Харківська ТЕЦ-5: Приватне акціонерне товариство «Харківська ТЕЦ-5»

Наши партнеры ArtmMisto

Основними тепловими агрегатами теплових електричних станцій (ТЕС) є паровий котел та парова турбіна.

Паровий котел являє собою систему поверхонь нагріву для виробництва з води пара. Хімічно підготовлена ​​обезсолена вода, яка безперервно надходить в паровий котел, називається живильним. В котлі живильна вода спочатку нагрівається до температури насичення і випаровується, а потім насичений пар перегрівається до необхідної температури.

Потрібна для цього процесу теплота виділяється при спалюванні палива, яке подається в топку котла разом з необхідним для горіння повітрям. При спалюванні палива утворюються продукти згоряння - теплоносій, який на поверхнях нагріву віддає теплоту воді, пару і повітрю, що використовується при горінні. Після поверхонь нагріву продукти згоряння з відносно низькою температурою видаляються в атмосферу через димову трубу . На електростанціях великої потужності димові труби виконують заввишки 200-300 м і більше з метою зниження місцевої концентрації забруднюючих речовин в повітрі. При спалюванні палива залишаються зола і шлаки, які також видаляються з котлоагрегату.

Зростаючи в напрямних і робочих лопатках турбіни, пара віддає свою внутрішню теплову енергію, перетворюючи її в кінетичну енергію обертання ротора. З ротором пов'язаний генератор, в якому механічна енергія перетворюється в електричну.

На сучасних конденсаційних електростанціях (КЕС) з агрегатами потужністю понад 200 МВт застосовують проміжний перегрів пари. Зазвичай використовують одноступінчатий проміжний перегрів, а в установках дуже великої потужності застосовується подвійний проміжний перегрів, при якому пар з проміжних ступенів турбіни двічі повертається в котел. Проміжний перегрів пари збільшує коефіцієнт корисної дії турбіни і зменшує питома витрата пара на вироблення електроенергії. Він також знижує вологість пара в ступенях низького тиску турбіни, що зменшує ерозію її лопаток.

Пройшовши через проточну частину турбіни, спрацьований пар направляється в конденсатор. У ньому він охолоджується, віддаючи залишки теплоти циркулюючої по трубках конденсатора воді з природного (озеро, річка) або штучного ( градирня ) Джерела, і конденсується. Отриманий конденсат знову повертається в котел.

В термодинамічній відношенні найбільшу кількість тепла від палива, що спалюється (близько 50%) витрачається на процес переходу води з рідкого стану в газоподібний, тобто на процес кипіння. Через те, що процес конденсації пари зворотний кипіння, втрати тепла в конденсаторі турбіни є найбільш значними і визначальними для економічної ефективності виробництва. На найбільш сучасних потужних конденсаційних енергоблоках питома витрата умовного палива на відпущений 1 кВт · год електроенергії становить 315-350 м

На відміну від КЕС на теплоелектроцентралі (ТЕЦ) є додаткове обладнання (теплообмінники) для виробництва теплової енергії. У проточної частини турбіни (в зоні відносно низьких тисків: 1,0-2,0 кг / см2) є регульований відбір частково відпрацьованого пара. З цього відбору значна частина пара направляється в теплообмінник для нагрівання мережної води. Чим вище теплове навантаження, тим більшу кількість пара направляється в цей опалювальний відбір для нагрівання мережної води з системи централізованого теплопостачання . Через те, що процес конденсації пари відбувається в теплообміннику з мережною водою, кількість пара, що прямує в «хвостову» частину турбіни і далі в конденсатор, пропорційно зменшується. Тому, незважаючи на деяке зниження вироблення електроенергії через відбір пара з проточної частини турбіни, внаслідок зменшення втрат тепла в конденсаторі турбіни техніко-економічні показники електростанції істотно поліпшуються.

Так, питома витрата умовного палива на відпуск 1 кВт · год електроенергії для енергоблоку № 3 Харківської ТЕЦ-5 становить 215 г (при номінальній теплової та електричної навантаженні), питома витрата умовного палива на відпуск 1 Гкал теплової енергії становить 140 кг. Для порівняння: питома витрата умовного палива на відпуск 1 Гкал тепла в водогрійних котлах складає 157-165 кг.

З конденсатора конденсат перекачується конденсатні насосом через підігрівачі низького тиску в деаератор, де знову нагрівається до кипіння. При цьому вода звільняється від кисню і вуглекислоти, що викликають корозію обладнання. З деаератора вода бустерний насосами (на блоках малої потужності не використовуються) подається до живильних насосів і через підігрівачі високого тиску надходить в паровий котел. Підігрів конденсату в подогревателях низького тиску і живильної води в підігрівач високого тиску здійснюється парою, частково спрацював в турбіні, - так званий регенеративний підігрів. Він також підвищує ККД паротурбінної установки, зменшуючи втрати теплоти в конденсаторі.

Таким чином, на КЕС паровий котел живиться конденсатом виробленого ним пара. Частина конденсату при цьому втрачається. На ТЕЦ частина пари може також відводиться на технологічні потреби промислових підприємств або використовуватися для побутових споживачів. На КЕС втрати становлять незначну частину загальних витрат пара - до 1%. Для їх поповнення необхідно додавання води, попередньо обробленої хімводоочищення. На ТЕЦ ця добавка може досягати 30-50%, а іноді і більше. Крім цього, на ТЕЦ необхідна велика кількість (сотні тонн на годину) підживлювальної води для відшкодування втрат в теплових мережах.

До числа пристроїв і механізмів, які забезпечують роботу парового котла, відносяться:

• топлівопріготовітельние пристрої, що виконують подачу палива потрібної якості і кількості;
• дуттьові вентилятори, що подають повітря для горіння;
• димососи, призначені для відведення продуктів згоряння через димову трубу в атмосферу;
• димососи рециркуляції димових газів, які повертають частину димових газів назад в цикл для регуляції температури перегрітої пари і зниження викидів окислів азоту;
• регенеративні підігрівачі повітря, що дозволяють підняти температуру подається в топку повітря за рахунок відбору тепла від вихідних димових газів.

Паровий котел і комплекс зазначеного обладнання разом утворюють котельну установку.

Для технологічних потреб хімцеха, електроцеху і ремонтних підрозділів на ТЕС є потужна компресорна. Оскільки охолодження генераторів здійснюється з використанням водню, в технологічний ланцюг ТЕС включена електролізна. На ТЕС є власне маслогохозяйство, де зберігається чисте і відпрацьований турбінне і трансформаторне масло, а також виконується груба очистка масла від механічних домішок і вологи.

Принципова технологічна схема виробництва енергії

1. Паливне господарство (ТХ)
2. Паровий котел (ПК)
3. Регенераційний воздухоподогреватель (РВП)
4. Дутьевой вентилятор (ДВ)
5. Димосос (ДС)
6. Димосос рециркуляції димових газів (ДРГ)
7. Димова труба
8. Водний економайзер (ВЕ)
9. Екранна система котла (ЕС)
10. Пароперегрівач (ПП)
11. Проміжний пароперегрівач (ППП)
12. Циліндр високого тиску (ЦВД)
13. Циліндр середнього тиску (ЦСД)
14. Циліндр середнього тиску (ЦСД II)
15. Циліндр низького тиску (ЦНД)
16. Конденсатор (К)
17. Система водоохолодження (СВО)
18. Циркуляційні електричні насоси (Цен)

1. Конденсатний електричний насос (КЕН)
2. Підігрівачі низького тиску (ПНД)
3. Деаератор (Д)
4. Бустерні електричні насоси (БЕН)
5. Живильний турбонасос (ПТН)
6. Поживний електричний насос (ПЕН)
7. Підігрівачі високого тиску (ПВД)
8. Хімічна водопідготовка (ХВП)
9. Пар на загальностанційне колектор власних потреб
10. Підігрівачі мережеві горизонтальні (ПСГ)
11. Генератор (Г)
12. Блоковий трансформатор (Т)
13. Трансформатор власних потреб (ТСН)
14. Мережеві електричні насоси першого підйому (СЕН I ст.)
15. Мережеві електричні насоси другого підйому (СЕН II ст.)
16. Пікова водогрійна котельня (ПВК)

На Харківській ТЕЦ-5 основний нагрів мережної води з системи централізованого теплопостачання здійснюється на теплофікаційних енергоблоках в подогревателях мережної води горизонтального типу (ПСГ). Покриття піків теплового навантаження при необхідності збільшення температури прямої мережевої води вище 105 ° С здійснюється шляхом її додаткового нагріву в пікових водогрійних котлах .

На кожному енергоблоці встановлено по два ПСГ - верхній (ПСГ-2) і нижній (ПСГ-1), які харчуються, відповідно, від верхнього і нижнього відборів пара з проточної частини турбіни.

Відбір пара з турбіни здійснюється з регульованих відборів (на енергоблоках №№ 1, 2 - це VI і VII відбори, на енергоблоці № 3 - VII і VIII відбори), розташованих в циліндрах середнього тиску (ЦСД) турбін (на енергоблоці № 3 - в ЦСД II). Для регулювання тиску пара в цих відборах за ними, тобто на вході пара в циліндр низького тиску (ЦНД), встановлена ​​поворотна діафрагма.

Мережева вода зі зворотної магістралі насосами мережної води першого підйому (СЕН I ст.) Подається в головний корпус на теплофікаційну установку (ПСГ) енергоблоків. Після ПСГ нагріта до заданої температури вода подається з головного корпусу до мережевих насосів другого підйому (СЕН II ст.), Які перекачують її із заданим диспетчером теплових мереж тиском або безпосередньо в «прямий» магістральний трубопровід теплових мереж, або через пікові водогрійні котли.

Пара з котла надходить в турбіну, де він розширюється, виробляючи свою внутрішню енергію (тиск і температуру) на робочих лопатках ЦВТ і ЦСТ турбіни. Після часткового розширення, частина пара з ЦСД відводиться в ПСГ-2, де, конденсуючись, передає свою теплоту мережній воді, що циркулює по трубках ПСГ-2. Інший потік пара, розширюючись ще на одного ступеня ЦСД турбіни, надходить в зону відбору пара до ПСГ-1.

Пар на ПСГ-1 відбирається після ЦСД перед його входом в ЦНД. Відібрана частина пара, конденсуючись на трубках ПСГ-1, підігріває мережну воду. Інший обсяг пара, проходячи через паропропускні вікна поворотною діафрагми (ПД), направляється в ЦНД, де, розширюючись на лопатках турбіни, віддає свою енергію для обертання ротора турбіни. Відпрацьований пар після ЦНД направляється в конденсатор турбоустановки, де конденсується. Конденсатор турбіни працює при глибокому вакуумі (-0,92 ÷ -0,98 атм.), При якому температура пара становить лише 35-40 ° С.

Для збільшення теплового навантаження ПД прикривається. При цьому її паропропускні вікна частково перекриваються, що зменшує пропуск пари в ЦНД турбіни і збільшує витрату пари через «нижній» і «верхній» теплофікаційні відбори в ПСГ-1 і ПСГ-2. Таким чином, тиск пара в опалювальних відборах росте, отже, зростає і температура конденсації пари, в результаті чого температура мережної води на виході з теплофікаційної установки збільшується.

При максимальному тепловому навантаженні (для блоків №№ 1,2 - 175 Гкал / год, для блоку №3 - 350 Гкал / год) ПД закривається до упору, майже повністю перекриваючи паропропускні вікна і тим самим, максимально перекриваючи доступ пара в ЦНД турбіни і направляючи її в ПСГ-1, ПСГ-2.

Через відключення ЦНД електрична потужність турбіни знижується, і для її відновлення потрібно збільшення паропродуктивності котла шляхом збільшення подачі палива. При збільшенні паропродуктивності котла тиск пара в опалювальних відборах росте. Тому для підтримки температури мережевої води на заданому значенні ПД знову відкривається, і частина пара пропускається в ЦНД. Тиск пара в опалювальних відборах зменшується до заданої величини, і електрична потужність, що виробляється турбогенератором, відновлюється.

При необхідності зменшення теплового навантаження вищевказані дії виконуються в зворотному порядку.

Всі операції зі зміни теплової та електричної навантаження на ТЕЦ автоматизовані. Оператор енергоблоку тільки задає необхідний режим роботи обладнання за допомогою приладів і надалі слідкує за роботою автоматики, яка сама за допомогою електронно-гідравлічних систем виконує задану команду. Оператор втручається в роботу автоматики лише при явних збоях або для коригування заданих параметрів.