ТЭЦ – источник энергоснабжения, на котором вырабатывается и отпускается потребителям электрическая и тепловая энергия. Принцип работы ТЭЦ основан на теплофикации (централизованное теплоснабжение на базе совместной выработки теплоты и электроэнергии).
ТЭЦ по назначению классифицируются:
- промышленные – вырабатывают и отпускают потребителям тепловую энергию в виде насыщенного или перегретого пара для технологического теплоснабжения
- коммунальные - вырабатывают и отпускают потребителям тепловую энергию в виде нагретой сетевой воды для систем отопления, вентиляции и ГВС
- промышленно- коммунальные - вырабатывают и отпускают потребителям тепловую энергию в виде нагретой сетевой воды и в виде насыщенного или перегретого пара.
По виду используемого топлива:
- на твердом топливе (уголь, торф и т.д.)
- на жидком топливе (мазут, дизельное топливо, жидкое газотурбинное топливо и т.д.)
- на газообразном топливе (природный газ, попутный газ, биогаз и т.д.)
- на возобновляемых и нетрадиционных источниках энергии, ядерном топливе (геотермальные, атомные и т.д.)
По виду турбогенераторов:
- паротурбинные – на ТЭЦ установлены только паровые турбины, которые используют насыщенный или перегретый водяной пар, поступающий от парового котла (парогенератора);
Паротурбинные ТЭЦ – это основа современной тепловой энергетики РФ, заложенная, в основном, в 70-80 г.г. ХХ века. На паротурбинной ТЭЦ одновременно, в одном термодинамическом цикле (цикле Ренкина) вырабатывается тепловая и электрическая энергия. Вспомним принципиальное отличие в работе паротурбинной электростанции по конденсационному и теплофикационному циклам. При работе конденсационной электростанции абсолютное давление в конденсаторе поддерживается на уровне pк = 3-5 кПа, при этом температура циркуляционной воды, охлаждающей конденсатор, будет не выше 20-25ºС. Теплота с таким температурным уровнем не представляет практической ценности для теплоснабжения. Поэтому вся отработанная теплота конденсационного паротурбинного цикла, а это до 55-75% от теплоты, подведенной с топливом, выбрасывается в окружающую среду.
Основная идея теплофикации состоит в максимально возможном использовании отработанной теплоты для теплоснабжения. Но для того, чтобы использовать отработанную теплоту, необходимо увеличить ее температурный уровень в теплофикационном цикле до 70-120 ºС. Давление насыщения отработанного пара в турбине при данных температурах станет выше и будет составлять pт = 60-250 кПа, что приведет к снижению величины располагаемого теплоперепада, и получаемой полезной работы в цикле Ренкина (отрезки ОТ и OK на рисунке 1). Из этого следует, что при неизменном расходе пара на турбину это приведет к снижению мощности, вырабатываемой паровой турбиной.
Рисунок 1. Цикл Ренкина.
В зависимости от того, какой уровень температур требуется тепловому потребителю, определяется давление пара, отбираемого из отборов турбин. Это определяет конструкцию и тип паровой турбины, использующейся на паротурбинной ТЭЦ, и ее тепловую схему.
А)
Б)
Рисунок 2. Упрощенные принципиальные схемы паротурбинных ТЭЦ
А – для турбин с противодавлением (тип Р); Б – для теплофикационных турбин с производственным отбором (тип П); В – для теплофикационных турбин с отопительным отбором (тип Т)
1 – паровые котлы; 2 – пароперегреватели; 3 –паровые турбины; 4 – электрические генераторы паровых турбин; 5 – РУ; 6 – деаэраторы питательной воды; 7 – охладитель выпара; 8 – подогреватели высокого давления (ПВД); 9 – питательные насосы; 10 - бак для сбора конденсата; 11 – конденсатные насосы; 12 – подогреватели химически очищенной воды; 13 – подогреватели низкого давления (ПНД); 14 – конденсаторы паровых турбин; 15 – сетевые насосы; 16 – подпиточные насосы; 17 – пароводяные сетевые подогреватели; 18 – водоводяные охладители конденсата.
Примеры тепловых схем паротурбинных установок
1) Т-100-130
2) Т-250-240
3) ПТ-80-130
Примеры принципиальных тепловых схем
- Газотурбинные ТЭЦ оборудованы газотурбинными установками (ГТУ). Электроэнергия вырабатывается электрогенератором газотурбинной установки. Теплота в виде пара или сетевой воды вырабатывается в котле-утилизаторе, в который направляются отходящие газы ГТУ с температурой порядка 350-600 ºС (в зависимости от используемой модели ГТУ). Выработка тепловой энергии жестко связана с выработкой электроэнергии, поскольку расход отходящих газов ГТУ пропорционален электрической мощности ГТУ.
Рисунок 3. Упрощенная принципиальная схема газотурбинной ТЭЦ
1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – электрический генератор газовой турбины; 5 – газоводяной подогреватель для утилизации теплоты уходящих газов (или котел-утилизатор); 6 – сетевой насос; 7 – дымосос; 8 – дымовая труба
Рисунок 4. Принципиальная тепловая схема отопительной ГТУ-ТЭЦ (г. Электросталь)
1 — дожимной компрессор; 2 — ГТУ; 3 — газоводяной теплообменник; 4 — водо-водяной теплоплообменник; 5 — водогрейный котел; 6 — паровой котел; 7 — деаэратор питательной воды и подпитки водогрейных котлов; 8 — химводоочистка; 9 — подогреватель добавочной воды; 10 — подогреватель сырой воды; 11 — сетевой насос; 12 — дымовая труба водогрейных и паровых котлов; 13 — в дымовую трубу ГТУ; 14 — питательный насос; 15 — циркуляции ГВТО и водогрейных котлов.
Мощность ГТУ-ТЭЦ определяется, прежде всего, типом применяемых в тепловой схеме ГТУ и количеством потребляемой теплоты. В отличие от паротурбинных ТЭЦ, производство электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ не связано с отпуском теплоты потребителям и утилизацией теплоты выходных газов ГТУ. Теплота выходных газов зависит от начальных и конечных параметров газов в тепловой схеме ГТУ, характеристик наружного воздуха и др. Максимально возможное использование теплоты выходных газов ГТУ на ГТУ-ТЭЦ происходит при соответствующей организации ее тепловой схемы с учетом графика отопительной нагрузки. В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУ-ТЭЦ могут быть
отопительного, промышленного типа или с комбинированной тепловой схемой.
Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ГТУ-ТЭЦ) — это частный случай парогазовой ТЭЦ, в которой теплота выходных газов ГТУ используется в котле-утилизаторе (КУ) только для отпуска теплоты внешним потребителям.
3. Парогазовые ТЭЦ – оборудуются паровыми и газовыми турбинами. В этих ТЭЦ для выработки электроэнергии используются ГТУ и паровые турбины. Для выработки тепловой энергии используются низкотемпературные потоки отходящих газов ГТУ и водяной пар из отборов паровой турбины. Существует большое количество различных видов принципиальных схем ПГУ-ТЭЦ. Наибольшее распространение в современной энергетике получили ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
Рисунок 5. Упрощенная принципиальная схема парогазовой ТЭЦ с котлом-утилизатором.
1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – электрический генератор газовой турбины; 5 – паровой котел-утилизатор; 6- сетевой насос; 7 – дымосос; 8 – дымовая труба; 9 – паровая турбина (с отопительным отбором, тип Т); 10 - электрический генератор паровой турбины; 11 – конденсатор паровой турбины; 12 – конденсатный насос; 13 – ПНД; 14 – деаэратор питательной воды; 15 – питательный насос; 16 – ПВД; 17 – подпиточный насос; 18 – пароводяной сетевой подогреватель; 19 – водоводяной охладитель конденсата;
Рисунок 6. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с котлом утилизатором двух уровней давления (или двухконтурным КУ)
На ПГУ-ТЭЦ этой группы теплота отходящих газов ГТУ используется в КУ для генерации пара двух или трех давлений, который направляется в теплофикационные паровые турбины типа КО (с конденсатором и регулируемыми отборами пара). Сетевая подогревательная установка питается отборным паром турбины.
Рисунок.7 Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с одноконтурным КУ.
В ПГУ-ТЭЦ, схема которой показана на рисунке 7, используются одноконтурные КУ, хвостовые поверхности которых выполнены в виде газового сетевого подогревателя (ГСП). Обычно он включается параллельно сетевой подогревательной установке, в которой нагревается часть сетевой воды.
Рисунок 8. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ комбинированного типа.
1 — паропровод высокого давления (ВД); 2 — технологический пар среднего давления (СД) ТП1; 3 — технологический пар низкого давления (НД) ТП2; ПК1 — энергетический паровой котел; ПК2 — пиковый паровой котел; ТП3 — потребитель отопительной нагрузки с сетевой водой; Т — подача топлива; КУ — котел-утилизатор; ХВО — химводоочистка; ГСП — газовый сетевой подогреватель; ДПВ — деаэратор питательной воды
Это ПГУ-ТЭЦ комбинированного типа, которые могут иметь тепловую схему с различным составом оборудования. Один из возможных вариантов такой схемы может быть реализован как промышленно-отопительная ТЭЦ. Если на ТЭЦ в коллекторы отпускается пар от нескольких котельных агрегатов, и от этих коллекторов работают несколько паровых турбин, то эти ТЭЦ называются ТЭЦ с поперечными связями.
Коллектор пара ВД связан с энергетическими паровыми котлами (на рисунке показан один из них ПК-1) и с контуром ВД КУ Из этого коллектора могут питаться паром как паровые турбины с противодавлением ПТ1, так и паровые турбины типа КО с регулируемыми отборами и конденсатором ПТ2. Один из коллекторов технологического пара СД (2) питает соответствующие потребители, так же как и коллектор технологического пара НД (3). В деаэратор питательной воды ДПВ поступает конденсат из конденсатора паровой турбины, конденсат технологического пара потребителей теплоты ТП1 и ТП2, а также добавочная вода из химводоочистки. Подобная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ реализована на ТЭС Kirkniemi в Финляндии с использованием ГТУ типа 6FA (General Electric).
4. ТЭЦ с двигателем внутреннего сгорания – для выработки теплоты и электроэнергии используется двигатель внутреннего сгорания с системой утилизации теплоты. Топливо – природный газ, газогенераторный газ, биогаз, пропан, бутан, дизельное топливо. Для выработки теплоты используется теплота отходящих газов после ДВС, теплота от нагретого в двигателе масла в маслоохладителях, теплота охлаждающей воды корпуса ДВС.
По величине установленной мощности подразделяют
- ТЭЦ малой мощности (мини-ТЭЦ), электрическая мощность турбогенераторов 40 – 6000 кВт;
- ТЭЦ средней и большой мощности, более 6000 кВт.
Тепловая схема ДВС-ТЭЦ, представленная на рисунке 9., является аналогом отопительной или промышленной ГТУ-ТЭЦ, ее можно рассматривать как вариант применения парогазового цикла. Утилизация теплоты выходных газов газового двигателя, теплоты охладителей рабочего воздуха после турбонаддува, масла, охлаждающей воды и выходных газов позволяет генерировать в КУ сухой насыщенный пар преимущественно для отпуска теплоты внешним потребителям. Конденсат греющего сетевую воду пара перед подачей в экономайзер КУ проходит через ряд теплообменников, где предварительно нагревается, последовательно охлаждая смазочное масло, рабочий воздух и охлаждающую воду двигателя. В схеме также предусмотрено независимое охлаждение этих потоков с использованием охлаждающей воды циркуляционного контура с градирней для работы ДВС в автономном режиме. В варианте ДВС-ТЭЦ от одного газового двигателя типа 16V25SG (электрическая мощность 2800 кВт, КПД выработки электроэнергии 40%) можно получить 1960 кВт теплоты в виде горячей воды и 0,67 кг/с пара давлением порядка 0,8 МПа. При этом коэффициент использования теплоты топлива на ТЭЦ составит η = 89 %. Как и в парогазовых установках с ГТУ, на ДВС-ТЭЦ возможно дожигание топлива в потоке выходных газов перед КУ. Такое решение позволяет повысить параметры и количество генерируемого пара. Дожигание 35 - 45 % расходуемого топлива газового двигателя типа 16V25SG повышает паропроизводительность КУ до 1,6 кг/с при сохранении практически неизменного значения коэффициента использования теплоты топлива.
Рисунок 9. Принципиальная тепловая схема ДВС-ТЭЦ с агрегатами типа 18V34SG («Вяртсиля»). 1 - турбовоздуходувка, 2 - теплообменник охлаждающей воды; 3 - охладитель рабочего воздуха; 4 - охладитель масла; 5 - вентиляторная градирня; КУ - котел-утилизатор; И, ЭК- соответственно испарительная и экономайзерная поверхности нагрева; Н - насос; КН - конденсатный насос; ТП - потребитель тепла
Сторонники применения энергетических ГТУ в парогазовом цикле указывают на следующие их преимущества по сравнению с энергетическими газовыми двигателями внутреннего сгорания:
1) В ДВС замена масла происходит каждые 500-2000 ч, тогда как в ГТУ имеет место минимальное загрязнение масла, так как оно не находится в контакте с продуктами сгорания.
2) Расход масла в масляной системе энергетических установок мощностью 5 МВт составляет:
для ГТУ — 1,3 т/год;
для ДВС — 70 т/год.
3) Выбросы вредных веществ в сопоставимых условиях составляют, ррm:
| Топливо | Тип установки | NOx | CO |
| Природный газ | ГТУ ДВС | ||
| Жидкое топливо | ГТУ ДВС |
После ДВС, как правило, предусматривают установку катализатора газов.
4) Капиталовложения и затраты на монтаж энергетических установок с ДВС выше по сравнению с капитальными вложениями и затратами на ГТУ одинаковой мощности соответственно в 1,3 и 1,1 раза.
5) Отношение отпускаемой от ДВС-ТЭЦ теплоты к вырабатываемой электроэнергии 0,9-1,2, тогда как на ГТУ-ТЭЦ оно составляет 1,8—2,0. Поэтому тип электроэнергетического оборудования для энергообъекта малой мощности выбирают по результатам технико-экономического обоснования с учетом имеющихся технических ограничений, графиков электрической и тепловой нагрузок потребителя, режимов работы, финансовых схем реализации проекта и др.