Рисунок 1.5.Типичная схема устройства пруда-охладителя: 1-береговая
насосная станция; 2- сбросной канал (колодец); 3- направляющая дамба (насыпная или железобетонная).
1.1.18. Очистка дымовых газов.
Основные мероприятия по борьбе с вредными выбросами:
- глубокая очистка дымовых газов на ТЭС от золы, SOх , NOх;
- предварительная переработка топлива перед сжиганием с целью извлечения сернистых соединений;
- рациональное ведение топочного процесса в ПГ ТЭС для снижения образования NOх;
- устройство высоких дымовых труб в соответствии с СНиП для рассеивания веществ на большие площади;
- создание санитарных зон вокруг станции.
Обычно применяются следующие типы золоулавливающих устройств:
- механические (сухие; инерционные).
- мокрые золоуловители.
- электрофильтры.
- тканевые (рукавные).
- комбинированные.
1.1.19. Генеральный план ТЭС.
Выбор площадки осуществляется на стадии технико-экономического обоснования проекта на основе следующих основных требований:
- близость станции к источнику топливоснабжения (для твердого топлива менее 500км);
- лизость к потребителям энергии (величина потерь в сетях);
- близость к источнику водоснабжения;
- благоприятный рельеф местности;
- достаточные размеры площадки с учетом застройки и санитарной зоны (Sстанции ~0,04÷0,06 Га/мВт - удельная площадь станции);
- благоприятное качество грунтов;
- низкий уровень грунтовых вод (не ближе 4,5 м от поверхности);
- близость к населенным пунктам и транспортным магистралям.
Генеральный план включает:
1. Здания и сооружения основного и производственного назначения (главный корпус, дымовая труба и т.д.);
- распределительные устройства;
- здания технического водоснабжения;
- разгрузочные устройства;
- цех топливоснабжения;
- ремонтный цех;
- золоотвал; пульпопроводы к золоотвалу;
- дробильное отделение;
- конвееры; склад.
2. Здания вспомогательного назначения:
- АБК;
- склады;
- локомотивное депо;
- подъездные ж/д пути;
- водоочистные сооружения;
- столовая;
- проходная.
Все объекты располагаются таким образом, чтобы размеры станции и затраты были минимальными.
1.1.20. Требования к главным трубопроводам
Все главные трубопроводы ТЭС должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обеспечить бесперебойную и безопасную для персонала передачу рабочего тела между отдельными элементами станции;
- отвечать ГОСТ и соответствовать правилам устройства и безопасной эксплуатации тепловых станций;
- обеспечивать быстрое переключение оборудования при изменениях режимов и внештатных ситуациях.
- быть простыми и требовать минимальных затрат на сооружение.
- иметь экономически оправданные потери давления и теплоты при передаче рабочего тела;
- трубопроводы должны иметь возможность расширяться при нагреве, иметь соответствующую маркировку и окраску.
1.2. ПЕСПЕКТИВНЫЕ ТЭС
1.2.1. Газотурбинные тепловые станции (ГТС).
В основе выработки электричества на ГТС лежит работа газотурбинных установок (ГТУ). На рисунке 2.1. приведена принципиальная схема ГТУ:
Рисунок 1.7. принципиальная схема ГТУ
ТН – топливный насос, К – компрессор, КС – камера сгорания, ГТ – газовая турбина, ЭГ - электрогенератор
ГТУ работают по следующему циклу. Многоступенчатый компрессор (К) сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания (КС). Одновременно в камеру сгорания подается определенное количество топлива. При смешивании на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются, и топливо сгорает, выделяя большое количество энергии в виде тепла. Далее высокотемпературные и высокоскоростные газообразные продукты сгорания направляются в газовую турбину (ГТ). Там они оказывают огромное давление на её лопатки и заставляют турбину вращаться с заданной скоростью. Обычно на одном валу с турбиной смонтирован ротор электрогенератора (ЭГ), который за счет вращения в магнитном поле статора и вырабатывает электрический ток. Так в ГТУ энергия высокотемпературных газов преобразуется в электричество.
При этом некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. А отработавшие газы направляются в утилизатор для получения тепловой энергии.
В качестве топлива в ГТУ могут использоваться любое горючее: керосин, дизельное топливо, газ.
ГТУ целесообразно использовать в таких областях промышленного производства, как:
- выработка электрической и тепловой энергии;
- транспортные двигатели (самолетов, судов, железнодорожных локомотивов, танков и т.п.):
- для привода мощных нагнетателей воздуха (компрессоры, воздуходувки, насосы, на газоперекачке и т.п.), т.н. «приводные ГТС» );
- в технологических схемах крупных предприятий для приводов компрессоров, обеспечивающих рабочий процесс и работающих за счет расширения газов, которые образуются в самом технологическом процессе (т.н. «энерготехнологические ГТУ».
На сегодняшний день ГТС целесообразно использовать:
- для снятия пиковых нагрузок (КПД низкий):
- для обеспечения предприятий собственными энергоресурсами благодаря низкой стоимости на газ:
- в паре с атомными реакторами, в которых для охлаждения использующих гелий, по замкнутой схеме контуру.
Обычно ГТС работают по следующему термодинамическому циклу:
1- сжатие воздуха в компрессоре (адиабатное);
2- изобарный подвод теплоты в камере сгорания;
3- адиабатное расширение продуктов сгорания в ГТ;
4- изобарное охлаждение продуктов сгорания в атмосфере.
Учитывая это, можно показать, что КПД ГТС определяется по формуле:
где
- это степень повышения давления в компрессоре, а
Р1 - давление окружающей среды только для разомкнутых схем.
Отсюда - чем π выше, тем выше ηt . .
Температура, при которой может работать турбина ограничена пределом жаростойкости её металла (1400°С – для авиационной турбины, или 900°С – в среднем).
Использование замкнутой схемы ГТС имеет следующий главный недостаток - большое количество элементов, работающих при высокой температуре, что повышает стоимость установки (дорогие материалы).
Использование же открытой схемы ГТС имеет следующий главный недостаток - выбрасываемые газы имеют высокий тепловой потенциал. Из-за таких больших потерь тепла при определенной степени сжатия π работа компрессора может забирать энергии больше, чем работа газовой турбины.
В реальной установке наибольшая эффективность достигается при определенной (оптимальной) степени повышенного давления в компрессоре π опт. Значение π опт определяется температурой рабочего тела на выходе из камеры сгорания и относительными внутренними КПД компрессора и турбины. Отпуск теплоты от газотурбинной ТЭЦ имеют такие особенности:
1.Температура газов на выходе из ГТС составляют t=400-500°С, что достаточно для нагрева теплоносителей, в т.ч. пара для отпуска тепловой энергии внешним потребителям.
2.Выработка тепловой энергии в виде пара или горячей воды производится за счет теплоты полностью отработавших в газовой турбине (ГТ) продуктов сгорания, поэтому:
- температурный уровень отпускаемой теплоты не влияет на тепловую экономичность ГТ.
- мощность газотурбинного двигателя ГТС при любой величине отпуска тепловой энергии остается постоянным, так как электрическая и тепловая нагрузка в нём не связаны.
3.Высокая температура продуктов сгорания может быть использована на ГТС небольшой мощности, т.е. технико-экономические показатели ГТС не зависят от единичной мощности.
4.Удельные капитальные затраты на газотурбинной ТЭЦ на 20-30% ниже, чем на паротурбинной ТЭЦ.
5.Так как температура отпускаемой теплоты не влияет на экономию топлива, то экономически оптимальная температура прямой воды в теплосети, работающей от газотурбинной ТЭЦ может быть значительно выше, чем от паротурбинной ТЭЦ и может составлять 200-300°С.
6.Так как вырабатываемый пар для отпуска внешним потребителям имеет не высокое давление (15÷20 атм), то ХВО значительно проще и дешевле, что очень важно для промышленной ТЭЦ, когда возврат конденсата менее 50%.
7.Пиковые тепловые нагрузки могут покрываться за счет форсирования подтопки сетевого подогревателя.
8.ГТС работает только на очень хорошем топливе: газ, хорошее жидкое топливо (дизельное топливо).
2.1.2. Парогазовые установки (ПГУ).
Электростанции на базе парогазовых установок являются пока не очень распространенными в нашей стране, хотя данная технология выработки электроэнергии была изобретена более чем 50 лет назад. В своем классическом варианте в основе работы парогазовой установки лежит совместная работа газотурбинной и паросиловой установок. В процессе этой работы газотурбинная установка производят электричество и тепловую энергию. А тепловая энергия, в свою очередь, используется для дополнительного производства электричества при помощи паротурбинной установки. Рассмотрим этот процесс подробнее.
В газотурбинной установке (ГТУ) газы, образовавшиеся в результате горения топлива, приводят в действие турбину. На одном валу с газовой турбиной находится ротор первого генератора, который за счет вращения в магнитном поле статора вырабатывает электрический ток. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. На этом заканчивается так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции. КПД на данном этапе составляет 35-37%.
А далее начинается второй или паротурбинный цикл. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее эти высокотемпературные газы поступают в специальный котел-утилизатор. В нём газы нагревают пар до температуры 500°С, в результате чего создается его высокое давление (80 атмосфер). Такие параметры пара вполне достаточны для эффективной работы уже паровой турбины. К её валу конструктивно присоединен ротор второго генератора, который за счет вращения в магнитном поле статора вырабатывает электрический ток.
Благодаря этому, паросиловая установка вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. В результате общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%. Напомним для сравнения, что КПД обычных газотурбинных электростанций составляет 35%.
Парогазовые установки (ПГУ) — относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Они предназначены для получения максимального количества электроэнергии. Экономия энергии топлива происходит за счет снижения потерь теплоты в окружающую среду продуктов сгорания газотурбинной установки. А раз тепловые потери уменьшаются, то, естественно, КПД установки повышается. Экономия происходит именно за счет надстройки цикла ГТУ к циклу ПТУ.
Одними из основных достоинств ПГУ можно назвать их сравнительную простоту устройства и компактность. Кроме того, стоимость таких электростанций в несколько раз ниже, чем более традиционных.
Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками.
К недостаткам парогазовых установок относится более широкий и сложный в обслуживании комплекс оборудования.
Электростанции на базе парогазовых установок не только очень эффективны, но и отвечают самым жестким экологическим требованиям. Например, уровень выброса оксида азота, такими электростанциями, в 2-3 раза ниже, чем у более обычных газовых или дизельных. Именно поэтому в настоящее время около 65% всех строящихся в мире электростанций комплектуются парогазовыми установками.
В качестве примера на рис 2.2 приводится схема ПГУ с КПД до 60%.
Рис. 1.8. Схема ПГУ с КПД до 60%:
К – компрессор, КС – камера сгорания, ГТ – газовая турбина, ЭГ – электрогенератор, П – газопароконвектор, ПГ – парогенератор, ПТ – парогенератор, КН – конденсаторный насос, ПНД- пар низкого давления, ПВД - пар высокого давления, ПН – питательный насос, Д – деаэратор,
Паротурбинные установки - сложнее и дороже, а газотурбинные – маневреннее, быстрее пуск. Запуск ГТС осуществляется за несколько минут, а на запуск паротурбинных силовых станций требуется до нескольких часов.
Согласно расчетам отечественных энергетиков, постепенный перевод систем выработки электроэнергии на электростанции с парогазовыми установками, позволит увеличить КПД энергооборудования более, чем в два раза, что станет немалым вкладом в обеспечение энергобезопасности страны. Кроме того, введение в строй большого количества подобных электростанций позволит значительно снизить конечную стоимость вырабатываемой энергии.