Презентация на тему "Тепловые электростанции."

Содержание

• 
  Слайд 1

  Тепловые электростанции.

  ТЕПЛОВЫЕ КОНДЕНСАЦИОННЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

• 
  Слайд 2

  Типы тепловых электростанций, режимы работы

  Тепловые конденсационные электрические станции преобразовывают энергию органического топлива внача­ле в механическую, а затем в электрическую. Механиче­скую энергию упорядоченного вращения вала получают с помощью тепловых двигателей, преобразующих энер­гию неупорядоченного движения молекул пара или газа.

• 
  Слайд 3

  Классификация тепловых двигателей

  Способ работы Рабочее тело поршневой роторный пар газ Паровая машина ДВС Газовая турбина Паровая турбина

• 
  Слайд 4

  История паровой машины

  Паровая машина была единственным двигателем, используемым в промышленности и на транспорте в XVIII и XIX вв. В настоящее время она практически не встречается, а широко применявшиеся в прошлом паро­возы и пароходы почти полностью сняты с производства. В настоящее время наибольшее распространение получили двигатели внутреннего сгорания, используемые на автомобильном транспорте. В стационарной энергетике двигатели внутреннего сгорания находят ограниченное применение.

• 
  Слайд 5

  Паровая машина Фербиса 1672г (Бельгия)

• 
  Слайд 6

  Паровая турбина

  На современных мощных ТЭС устанавливают паро­вые турбины. Первая паровая турбина, предназначенная для вращения электрического трехфазного генератора, была установлена на Эльберфельдской электростанции в 1899 г. С тех пор началось развитие мощных паротур­бинных электростанций. В качестве тепловых двигателей на электрических станциях используют также газовые турбины.

• 
  Слайд 7
  
• 
  Слайд 8

  Паровая турбина 250 Вт диаметр 1,6 м

• 
  Слайд 9
  

  В современных паровых установках, составляющих основу энергетики, используют пар при температуре около 600°С и давлении 30 МПа. Для охлаждения рабо­чего тела (пара) обычно применяют холодную воду, которая понижает его температуру до 30— 40°С. При этом давле­ние пара резко падает.

• 
  Слайд 10

  Схема преобразования энергии на тепловых станциях

  Основные процессы теплового цикла паро­вых установок про­исходят в следующих элементах: в парогенераторах — подвод теплоты, в турбинах — расширение пара, в кон­денсаторах— отвод теплоты, в турбинах — расширение пара, в конденсаторах — охлаждение. С помощью насо­сов высокого давления производится сжатие, при кото­ром конденсат нагнетается в парогенератор.

• 
  Слайд 11

  Схема тепловой конденсационной ТЭС

• 
  Слайд 12

  Схема технологического процесса конденсационной ТЭС

• 
  Слайд 13

  Парогенератор

  Современный паро­генератор представляет собой сложное техническое сооружение больших размеров, высота которого соизме­рима с высотой пятиэтажного дома. В топке парогенера­тора сжигается превращенный в мелкую пыль уголь, газ или распыленная нефть при температуре 1500—2000°С. Для наиболее полного сжигания топлива с помощью вентилятора в больших количествах подается подогрётый воздух. Появляющаяся в процессе сгорания топлива теплота нагревает воду, превращает ее в пар и увеличивает его температуру и давление до расчетных значений. Использованные горячие газы дымососами вытягиваются из парогенератора и подаются в очистительные устройства, а затем направляются в дымовую трубу. Вода, подаваемая в парогенератор, предварительно очищается от примесей, содержание которых допускается в меньшем количестве, чем в питьевой воде. Очистка воды производится в специальных устройствах — питателях.

• 
  Слайд 14

  Конструкция парогенераторов

  В барабанном парогенераторе имеется стальной барабан 3, внижней части которого находится вода, а в верхней части — пар. По циркуляционной трубе 2 вода поступает в трубки экрана 1, покры­вающие стенки топки 7. Трубки экрана выполняют стальными, небольшого диаметра (32 мм внутри. В парогенера­торе каждый час испаряются сотни тонн воды и трубки имеют общую длину до 50 км. Для повышения эффективности работы вода перед подачей в барабан нагревается в эконо­майзере 5, а воздух перед подачей в топку подогревается горячими газами в воздухоподогревателе 6. Выходящий из барабана пар дополнительно нагревается в паропере­гревателе 4.

• 
  Слайд 15

  Прямоточный парогенератор

  В прямоточном парогенераторе барабана нет. Циркуляция воды и пара создается насосами. Вода через водоподогреватель3 поступает в трубы 1, расположенные в топке, превращается в пар, который затем подается в пароперегреватель 2 и далее в турбину. В воздухоподогревателе 4 происходит подо­грев воздуха перед подачей его в топку. Прямоточные парогенераторы требуют качественного регулирования подачи воды (к питательной воде предъявляют очень высокие требования в отношении ее химической чистоты. Прямоточные котлы получили широкое распростране­ние, так как они дешевле барабанных.

• 
  Слайд 16

  Турбина

  Полученный в парогенераторах перегретый пар при температуре ~600°С и давлении 30 МПа по паропроводам переда­ется в сопла. Сопла предназначе­ны для преобразования внутренней энергии пара в ки­нетическую энергию упорядоченного движения молекул. После выхода из сопла пар подается на рабочие, лопатки турбины.

• 
  Слайд 17

  Конструкции турбин

  У реактивной турбины происхо­дит расширение пара, проходящего через каналы рабо­чих лопаток. В настоящее время турбины выполняют многоступенчатыми, в одной и той же турбине активные и реактивные (с различной степе­нью реактивности) ступени. Если турбина активная, то между ее рабочими лопатками расширения пара не про­исходит, следовательно, давление пара не меняется. Конструктивно турбина выполняется в виде нескольких ступеней, состоящих из венца сопловых лопаток и одного венца рабочих лопаток.

• 
  Слайд 18

  Конденсаторы.

  Пар, выходящий из турбины, направ­ляют для охлаждения и конденсации в конденсаторы. Конденсатор пред­ставляет собой цилиндрический корпус, внутри которого имеется большое число латунных трубок. По трубкам протекает охлаждающая вода, поступающая в конден­сатор обычно при температуре 10 - 15°С и выходящая из него при температуре 20—25°С. Пар обтекает трубки сверху вниз, конденсируется и снизу удаляется. Давление в конденсаторе поддерживается в пределах 3-4 кПа, что достигается охлаждением пара.

• 
  Слайд 19

  Конденсаторы

  Расход охлаждающей воды составляет примерно 50—100 кг на 1кг пара. На электростанции мощностью 1 ГВт расходуется 40 м3/с охлаждающей воды, что примерно равно расходу воды в Москве-реке. Если воду для охлаждения пара забирают из реки, подают в конденсатор, а затем сбрасывают в реку, такую систему водоснабжения называют прямоточной. В случаях, когда воды в реке не хватает, сооружают пруд. С одной стороны пруда вода подается в конденсатор, а с другой стороны пруда сбрасывается нагретая в конденсаторе вода. В замкнутых системах водоснабжения для охлаждения воды, нагретой в конденсаторе, сооружают градирни, представляющие собой устройства высотой при­мерно 50м. Вода вытека­ет струйками из отверстий лотков, разбрызгивается и, стекая вниз, охлажда­ется. Внизу расположен бассейн, в котором вода собирается и затем насосами подается в конден­сатор.

• 
  Слайд 20
  
• 
  Слайд 21

  Тепловой баланс конденсационной ТЭС

  Если за 100% принять химическую энергию, получаемую при сжигании угля в топках котлов, то в среднем только 25% этой энергии превращается в электрическую. Наибольшие потери теплоты происходят в конденсаторе. С охлаждающей водой конденсатора уносится 55% теп­лоты.

• 
  Слайд 22

  Теплоэлектроцентрали ТЭЦ

  ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Главное отличие ТЭЦ от КЭС состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты.

• 
  Слайд 23
  
• 
  Слайд 24

  Графики нагрузки ТЭЦ

  На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки: тепловому — электрическая нагрузка жёстко зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка — приоритет) электрическому — электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет — электрическая нагрузка).

• 
  Слайд 25

  Достоинства ТЭЦ

  Совмещение функций генерации тепла и электроэнергии выгодно, так как оставшееся тепло, которое не участвует в работе на КЭС, используется в отоплении. Это повышает расчетный КПД в целом (80 % у ТЭЦ и 30 % у КЭС). При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, так как передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна

• 
  Слайд 26
  

  Эффективность работы системы теплоснабжения во многом зависит от рационального размещения ТЭЦ, которые стремятся по возможности приблизить к крупным потребителям теплоты и электрической энергии, так как передача теплоты в виде пара неэкономична на рас­стояниях свыше 5—7 км. На решение вопроса о целесо­образных местах расположения ТЭЦ в последнее время значительно влияет загрязнение ими окружающей среды.

• 
  Слайд 27

  Недостатки

  При максимальной централизации теплоснаб­жения на ТЭЦ можно выработать только 25—30% требу­емой электроэнергии. Работа же конденсационных стан­ций определяется только условиями выработки электро­энергии, что делает весьма благоприятными концентра­цию больших электрических мощностей и позволяет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны.

• 
  Слайд 28

  Мини-ТЭЦ

  Мини-ТЭЦ (малая теплоэлектроцентраль) — теплосиловые установки, служащие для совместного производства электрической и тепловой энергии в агрегатах единичной мощностью до 25 МВт, независимо от вида оборудования. Отличительной особенностью мини-ТЭЦ является более экономичное использование топлива для произведенных видов энергии в сравнении с общепринятыми раздельными способами их производства.

• 
  Слайд 29

  Преимущества мини-ТЭЦ

  Основное преимущество мини-ТЭЦ — близость к потребителям тепловой энергии. Снижаются или отпадают проблемы с теплосетями (трубопроводы, обеспечивающие подачу тепловой энергии от ТЭЦ к потребителям). В случае аварии, разрыва в теплосети возникают большие проблемы: разрытие грунта, временное отчуждение территории для ремонта теплосети, как правило прекрывается движение автотранспорта. По советским нормативам теплосети подлежали замене через 20-30 лет. На основе двигателей внутреннего сгорания существует оборудование «мини-ТЭЦ», позволяющее обеспечивать электро- и теплоснабжение отдельных домов, в том числе и индивидуальных домов (коттеджей).

• 
  Слайд 30

  Виды используемого топлива

  Виды используемого топлива газ: природный газ магистральный, природный газ сжиженный и другие горючие газы; жидкое топливо: нефть, мазут, дизельное топливо, биодизель и другие горючие жидкости; твердое топливо: уголь, древесина, торф и прочие разновидности биотоплива. Наиболее эффективным и недорогим топливом в России является магистральный природный газ, а также попутный газ.

• 
  Слайд 31

  Газотурбинные установки

• 
  Слайд 32

  Газотурбинные установки ГТУ

  Газотурбинные установки — ГТУ имеют единичную электрическую мощность от двадцати киловатт (микротурбины) до нескольких десятков мегаватт. Электрический КПД современных газотурбинных установок составляет 33–39%. С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных газотурбинных установках имеется возможность комбинированного использования газовых и паровых турбин, что позволяет повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД установок до 57–59%. Соотношение производимой электрической энергии к тепловой энергии у газотурбинных установок — ГТУ составляет ~ 1:2. То есть газотурбинная установка с электрической мощностью 10 МВт способна выдать ~ 20 МВт тепловой энергии. Для перевода МВт в ГКал используется коэффициент 1,163 (1,163 МВт = 1163 кВт = 1 Гкал).

• 
  Слайд 33

  Достоинства ГТУ

  Газотурбинные установки  дополнительно оснащаются паровыми или водогрейными котлами, что дает возможность иметь пар различного давления для производственных потребностей, или горячую воду со стандартными температурами (ГВС). При комбинированном использовании энергии двух видов коэффициент использования топлива газотурбинной тепловой электростанции увеличивается до 90%. Применение газотурбинных установок в качестве силового оборудования для мощных ТЭС и мини–ТЭЦ оправдано экономически, так как электростанции, работающие на газовом топливе, имеют наиболее привлекательную для потребителя удельную стоимость строительства и низкие затраты при последующей эксплуатации.

• 
  Слайд 34
  

  Газотурбинные установки имеют незначительные вибрации и шумы в пределах 65–75 дБ (что соответствует по шкале уровня шума звуку пылесоса на расстоянии 1 метр). Газотурбинные установки обладают относительно компактными размерами и небольшим удельным весом. Допускается монтаж ГТУ на техническом этаже здания или крышное расположение маломощных газотурбинных установок. Это полезное свойство ГТУ является важным финансовым фактором в городской застройке, потому что оно позволяет экономить дорогостоящие дефицитные квадратные метры и во многих ситуациях дает больше технического простора инженерам для решения задачи размещения автономной электростанции. Газотурбинные установки — ГТУ отличаются высокой надежностью и неприхотливостью. Имеются подтвержденные заводские данные о безостановочной работе некоторых газотурбинных установок — ГТУ в течение 5–7 лет.

• 
  Слайд 35

  Газотурбинная установка SIEMENS SGT–700 мощностью 29 МВт

• 
  Слайд 36

  Модульные газотурбинные установки

  Состоят из унифицированных энергоблоков и общих управляющих систем, что позволяет за короткий период времени увеличивать электрическую мощность с наименьшими финансовыми и временными затратами.

• 
  Слайд 37

  Принцип работы ГТУ

  В газотурбинных установках  многоступенчатый компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В камеру сгорания  подается и определенное количество топлива. При столкновении на высокой скорости топливо и воздух воспламеняются. Топливовоздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Затем, энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струями раскаленного газа лопаток турбины. Некоторая часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре. Остальная часть работы передаётся на электрический генератор. Работа, потребляемая этим агрегатом, является полезной работой ГТУ. Отработавшие газы направляются в утилизатор для получения тепловой энергии. Газотурбинные двигатели имеют самую большую удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг. В качестве топлива могут использоваться любое горючее: керосин, дизельное топливо, газ.

• 
  Слайд 38

  Парогазовые установки ПГУ

• 
  Слайд 39

  Парогазовые установки

  Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Тепловая энергия используется для дополнительного производства электричества. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.

• 
  Слайд 40

  Эффективность использования топлива ПГУ

  Общий электрический КПД парогазовой установки составляет ~58 - 64%. В стандартных газотурбинных установках КПД составляет ~ 35%.  Парогазовые установки (ПГУ) — относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе.  Парогазовые установки (ПГУ) предназначены для получения максимального количества электроэнергии.

• 
  Слайд 41

  Гидроэлектростанции

• 
  Слайд 42

  Гидроэлектростанции.

  Основой изучения работы ГЭС, преобразующих энер­гию воды в электрическую энергию, является наука, на­зываемая гидравликой; она включает в себя гидростати­ку, изучающую равновесие жидкостей, и гидродинамику, изучающую движение жидкостей. Мощность потока воды, протекающего через некото­рое сечение — створ, определяется расходом воды Q, вы­сотой между уровнем воды в верхнем по течению бас­сейне (верхнем бьефе) и уровнем воды в нижнем по те­чению бассейне (нижнем бьефе) в месте сооружения плотины. Разность уровней верхнего и нижнего бассей­нов называется напором.

• 
  Слайд 43

  Мощность ГЭС

  Мощность потока в створе Q (кВт) можно определить посредством расхода (м3/с) и напора H (м): Р = 9,81QH. В двигателях ГЭС можно использовать только часть мощности потока воды в створе из-за неизбежных потерь мощности в гидротехнических сооружениях, турбинах и генераторах, учитываемых коэффициентом полезного действия η. Таким образом, приближенно мощность ГЭС: Р = 9,81Q η

• 
  Слайд 44

  Схема создания напора

  С помощью платины С помощью деривационного канала 1- канал;2- напорный бассейн; 3- турбинные водоводы; 4-здание ГЭС 5- русло реки; 5- платина

• 
  Слайд 45

  Типы турбин

  В гидравлических турбинах преобразуется энергия воды в механическую энергию вращения вала турбины. Турбина называется активной, если используется дина­мическое давление воды, и реактивной, если использует­ся статическое давление при реактивном эффекте.

• 
  Слайд 46
  
• 
  Слайд 47
  
• 
  Слайд 48

  Типы рабочих колес реактивных турбин

  - У радиально-осевых турбин лопасти рабочего колеса имеют сложную кривизну, поэтому вода, поступа­ющая с направляющего аппарата, постепенно меняет на­правление с радиального на осевое. Такие турбины ис­пользуют в диапазоне напоров 30 - 600 м. Созданы уникальные радиально-осевые турбины мощностью 700 МВт. - Пропеллерные турбины обладают простой конструкцией и высоким КПД, однако у них с изменени­ем нагрузки КПД резко уменьшается. - У поворотно-лопастных гидротурбин в отличие от пропеллерных лопасти рабочего колеса пово­рачиваются при изменении режима работы для поддер­жания высокого значения КПД. - Двухперовыетурбины имеют спаренные ра­бочие лопасти, что позволяет повысить расход воды. Ши­рокое применение их ограничено конструктивными слож­ностями. - Сложная конструкция свойственна также диагональным турбинам, у которых рабочие лопасти поворачиваются относительно своих осей.

• 
  Слайд 49

  Типы ГЭС

  На равнинных реках ГЭС с плотинной схемой концен­трации напора разделяются на два типа: русловые и при плотинные. При напоре до 30 м здание станции, как и плотина, воспринимает напор и располагается в русле реки. Такие ГЭС называются русловыми. Так как с ростом напора увеличивается объем строительных работ по сооружению зданий русловых гидроэлектростанций, то при напорах, превышающих 25—30 м, здание станции помещается за плотиной. Такие ГЭС называются приплотинными. На них весь напор воспринимается плотиной.

• 
  Слайд 50

  Аккумулирующие гидроэлектростанции

  дефицит в маневренных мощностях («пик» нагрузки) покрывается ГЭС, у которых набор полной мощности с нуля можно произвести за 1—2 мин. Регулирование мощности производится следу­ющим образом: Когда в системе име­ются провалы нагрузки, ГЭС работают с незначительной мощностью и вода заполняет водохранилище, т.е. запасается энергия. С наступлением пиков включаются агрегаты станции и вырабатывается энергия. Накопление энергии в водохранилищах на равнинных реках приводит к затоплению обширных территорий, что во многих случаях крайне нежелательно. Небольшие ре­ки малопригодны для регулирования мощности в систе­ме, так как они не успевают заполнить водой водохрани­лище.

• 
  Слайд 51

  ГЭАС

  Задачу снятия пиков решают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы. В режиме непродолжительных «пиков» — мак­симальных значений на­грузки — ГАЭС работает в генераторном режиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду.

• 
  Слайд 52

  Схема работы гидроаккумулирующей станции:

  а-схема станции: 1-верхний бассейн; 2-водовод; 3-здание ГАЭС; 4-нижний бассейн; б, в, компановкаагрегатов станции четырехмашинная, трехмашиннаяи Т- турбина, Г- генератор, д- двигатель, н- насос.

• 
  Слайд 53

  Преимущества ГАЭС

  Первые ГАЭС имели КПД не выше 40%. У современных ГАЭС КПД составляет 70—75%. К преимуществам ГАЭС кроме относительно высокого значения КПД относится также и низкая стоимость строительных работ. Для ГАЭС нет необходимости перекрывать реки, возводить высокие плотины с длинными туннелями и т. п. Ориентировочно на 1 кВт установленной мощности на крупных речных ГЭС требуется 10 м3 бетона, а на круп­ных ГАЭС — всего лишь несколько десятых кубометров бетона.

• 
  Слайд 54

  ГАЭС и ветровые электростанции

  ГАЭС и ветровые электростанции, отличающиеся не­постоянством вырабатываемой мощности, удачно соче­таются между собой. При этом трудно рассчитывать на мощность ветровых станций в часы «пик» в энергосисте­ме. Если же вырабатываемую на этих станциях электро­энергию запасать на ГАЭС в виде воды, перекачиваемой в верхний бассейн, то выработанная на ветровых электро­станциях за какой-либо промежуток времени энергия мо­жет быть использована в соответствии с потребностями системы. Преимущества ГАЭС позволяют широко применять их для аккумулирования энергии.