ЧАО «ХАРЬКОВСКАЯ ТЭЦ-5»,
с. Подворки, Дергачевский район,
Харьковская область, 62371, Украина
Телефон: +38 (057) 372-10-29
                    +38 (057) 730-50-59
Факс:+38 (057) 731-42-98
Эл. почта: mbox@tec5.kharkov.ua

Технология производства энергии на ТЭЦ


Енергоблок

Внешний вид котла

Внешний вид котла


Пламя газовых горелок внутри котла

Пламя газовых горелок внутри котла


Рабочие колеса турбины во время ремонта

Рабочие колеса турбины во время ремонта


Основными тепловыми агрегатами тепловых электрических станций (ТЭС) являются паровой котел и паровая турбина.

Паровой котел представляет собой систему поверхностей нагрева для производства из воды пара. Химически подготовленная обессоленная вода, которая непрерывно поступает в паровой котел, называется питательной. В котле питательная вода сначала нагревается до температуры насыщения и испаряется, а затем насыщенный пар перегревается до необходимой температуры.

Нужная для этого процесса теплота выделяется при сжигании топлива, которое подается в топку котла вместе с необходимым для горения воздухом. При сжигании топлива образуются продукты сгорания – теплоноситель, который на поверхностях нагрева отдает теплоту воде, пару и воздуху, используемому при горении. После поверхностей нагрева продукты сгорания с относительно низкой температурой удаляются в атмосферу через дымовую трубу. На электростанциях большой мощности дымовые трубы выполняют высотой 200–300 м и более с целью снижения местной концентрации загрязняющих веществ в воздухе. При сжигании топлива остаются зола и шлаки, которые также удаляются из котлоагрегата.

Расширяясь в направляющих и рабочих лопатках турбины, пар отдает свою внутреннюю тепловую энергию, превращая ее в кинетическую энергию вращения ротора. С ротором связан генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую.

На современных конденсационных электростанциях (КЭС) с агрегатами мощностью более 200 МВт применяют промежуточный перегрев пара. Обычно используют одноступенчатый промежуточный перегрев, а в установках очень большой мощности применяется двойной промежуточный перегрев, при котором пар из промежуточных ступеней турбины дважды возвращается в котел. Промежуточный перегрев пара увеличивает коэффициент полезного действия турбины и уменьшает удельный расход пара на выработку электроэнергии. Он также снижает влажность пара в ступенях низкого давления турбины, что уменьшает эрозию ее лопаток.

Пройдя через проточную часть турбины, сработанный пар направляется в конденсатор. В нем он охлаждается, отдавая остатки теплоты циркулирующей по трубкам конденсатора воде из естественного (озеро, река) или искусственного (градирня) источника, и конденсируется. Полученный конденсат снова возвращается в котел.

В термодинамическом отношении наибольшее количество тепла от сжигаемого топлива (около 50 %) расходуется на процесс перехода воды из жидкого состояния в газообразное, то есть на процесс кипения. Из-за того, что процесс конденсации пара обратный кипению, потери тепла в конденсаторе турбины являются наиболее значительными и определяющими для экономической эффективности производства. На наиболее современных мощных конденсационных энергоблоках удельный расход условного топлива на отпущенный 1 кВт·час электроэнергии составляет 315–350 г.

В отличие от КЕС на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) имеется дополнительное оборудование (теплообменники) для производства тепловой энергии. В проточной части турбины (в зоне относительно низких давлений: 1,0–2,0 кг/см2) имеются регулируемый отбор частично отработанного пара. Из этого отбора значительная часть пара направляется в теплообменник для нагревания сетевой воды. Чем выше тепловая нагрузка, тем большее количество пара направляется в этот отопительный отбор для нагревания сетевой воды из системы централизованного теплоснабжения. Из-за того, что процесс конденсации пара происходит в теплообменнике с сетевой водой, количество пара, направляющегося в «хвостовую» часть турбины и далее в конденсатор, пропорционально уменьшается. Поэтому, несмотря на некоторое снижение выработки электроэнергии из-за отбора пара из проточной части турбины, вследствие уменьшения потерь тепла в конденсаторе турбины технико-экономические показатели электростанции существенным образом улучшаются.

Так, удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт·час электроэнергии для энергоблока № 3 Харьковской ТЭЦ-5 составляет 215 г (при номинальной тепловой и электрической нагрузке), удельный расход условного топлива на отпуск 1 Гкал тепловой энергии составляет 140 кг. Для сравнения: удельный расход условного топлива на отпуск 1 Гкал тепла в водогрейных котлах составляет 157–165 кг.

Из конденсатора конденсат перекачивается конденсатным насосом через подогреватели низкого давления в деаэратор, где снова нагревается до кипения. При этом вода освобождается от кислорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Из деаэратора вода бустерными насосами (на блоках малой мощности не используются) подается к питательным насосам и через подогреватели высокого давления поступает в паровой котел. Подогрев конденсата в подогревателях низкого давления и питательной воды в подогревателях высокого давления осуществляется паром, частично сработавшим в турбине, – так называемый регенеративный подогрев. Он также повышает КПД паротурбинной установки, уменьшая потери теплоты в конденсаторе.

Таким образом, на КЕС паровой котел питается конденсатом производимого им пара. Часть конденсата при этом теряется. На ТЭЦ часть пара может также отводится на технологические нужды промышленных предприятий или использоваться для бытовых потребителей. На КЕС потери составляют незначительную часть общих расходов пара – до 1 %. Для их пополнения необходимо добавление воды, предварительно обработанной химводоочисткой. На ТЭЦ эта добавка может достигать 30–50 %, а иногда и больше. Кроме этого, на ТЭЦ необходимо большое количество (сотни тонн в час) подпиточной воды для возмещения потерь в тепловых сетях.

К числу устройств и механизмов, которые обеспечивают работу парового котла, относятся:

  • топливоприготовительные устройства, выполняющие подачу топлива нужного качества и количества;
  • дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения;
  • дымососы, предназначенные для отведения продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу;
  • дымососы рециркуляции дымовых газов, возвращающие часть дымовых газов обратно в цикл для регуляции температуры перегретого пара и снижения выбросов окислов азота;
  • регенеративные воздухоподогреватели, позволяющие поднять температуру подающегося в топку воздуха за счет отбора тепла от выходных дымовых газов.

Паровой котел и комплекс указанного оборудования вместе образуют котельную установку.

Для технологических потребностей химцеха, электроцеха и ремонтных подразделений на ТЭС есть мощная компрессорная. Поскольку охлаждение генераторов осуществляется с использованием водорода, в технологическую цепь ТЭС включена электролизная. На ТЭС есть собственно маслогохозяйство, где хранится чистое и отработанное турбинное и трансформаторное масло, а также выполняется грубая очистка масла от механических примесей и влаги.



Принципиальная технологическая схема производства энергии


  1. Топливное хозяйство (ТХ)
  2. Паровой котел (ПК)
  3. Регенерационный воздухоподогреватель (РВП)
  4. Дутьевой вентилятор (ДВ)
  5. Дымосос (ДС)
  6. Дымосос рециркуляции дымовых газов (ДРГ)
  7. Дымовая труба
  8. Водный экономайзер (ВЭ)
  9. Экранная система котла (ЭС)
  10. Пароперегреватель (ПП)
  11. Промежуточный пароперегреватель (ППП)
  12. Цилиндр высокого давления (ЦВД)
  13. Цилиндр среднего давления (ЦСД)
  14. Цилиндр среднего давления (ЦСД II)
  15. Цилиндр низкого давления (ЦНД)
  16. Конденсатор (К)
  17. Система водоохлаждения (СВО)
  18. Циркуляционные электрические насосы (ЦЭН)
  1. Конденсатный электрический насос (КЭН)
  2. Подогреватели низкого давления (ПНД)
  3. Деаэратор (Д)
  4. Бустерные электрические насосы (БЭН)
  5. Питательный турбонасос (ПТН)
  6. Питательный электрический насос (ПЭН)
  7. Подогреватели высокого давления (ПВД)
  8. Химическая водоподготовка (ХВП)
  9. Пар на общестанционный коллектор собственных нужд
  10. Подогреватели сетевые горизонтальные (ПСГ)
  11. Генератор (Г)
  12. Блочный трансформатор (Т)
  13. Трансформатор собственных нужд (ТСН)
  14. Сетевые электрические насосы первого подъема (СЭН I ст.)
  15. Сетевые электрические насосы второго подъема (СЭН II ст.)
  16. Пиковая водогрейная котельная (ПВК)


На Харьковской ТЭЦ-5 основной нагрев сетевой воды из системы централизованного теплоснабжения осуществляется на теплофикационных энергоблоках в подогревателях сетевой воды горизонтального типа (ПСГ). Покрытие пиков тепловой нагрузки при необходимости увеличения температуры прямой сетевой воды выше 105°С осуществляется путем ее дополнительного нагрева в пиковых водогрейных котлах.

На каждом энергоблоке установлено по два ПСГ – верхний (ПСГ-2) и нижний (ПСГ-1), которые питаются, соответственно, от верхнего и нижнего отборов пара из проточной части турбины.

Отбор пара из турбины осуществляется из регулируемых отборов (на энергоблоках №№ 1, 2 – это VI и VII отборы, на энергоблоке № 3 – VII и VIII отборы), расположенных в цилиндрах среднего давления (ЦСД) турбин (на энергоблоке № 3 – в ЦСД II). Для регулирования давления пара в этих отборах за ними, то есть на входе пара в цилиндр низкого давления (ЦНД), установленная поворотная диафрагма.

Сетевая вода из обратной магистрали насосами сетевой воды первого подъема (СЭН I ст.) подается в главный корпус на теплофикационную установку (ПСГ) энергоблоков. После ПСГ нагретая к заданной температуре вода подается из главного корпуса к сетевым насосов второго подъема (СЭН II ст.), которые перекачивают ее с заданным диспетчером тепловых сетей давлением или непосредственно в «прямой» магистральный трубопровод тепловых сетей, или через пиковые водогрейные котлы.

Пар из котла поступает в турбину, где он расширяется, вырабатывая свою внутреннюю энергию (давление и температуру) на рабочих лопатках ЦВД и ЦСД турбины. После частичного расширения, часть пара из ЦСД отводится в ПСГ-2, где, конденсируясь, передает свою теплоту сетевой воде, циркулирующей по трубкам ПСГ-2. Другой поток пара, расширяясь еще на одной степени ЦСД турбины, поступает в зону отбора пара к ПСГ-1.

Пар на ПСГ-1 отбирается после ЦСД перед его входом в ЦНД. Отобранная часть пара, конденсируясь на трубках ПСГ-1, подогревает сетевую воду. Другой объем пара, проходя через паропропускные окна поворотной диафрагмы (ПД), направляется в ЦНД, где, расширяясь на лопатках турбины, отдает свою энергию для вращения ротора турбины. Отработанный пар после ЦНД направляется в конденсатор турбоустановки, где конденсируется. Конденсатор турбины работает при глубоком вакууме (-0,92 ÷ -0,98 атм.), при котором температура пара составляет лишь 35–40 °С.

Для увеличения тепловой нагрузки ПД прикрывается. При этом ее паропропускные окна частично перекрываются, что уменьшает пропуск пара в ЦНД турбины и увеличивает расход пара через «нижний» и «верхний» теплофикационные отборы в ПСГ-1 и ПСГ-2. Таким образом, давление пара в отопительных отборах растет, следовательно, растет и температура конденсации пара, в результате чего температура сетевой воды на выходе из теплофикационной установки увеличивается.

При максимальной тепловой нагрузке (для блоков №№ 1,2 – 175 Гкал/час, для блока №3 – 350 Гкал/час) ПД закрывается до упора, почти полностью перекрывая паропропускные окна и тем самым, максимально перекрывая доступ пара в ЦНД турбины и направляя ее в ПСГ-1, ПСГ-2.

Из-за отключения ЦНД электрическая мощность турбины снижается, и для ее возобновления требуется увеличение паропроизводительности котла путем увеличения подачи топлива. При увеличении паропроизводительности котла давление пара в отопительных отборах растет. Поэтому для поддержания температуры сетевой воды на заданном значении ПД опять открывается, и часть пара пропускается в ЦНД. Давление пара в отопительных отборах уменьшается до заданной величины, и электрическая мощность, вырабатываемая турбогенератором, восстанавливается.

При необходимости уменьшения тепловой нагрузки вышеуказанные действия выполняются в обратном порядке.

Все операции по изменению тепловой и электрической нагрузки на ТЭЦ автоматизированы. Оператор энергоблока только задает необходимый режим работы оборудования с помощью приборов и в дальнейшем следит за работой автоматики, которая сама с помощью электронно-гидравлических систем выполняет заданную команду. Оператор вмешивается в работу автоматики лишь при явных сбоях или для корректировки заданных параметров.