Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. Рассматриваемая ТЭЦ выполнена по блочной схеме с поперечными связями по пару и питательной воде. ТЭЦ с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное с ним непосредственно вспомогательное оборудование.
Применение блочной схемы связано со следующими особенностями эксплуатации:
1. Котельный резерв на блочных ТЭЦ отсутствует, что компенсируется аварийным резервом в энергосистеме. Останов котла означает потерю мощности энергоблока.
2. Аварийные ситуации локализуются в рамках энергоблока, не затрагивая соседние блоки.
3. Упрощение тепловой схемы и коммуникаций, отсутствие соединительных магистралей, уменьшение числа элементов арматуры облегчает и делает его более надежным.
4. Управление блоком ввиду тесной взаимосвязи котла и турбины осуществляется из единого центра, каковым является блочный щит управления.
5. Каждый последующий энергоблок ТЭЦ может быть выполнен отличным от предыдущего с применением более прогрессивных решений.
6. Блочная схема приводит к блочному пуску, т. е. к одновременному пуску котла и турбины на скользящих параметрах пара.
Основным оборудованием ТЭЦ являются турбина, котел и генератор. Серийные агрегаты стандартизированы по соответствующим показателям: мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т. д. При выборе предпочтение отдается стандартным агрегатам. На выбор агрегатов существенное влияние оказывает тепловая схема электростанции.
При выборе основного оборудования блочной ТЭЦ должны соблюдаться следующие требования:
1. Тип и количество основного оборудования должны соответствовать заданной мощности электростанции и предусмотренному режиму ее работы. Возможные варианты по значениям мощности блоков и параметрам пара сопоставляются по технико-экономическим показателям, таким как удельные капитальные затраты, себестоимость энергии, удельный расход условного топлива.
2. Ограничения по мощности выбираемых блоков накладывается мощностью энергосистемы.
3. К блокам, предназначенным для регулирования нагрузки системы (пиковым и полупиковым), предъявляются дополнительные ограничения по мощности и параметрам пара.
4. Выбор основного оборудования для блочных ТЭЦ заключается в выборе блоков, включающих в себя все основные агрегаты и вспомогательное оборудование.
5. Тип парового котла должен соответствовать виду топлива, выделенному для проектируемой электростанции.
6. Производительность парового котла блока ТЭЦ выбирается такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину вместе с расходом на собственные нужды и запасом, равным 3%.
7. Число котлов выбирается равным числу турбин – это позволяет иметь одинаковую строительную длину котельного и турбинного отделений.
8. При расширении ТЭЦ в целях увеличения отопительной мощности рассматриваются два варианта: или установка турбины типа Т, или увеличение количества водогрейных котлов.
На ТЭЦ-2 сооружено три блока, на которых установлено следующее технологическое оборудование для покрытия тепловых и электрических нагрузок:
1. Турбоагрегаты:
- блоки №1,2 – турбина типа ПТ-80-130/13;
- блок №3 – турбина типа Т-100/120-13.
Для промышленно-отопительных ТЭЦ применяются конденсационные турбины типа ПТ с двумя регулируемыми отборами пара. Т. к. на рассматриваемой ТЭЦ преобладает отопительная нагрузка, то в дополнение к турбинам ПТ установлена турбина типа Т с теплофикационными отборами. В таблице 1.1 представим технические характеристики турбин.
Таблица 1.1 – Технические характеристики турбин рассматриваемой ТЭЦ
| № | Характеристики | Данные | |
| ПТ-80-130/13 | Т-100/120-130 | ||
| Номинальная мощность, МВт | |||
| Максимальная мощность, МВт | - | ||
| Давление свежего пара | |||
Температура свежего пара, 
| |||
| Номинальный расход свежего пара, т/час | |||
| Число регенеративных отборов | |||
| Пределы регулирования давления пара в отборах: | |||
| - производственном, МПа | 1-1,6 | - | |
| - отопительном, МПа | 0,03-0,25 | - | |
| - верхнем отопительном, Мпа | - | 0,06-0,25 | |
| -нижнем отопительном, МПа | - | 0,05-0,20 | |
| Удельный расход свежего пара при номинальном теплофикационном режиме, кг/ кВт ч | 5,6 | 4,3 | |
| Число цилиндров турбины | |||
| Число конденсаторов | |||
| Расход пара в отборах: | - | ||
| -производственном, т/час | - | ||
| -отопительном, т/час | 0,06-0,25 | ||
| -верхнем и нижнем отопительных, т/час | 0,05-0,20 | ||
| Температура охлаждающей среды,
| |||
| Температура питательной воды,
|
2. Котлоагрегаты. На рассматриваемой ТЭЦ установлены следующие котлоагрегаты:
- для всех блоков – энергетические котлы типа ТГМ-96б (три штуки) парапроизводительностью 480 т/час;
- три пиковых водогрейных котла типа ПТВМ-100 производительностью 100 Г кал/час;
- два пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью 1180 Г кал/час.
Резервные котлы на блочных ТЭЦ не устанавливаются. На ТЭЦ в качестве резерва устанавливаются водогрейные котлы. Количество их принимается равным не менее двух, а суммарная мощность такова, чтобы при отключении одного энергетического котла остальные вместе с водогрейными котлами обеспечивали среднюю отопительную нагрузку наиболее холодного месяца. Для принятой блочной схемы ТЭЦ котлы ТГМ-96б обеспечивают максимальный расход пара на турбину ПТ-80/13-130 с запасом 2,1%, а для турбин Т-100/1220 130-3 обеспечивают только номинальный пропуск пара турбиной без запаса. Максимальный пропуск пара турбиной 485 т/час не покрываются. В таблице 1.2 представим технические характеристики котлов.
Таблица 1.2 – Технические характеристики котлов рассматриваемой ТЭЦ
| № | Характеристики | Данные |
| Энергетический котел типа ТГМ-96б | ||
| Паропроизводительность, т/час | ||
Температура питательной воды, 
| ||
| Температура пара,
| ||
| Давление пара, | ||
| -МПа | 13,8 | |
| -кг с/ см² | ||
| Температура уходящих газов,
| ||
| К.п.д. гарантийный, % | 92,8 | |
| Воздухоподогреватель – РВП | - | |
| Топливо – газ и мазут | - | |
| Водогрейный котел типа ПТВМ-100 | ||
| Теплопроизводительность, Гкал/час | ||
| Давление, кг с/см² | 10,3 | |
| Топливо – газ и мазут | - | |
| Расход воды | ||
| - в основном режиме, т/час | ||
| - в пиковом режиме, т/час | ||
| К.п.д., % | 90,5 | |
| Температура воды на входе в котел | ||
| - в основном режиме,
| ||
| - в пиковом режиме,
| ||
| Температура воды на выходе из котла,
| ||
| Водогрейный котел типа КВГМ-180 | ||
| Теплопроизводительность, Гкал/час | ||
| Давление, кг с/см² | 8-25 | |
| Топливо – газ | - | |
| Расход воды, т/час | ||
| К.п.д., % | 88,8 | |
| Температура воды на входе в котел,
| ||
| Температура воды на выходе из котла,
|
Каждый из блоков ТЭЦ-2 в номинальном режиме выдает 80 МВт электроэнергии, а также тепло с сетевой водой (на отопление и горячее водоснабжение) – 100 Гкал/час. С блоков №1, 2 можно выдать пар для промышленных предприятий – 80 Гкал/час. Пиковые водогрейные котлы могут выдать суммарную тепловую мощность 660 Гкал/час. Так как ТЭЦ-2 является электростанцией комбинированного типа, она производит электричество и тепло в разных количествах в зависимости от климатических условий и от инструкций со стороны контрольных органов.
В определенных условиях ТЭЦ может производить только электроэнергию (при конденсационном режиме) или же напротив поставлять максимальное количество теплоэнергии турбин блоков и дополнительно электроэнергию. В зависимости от ситуации с топливом, можно поставить дополнительное тепло с пиковых водогрейных котлов.
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭЦ. ТОПЛИВО
На технологической схеме ТЭЦ отображают цепочку технологических процессов от доставки топлива до выдачи электроэнергии.
Технологическая схема выполнена по блочному принципу (рис.1.1).
Рис. 1.1 – Технологическая схема ТЭЦ (Обозначения: G – генератор; Т – трансформатор; ТСН – трансформатор собственных нужд; ТХ – топливное хозяйство; ГВТ – газовоздушный тракт)
Рассмотрим работу схемы: пар из котла 1 поступает через пароперегреватель 2 в турбину, состоящую из цилиндра высокого давления 3 и из цилиндра низкого давления 4. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе 5 водой, подаваемой из охлаждающей градирни 14 циркуляционным насосом 13, а затем конденсат подается конденсатным насосом 6 в подогреватели низкого давления (ПНД) 7 со сливным насосом из ПНД конденсатора 8. В ПНД конденсат подогревается и поступает в деаэратор 9. Подпиточная вода из природного водоема насосом технического водоснабжения 16 подается в водоподготовительную установку (химводоочистку) 15, после специальной обработки, в которой также поступает в деаэратор 9. Питательная вода, освобожденная в деаэраторе от кислорода и углекислого газа, подается в котел 1 питательным насосом 10. При этом проходит через подогреватели высокого давления (ПВД) 11 и экономайзер 12, где подогревается отбираемым из турбины паром и отходящими от котла газами.
Для промышленных нужд имеется в наличии отбор пара из турбины 22, возврат конденсата от технологических потребителей осуществляется насосом 23. Для подогрева сетевой воды (для отопления и горячего водоснабжения) используется теплофикационный отбор, пар из которого направляется в подогреватели сетевой воды 17. В пиковом режиме работы для подогрева сетевой воды используются водогрейные котлы 18 и пиковые бойлера 24, со сливными насосами 25. Для обеспечения циркуляции воды в теплофикационной сети служат сетевые насосы I-го и II-го 19 подъемов. Для покрытия потерь сетевой воды используется насос подпитки тепловых сетей 21.
Реально технологическая схема ТЭЦ намного сложнее, т. к. в приведенной схеме на рисунке1.1 однотипное оборудование изображено один раз независимо от числа установленных на электростанции вспомогательных и основных агрегатов. Количество рабочих и резервных агрегатов зависит от вида и мощности станции, места механизмов в технологическом процессе и других факторов.
В энергетических установках требуемые параметры рабочего тела получают, используя энергию топлива. Под энергетическим топливом понимают вещества, выделяющие при определенных условиях значительное количество теплоты, которое экономически целесообразно использовать как источник энергии.
Энергетические и водогрейные котлы на ТЭЦ-2 газомазутные. Основным топливом для электростанции является природный газ, а резервным – мазут марки М100 и М40.
Мазут – высокий, тяжелый остаток перегонки нефти, получающийся после отгона легких фракций (бензина, керосина, лигроина и др.), применяют в энергетике преимущественно в качестве жидкого топлива. Мазут классифицируют по вязкости и содержанию соединений серы на малосернистые (S<0,5%), сернистые (S=0,5¸2%) и высокосернистые (S>2%).
На ТЭЦ топливо перед сжиганием специально подготавливают, что обеспечивает надежную и экономичную работу топочных устройств и всего котла. Характер подготовительных операций зависит от вида топлива.
Природный газ, подаваемый по газопроводам, имеет давление, значительно превышающее необходимое при сжигании. Поэтому предварительно на газораспредилительных станциях (ГРС) или пунктах (ГРП) электростанции снижают давление газа, а также очищают его от механических примесей и влаги. Подготовка газообразного топлива наиболее проста и требует небольших площадей и материальных затрат.
Горение жидкого топлива (мазута) происходит после его испарения. Скорость испарения жидкости, а следовательно, горения, тем выше, чем больше ее удельная поверхность, т. е. поверхность, приходящаяся на единицу массы топлива. Чтобы получить большую удельную поверхность жидкого топлива, его распыляют на мелкие частицы. Для качественного распыления и надежной транспортировки по трубопроводам мазут марок М100 и М40 предварительно подогревают до 95-135 . Кроме того, мазут, как и газообразное топливо, очищают от механических примесей, а также повышают в зависимости от типа распыляющих устройств – горелок – до определенных значений его давление.