні котлоагрегати зі східчастим випаром. На більшості ТЕЦ теплофікаційні котли мають поперечні зв'язки по парі та воді. У РФ на ТЕЦ найбільш поширені барабанні котли паропродуктивністю 420 т/год (тиск пари 14 МПа, температура 560 ºС). З 1970 року на потужних ТЕЦ з переважаючими опалювальними навантаженнями при поверненні майже всього конденсату в чистому вигляді застосовують моноблоки з прямоточними котлами паропродуктивністю 545 т/год (25 МПа , 545 ºС).
До теплофікаційних ПК можна віднести також пікові водогрійні котли,які використовують для додаткового підігріву води при підвищенні теплового навантаження понад найбільше, що забезпечується відборами турбін. Вода нагрівається спочатку парою в бойлерах до 110–120 ºС, а потім у котлах до 150–170 ºС. У нашій країні ці котли зазвичай встановлюють поруч із головним корпусом ТЕЦ. Застосування порівняно дешевих пікових водогрійних теплофікаційних котлів для зняття короткочасних піків теплових навантажень дозволяє різко збільшити кількість годин використання основного теплофікаційного обладнання та підвищити економічність його експлуатації.
Для теплопостачання житлових масивів часто застосовують водогрійні газомазутні котли типу КВГМ, що працюють на газі. Як резервне паливо таких котлів застосовують мазут, для підігріву якого застосовують газомазутні барабанні парові котли.
3.1.4.2. Парові турбіни
Парова турбіна(ПТ) є тепловим двигуном, в якому потенційна енергія пари перетворюється на кінетичну енергію парового струменя, а остання перетворюється на механічну енергію обертання ротора.
Створити ПТ намагалися з давніх-давен. Відомий опис примітивної ПТ, зроблений Героном Олександрійським (I століття до н. Е..). Однак лише наприкінці XIX століття, коли термодинаміка, машинобудування та металургія досягли достатнього рівня, К.Г. Лаваль (Швеція) та Ч.А. Парсонс (Великобританія) незалежно один від одного у 1884-1889 роках створили промислово придатні ПТ.
Лаваль застосував розширення пари в конічних нерухомих соплах в один прийом від початкового до кінцевого тиску та отриманий струмінь (з надзвуковою швидкістю закінчення) направив на один ряд робочих лопаток, насаджених на диск. ПТ, які працюють за цим принципом, отримали назву активнихПТ. Неможливість отримання великої агрегатної потужності та дуже висока частота обертання одноступеневих ПТ Лаваля (до 30000 об/хв у перших зразків) призвели до того, що вони зберегли своє значення лише приводу допоміжних механізмів.
Парсонс створив багатоступінчасту реактивну ПТ, в якій розширення пари здійснювалося у великій кількості послідовно розташованих щаблів не тільки в каналах нерухомих (напрямних) лопаток, а й між рухомими (робочими) лопатками. Реактивна ПТ Парсонса деякий час застосовувалася в основному на військових кораблях, але поступово поступилася місцем більш компактним комбінованим. активно-реактивнимПТ, які мають реактивну частину високого тиску замінено активним диском. В результаті зменшилися втрати на витоку пари через зазори в лопатковому апараті, турбіна стала простішою та економічнішою.
Активні ПТ електростанцій розвивалися у напрямі створення багатоступеневих конструкцій , у яких розширення пари здійснювалося у низці послідовно розташованих щаблів. Це дозволило значно збільшити одиничну потужність ПТ, зберігши помірну частоту обертання, необхідну для безпосереднього з'єднання валу ПТ з механізмом, що обертається нею, зокрема, електричним генератором.
Існує кілька варіантів конструкцій парових турбін, що дозволяють класифікувати їх за низкою ознак.
У напрямку рухупотоку пари розрізняють аксіальні ПТ, у яких потік пари рухається вздовж осі турбіни, і радіальні ПТнапрямок потоку пари в яких перпендикулярно, а робочі лопатки розташовані паралельно осі обертання. У РФ будують лише аксіальні ПТ.
За кількістю корпусів (циліндрів)ПТ поділяють на однокорпусні, двокорпусніі трикорпусні(з циліндрами високого, середнього та низького тиску) . Багатокорпусна конструкція дозволяє використовувати великі перепади ентальпії, розмістивши велику кількість ступенів тиску, застосувати високоякісні метали в частині високого тиску і роздвоєння потоку пари в частині низького тиску. Водночас, така ПТ виходить дорожчою, тяжчою та складнішою.
За кількістю валіврозрізняють одновальніПТ, у яких вали всіх корпусів знаходяться на одній осі, а також двовальніабо тривальні, Що складаються з двох або трьох паралельно розміщених одновальних ПТ, пов'язаних спільністю теплового процесу, а у суднових ПТ також загальною зубчастою передачею (редуктором).
Нерухому частину ПТ (корпус) виконують роз'ємною горизонтальною площиною для можливості монтажу ротора. У корпусі є виточки для встановлення діафрагм, роз'єм яких збігається з площиною гнізда корпусу. По периферії діафрагм розміщені соплові канали, утворені криволінійними лопатками, залитими в тіло діафрагм або привареними до нього. У місцях проходу валу крізь стінки корпусу встановлені кінцеві ущільнення лабіринтового типу для попередження витоків пари назовні (з боку високого тиску) та засмоктування повітря в корпус (з боку низького). Лабіринтові ущільнення встановлюють також у місцях проходу ротора крізь діафрагми, щоб уникнути перетікань пари з ступеня в ступінь в обхід сопел. На передньому кінці валу встановлюють граничний регулятор (регулятор безпеки), який автоматично зупиняє ПТ зі збільшенням частоти обертання на 10–12 % понад номінальну. Задній кінець ротора забезпечують валоповоротним пристроєм з електричним приводом для повільного (4-6 об/хв) прокручування ротора після зупинки ПТ, що необхідно для рівномірного охолодження.
На рис. 3.10 схематично показано пристрій одного з проміжних щаблів сучасної парової турбіни ТЕС. Ступінь складається з диска з лопатками та діафрагми. Діафрагма є вертикальною перегородкою між двома дисками, в якій по всьому колу проти робочих лопаток розташовані нерухомі напрямні лопатки, що утворюють сопла для розширення пари. Діафрагми виконують із двох половин з горизонтальним роз'ємом, кожна з яких укріплена у відповідній половині корпусу турбіни.
Мал. 3.10. Пристрій одного з ступенів багатоступінчастого
турбіни: 1 - Вал; 2 – диск; 3 - Робоча лопатка; 4 - Стінка циліндра турбіни; 5 - Соплова решітка; 6 – діафрагма;
7
- Ущільнення діафрагми
Велика кількість ступенів змушує виконувати турбіну з кількох циліндрів, розміщуючи у кожному по 10–12 ступенів. У турбін з проміжним перегрівом пари в першому циліндрі високого тиску (ЦВД) зазвичай мають групу ступенів, що перетворюють енергію пари від початкових параметрів до тиску, при якому пара надходить на проміжний перегрів. Після проміжного перегріву пари в турбінах потужністю 200 і 300 МВт пар надходить ще в два циліндри - ЦСД та ЦНД.
Найчастіше у сучасній енергетиці виділяють традиційну та нетрадиційну енергетики.
Традиційну енергетику головним чином поділяють на електроенергетику та теплоенергетику.
Найбільш зручний вид енергії – електрична, яка може вважатися основою цивілізації. Перетворення первинної енергії на електричну проводиться на електростанціях.
У нашій країні виробляється і споживається дуже багато електроенергії. Вона майже повністю виробляється трьома основними типами електростанцій: тепловими, атомними та гідроелектростанціями.
Приблизно 70% світової електроенергії виробляють ТЕС. Вони діляться на конденсаційні теплові електростанції (КЕС), що виробляють лише електроенергію, та теплоелектроцентралі (ТЕЦ), які виробляють електроенергію та теплоту.
У Росії її близько 75% енергії виробляється на теплових електростанціях. ТЕС будують у районах видобутку палива чи районах споживання енергії. ГЕС вигідно будувати на повноводних гірських річках. Тому найбільші ГЕС побудовані на сибірських річках. Єнісеє, Ангаре. Але також збудовано каскади ГЕС і на рівнинних річках: Волзі, Камі.
АЕС збудовано в районах, де споживається багато енергії, а інших енергоресурсів не вистачає (у західній частині країни).
Основним типом електростанцій у Росії є теплові (ТЕС). Ці установки виробляють приблизно 67% електроенергії Росії. На їх розміщення впливають паливний та споживчий фактори. Найбільш потужні електростанції розташовуються у місцях видобутку палива. ТЕС, що використовують калорійне, транспортабельне паливо, орієнтовані споживачів.
Рис.1. Принципова схема теплової електростанції
Принципова схема теплової електростанції представлена рис.1. Варто мати на увазі, що в її конструкції може бути передбачено кілька контурів - теплоносій від тепловиділяючого реактора може не йти відразу на турбіну, а віддати своє тепло теплообміннику теплоносія наступного контуру, який вже може надходити на турбіну, а може далі передавати свою енергію наступному контуру. Також у будь-якій електростанції передбачена система охолодження відпрацьованого теплоносія, щоб довести температуру теплоносія до необхідного для повторного циклу значення. Якщо поблизу електростанції є населений пункт, Це досягається шляхом використання тепла відпрацьованого теплоносія для нагрівання води для опалення будинків або гарячого водопостачання, а якщо ні, то зайве тепло відпрацьованого теплоносія просто скидається в атмосферу в градирнях. Конденсатором пари, що відпрацювала, на неатомних електростанціях найчастіше служать саме градирні.
Основне обладнання ТЕС – котел-парогенератор, турбіна, генератор, конденсатор пари, циркуляційний насос.
У котлі парогенератора при спалюванні палива виділяється теплова енергія, яка перетворюється на енергію водяної пари. У турбіні енергія водяної пари перетворюється на механічну енергію обертання. Генератор перетворює механічну енергію обертання на електричну. Схема ТЕЦ відрізняється тим, що по ній, крім електричної енергії, виробляється теплова шляхом відведення частини пари і нагріву з його допомогою води, що подається в теплові магістралі.
Є ТЕС із газотурбінними установками. Робоче тіло і них - газ із повітрям. Газ виділяється при згорянні органічного палива і поєднується з нагрітим повітрям. Газоповітряна суміш при 750-770 ° С подається в турбіну, яка обертає генератор. ТЕС із газотурбінними установками більш маневрена, легко пускається, зупиняється, регулюється. Але їх потужність у 5-8 разів менша за парові.
p align="justify"> Процес виробництва електроенергії на ТЕС можна розділити на три цикли: хімічний - процес горіння, в результаті якого теплота передається пару; механічний - теплова енергія пари перетворюється на енергію обертання; електричний – механічна енергія перетворюється на електричну.
Загальний ККД ТЕС складається з твору ККД (η) циклів:
ККД ідеального механічного циклу визначається так званим циклом Карно:
де T 1 і Т 2 - температура пари на вході та виході парової турбіни.
На сучасних ТЕС Т 1 = 550 ° С (823 ° К), Т 2 = 23 ° С (296 ° К).
Практично з урахуванням втрат тес = 36-39%. Через повніше використання теплової енергії ККД ТЕЦ = 60-65%.
Атомна електростанція відрізняється від ТЕС тим, що котел замінено ядерним реактором. Теплота ядерної реакції використовується для одержання пари.
Первинною енергією на АЕС є внутрішня ядерна енергія, яка при розподілі ядра виділяється у вигляді колосальної кінетичної енергії, яка, у свою чергу, перетворюється на теплову. Установка, де йдуть ці перетворення, називається реактором.
Через активну зону реактора проходить речовина теплоносій, яка служить для відведення тепла (вода, інертні гази тощо). Теплоносій забирає тепло в парогенератор, віддаючи його воді. Водяна пара, що утворюється, надходить у турбіну. Регулювання потужності реактора здійснюється за допомогою спеціальних стрижнів. Вони вводяться в активну зону і змінюють потік нейтронів, отже, інтенсивність ядерної реакції.
Природне ядерне пальне атомної електричної станції – уран. Для біологічного захисту від радіації використовується шар бетону кілька метрів завтовшки.
При спалюванні 1 кг кам'яного вугілля можна отримати 8 кВт-год електроенергії, а при витраті 1 кг ядерного палива виробляється 23 млн кВтг електроенергії.
Понад 2000 років людство використовує водну енергію Землі. Тепер енергія води використовується на гідроенергетичних установках (ГЕУ) трьох видів:
- гідравлічні електростанції (ГЕС);
- приливні електростанції (ПЕМ), що використовують енергію припливів та відливів морів та океанів;
- гідроакумулюючі станції (ГАЕС), що накопичують та використовують енергію водойм та озер.
Гідроенергетичні ресурси в турбіні ГЭУ перетворюються на механічну енергію, що у генераторі перетворюється на електричну.
Таким чином, основними джерелами енергії є тверде паливо, нафта, газ, вода, енергія розпаду ядер урану та інших радіоактивних речовин.
