Технологический процесс преобразования исходного сырья (топлива) в конечный продукт (электричество) отражается на технологических схемах электростанций.
Технологическая схема ТЭС, работающей на углях , показана на рисунке 3.4. Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.
Ниже дана краткая характеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭС на примере ТЭЦ, работающей на угле.
Рис. 3.3. Технологическая схема пылеугольной электростанции
1. Система пылеприготовления. Топливный тракт . Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1 (см. рис. 3.4). Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство – вагоноопрокидыватель 2 , в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180 0 ; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер 4 , по которому он поступает либо на угольный склад 3 , либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6 , в которые может также доставляться с угольного склада.
Из дробильной установки топливо поступает в бункер сырого угля 6 , а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7 . Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10 , а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13 .
Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно–транспортного цеха ТЭС.
Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первого и второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт к газовым горелкам.
На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС. Становятся ненужными угольный склад, дробильное отделение, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.
2. Газовоздушный тракт. Система шлакозолоудаления. Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподо–
греватели парового котла дутьевым вентилятором 14 . Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.
Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.
Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33 , которые перекачивают их в золоотвалы.
3. Пароводяной тракт. Перегретый в пароперегревателе пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22 .
Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18 в деаэратор 20 , в котором вода доводится до кипения; при этом она освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О 2 и СО 2 , что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая предварительный нагрев воды и существенно повышая КПД ТЭС.
Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, поскольку в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.
Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.
4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.
Потери пара и конденсата вследствие утечек в пароводяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.
Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).
5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25 . Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.
Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню), где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами–охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.
6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателям 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31 . Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30 .
7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идет на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены также шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32 .
В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателей агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.
Принципиальное отличие технологической схемы газотурбинной энергетической установки (ГТУ) от паротурбинной заключается в том, что в ГТУ химическая энергия топлива превращается в механическую в одном агрегате – газовой турбине, вследствие чего отпадает необходимость в паровом котле.
Газотурбинная установка (рис. 3.5) состоит из камеры сгорания КС, газовой турбины ГТ, воздушного компрессора К и электрического генератора Г. Компрессор К засасывает атмосферный воздух, сжимает его в среднем до 6–10 кг/см 2 и подает в камеру сгорания КС. В камеру сгорания попадает и топливо (например, соляровое масло, природный или промышленный газ), которое сгорает в среде сжатого воздуха.
 |
Рис. 3.4. Упрощенная технологическая схема газотурбинной
электростанции на жидком или газовом топливе: Т – топливо; В –
воздух; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; К – воздушный компрессор; Г – электрический генератор
Горячие газы с температурой 600–800 °С из камеры сгорания поступают в газовую турбину ГТ. Проходя через турбину, они расширяются до атмосферного давления и, двигаясь с большой скоростью между лопатками, вращают вал турбины. Отработавшие газы через выхлопную трубу уходят в атмосферу. Значительная часть мощности газовой турбины затрачивается на вращение компрессора и других вспомогательных устройств.
Основными преимуществами газотурбинных установок по сравнению с паротурбинными являются:
1) отсутствие котельной установки и химводоочистки;
2) значительно меньшая потребность в охлаждающей воде, что дает возможность применять ГТУ в районах с ограниченными водными ресурсами;
3) значительно меньшее количество эксплуатационного персонала;
4) быстрый пуск в ход;
5) более низкая стоимость вырабатываемой электроэнергии.
Компоновочные схемы ТЭС
ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.
При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком , при наличии двух котлов на одну турбину – дубль–блоком.
При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.
Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование с более высокими параметрами, т.е. позволяет совершенствовать оборудование и повышать технико–экономические показатели электростанции. Процессы наладки нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.
В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P 0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P 0 ≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P 0 ≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P 0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.
В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции .
Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.
В условиях теплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т.п. на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают легкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2–0,3 м 3 /кВт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и другие грузоподъемные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.
На рис. 3.6. приведена компоновочная схема энергоблока пылеугольной электростанции: I – помещение парогенераторов; II – машинный зал, III – насосная станция охлаждающей воды; 1 – разгрузочное устройство; 2 – дробильная установка; 3 – водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватели; 5 , 6 – топочная камера; 7 – пылеугольные горелки; 8 –парогенератор; 9 – мельничный вентилятор; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели пыли; 12 – трубопроводы пара промежуточного перегрева; 13 – деаэратор; 14 – паровая турбина; 15 – электрический генератор; 16 – повышающий электрический трансформатор; 17 – конденсатор; 18 – подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 – конденсатные насосы; 20 – регенеративные ПНД; 21 – питательный насос; 22 – регенеративные ПВД; 23 – дутьевой вентилятор; 24 – золоуловитель; 25 – шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ – электроэнергия высокого напряжения.
На рис. 3.7 приведена упрощенная компоновочная схема газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт с указанием размещения только основного и части вспомогательного оборудования, а также габаритов сооружений (м): 1 – котельное отделение; 2 –турбинное отделение; 3 – конденсаторное отделение; 4 – генераторное отделение; 5 – деаэраторное отделение; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – регенеративные воздухоподогреватели; 8 – распредустройство собственных нужд (РУСН); 9 – дымовая труба.
 |
Рис. 3.7. Компоновка главного корпуса газомазутной
электростанции мощностью 2400 МВт
Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) – в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование – в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котел с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудованием образуют отдельную часть – моноблок электростанции.
Для турбин мощностью 150–1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500–3600 м 3 /ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль–блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из нее распределяется между турбинами.
Размеры главного корпуса зависят от мощности размещаемого в нем оборудования: длина одного блока 30–100 м, ширина 70–100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной – 50 ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближенно удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7–0,8 м 3 /кВт, а на газомазутной – около 0,6–0,7 м 3 /кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) часто устанавливают вне здания, на открытом воздухе.
КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подается обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и других условий, 25–70 га.
Крупные пылеугольные КЭС в России обслуживаются персоналом из расчета 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.
Мощность КЭС зависит от водных и топливных ресурсов, а также требований охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выбросы с продуктами сгорания топлива в виде твердых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничиваются установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99 %). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеиваются с помощью высоких дымовых труб, которые сооружаются для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3–4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.
Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизировано управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т.д. Автоматизированы и другие процессы КЭС: поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановка блоков, защита оборудования при ненормальных и аварийных режимах.
Наиболее часто в современной энергетике выделяют традиционную и нетрадиционную энергетики.
Традиционную энергетику главным образом разделяют на электроэнергетику и теплоэнергетику.
Наиболее удобный вид энергии - электрическая, которая может считаться основой цивилизации. Преобразование первичной энергии в электрическую производится на электростанциях.
В нашей стране производится и потребляется огромное количество электроэнергии. Она почти полностью вырабатывается тремя основными типами электростанций: тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями.
Примерно 70% мировой электроэнергии вырабатывают на ТЭС. Они делятся на конденсационные тепловые электростанции (КЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электроэнергию и теплоту.
В России около 75% энергии производится на тепловых электростанциях. ТЭС строят в районах добычи топлива или в районах потребления энергии. ГЭС выгодно строить на полноводных горных реках. Поэтому наиболее крупные ГЭС построены на сибирских реках. Енисее, Ангаре. Но также построены каскады ГЭС и на равнинных реках: Волге, Каме.
АЭС построены в районах, где потребляется много энергии, а других энергоресурсов не хватает (в западной части страны).
Основным типом электростанций в России являются тепловые (ТЭС). Эти установки вырабатывают примерно 67% электроэнергии России. На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей.
Рис.1. Принципиальная схема тепловой электростанции
Принципиальная схема тепловой электростанции представлена на рис.1. Стоит иметь в виду, что в ее конструкции может быть предусмотрено несколько контуров - теплоноситель от тепловыделяющего реактора может не идти сразу на турбину, а отдать свое тепло в теплообменнике теплоносителю следующего контура, который уже может поступать на турбину, а может дальше передавать свою энергию следующему контуру. Также в любой электростанции предусмотрена система охлаждения отработавшего теплоносителя, чтобы довести температуру теплоносителя до необходимого для повторного цикла значения. Если поблизости от электростанции есть населенный пункт, то это достигается путем использования тепла отработавшего теплоносителя для нагрева воды для отопления домов или горячего водоснабжения, а если нет, то излишнее тепло отработавшего теплоносителя просто сбрасывается в атмосферу в градирнях. Конденсатором отработавшего пара на неатомных электростанциях чаще всего служат именно градирни.
Основное оборудование ТЭС - котел-парогенератор, турбина, генератор, конденсатор пара, циркуляционный насос.
В котле парогенератора при сжигании топлива выделяется тепловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения. Генератор превращает механическую энергию вращения в электрическую. Схема ТЭЦ отличается тем, что по ней, помимо электрической энергии, вырабатывается и тепловая путем отвода части пара и нагрева с его помощью воды, подаваемой в тепловые магистрали.
Есть ТЭС с газотурбинными установками. Рабочее тело и них - газ с воздухом. Газ выделяется при сгорании органического топлива и смешивается с нагретым воздухом. Газовоздушная смесь при 750-770°С подается в турбину, которая вращает генератор. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, легко пускается, останавливается, регулируется. Но их мощность в 5-8 раз меньше паровых.
Процесс производства электроэнергии на ТЭС можно разделить на три цикла: химический - процесс горения, в результате которого теплота передается пару; механический - тепловая энергия пара превращается в энергию вращения; электрический - механическая энергия превращается в электрическую.
Общий КПД ТЭС состоит из произведения КПД (η) циклов:
КПД идеального механического цикла определяется так называемым циклом Карно:
где T 1 и Т 2 - температура пара на входе и выходе паровой турбины.
На современных ТЭС Т 1 =550°С (823°К), Т 2 =23°С (296°К).
Практически с учетом потерь η тэс =36-39%. Из-за более полного использования тепловой энергии КПД ТЭЦ = 60-65%.
Атомная электростанция отличается от ТЭС тем, что котел заменен ядерным реактором. Теплота ядерной реакции используется для получения пара.
Первичной энергией на АЭС является внутренняя ядерная энергия, которая при делении ядра выделяется в виде колоссальной кинетической энергии, которая, в свою очередь, превращается в тепловую. Установка, где идут эти превращения, называется реактором.
Через активную зону реактора проходит вещество теплоноситель, которое служит для отвода тепла (вода, инертные газы и т.д.). Теплоноситель уносит тепло в парогенератор, отдавая его воде. Образующийся водяной пар поступает в турбину. Регулирование мощности реактора производится с помощью специальных стержней. Они вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов, а значит, и интенсивность ядерной реакции.
Природное ядерное горючее атомной электрической станции - уран. Для биологической защиты от радиации используется слой бетона в несколько метров толщиной.
При сжигании 1 кг каменного угля можно получить 8 кВт-ч электроэнергии, а при расходе 1 кг ядерного топлива вырабатывается 23 млн. кВтч электроэнергии.
Более 2000 лет человечество использует водную энергию Земли. Теперь энергия воды используется на гидроэнергетических установках (ГЭУ) трех видов:
Гидроэнергетические ресурсы в турбине ГЭУ преобразуются в механическую энергию, которая в генераторе превращается в электрическую.
Таким образом, основными источниками энергии являются твердое топливо, нефть, газ, вода, энергия распада ядер урана и других радиоактивных веществ.
1. Что такое электроэнергетика?
Электроэнергетика – это фундамент всей экономики страны и основа существования современного общества.
2. Расскажите, какие типы электростанций существуют в нашей стране. Какова их специфика?
Гидравлические электростанции (ГЭС). Используют в качестве источника движения энергию движения водных масс. Отличаются длительными сроками строительства и его высокой стоимостью, но их эксплуатация очень проста и требует минимальных затрат труда.
Теплоэлектростанции (ТЭЦ). Работают на традиционных видах топлива (угле, газе, мазуте, торфе). Бывают двух видов. На конденсационных электростанциях прошедший через турбину отработанный пар охлаждается, конденсируется и вновь поступает в котёл. На теплоэлектроцентралях отработанный пар нагревает воду, которая используется для отопления. Максимальное расстояние передачи горячей воды – 20 км. ТЭЦ строятся гораздо быстрее, и стоимость их строительства гораздо ниже, чем строительства ГЭС, но для эксплуатации требуется больше труда и постоянная добыча и транспортировка невозобновимого ископаемого топлива. Велико воздействие данных электростанций на окружающую среду. Наибольший ущерб наносят станции на угле, наименьший – на газу.
Атомные электростанции (АЭС) в России используются в основном для выработки электроэнергии, хотя есть уже станции теплоснабжения. АЭС очень сложные объекты. Их стоит рассматривать в рамках всего ядерного топливного цикла: добычи урановых руд, их обогащения, изготовление тепловыделяющих элементов, производство электроэнергии на АЭС, переработки и захоронения ядерных отходов. Заключительной стадией цикла должна быть утилизация ядерных установок АЭС через 20-25 лет их работы.
АЭС не требуют массовых перевозок топлива, поэтому их можно строить в самых отдалённых районах. Основные направления развития АЭС – освоение безопасных, экономичных новых реакторов.
Геотермальные станции используют подземное тепло. Существует опытная приливная электростанция на 12 МВт. Что касается ветровой или солнечной энергии, то их использование в России крайне ограничено.
3. Какая существует связь между наличием гидроресурсов и размещением ГЭС?
Самые крупные в стране ГЭС построены на реках Восточной Сибири (Ангара, Енисей). На Ангаре, Енисее и других реках России строительство ГЭС ведется, как правило, каскадами, которые представляют собой группу электростанций, расположенных ступенями по течению водного потока, для последовательного использования его энергии.
4. Распределите электростанции в порядке возрастания их доли в производстве электроэнергии: а) АЭС; б) ТЭС; в) ГЭС.
Верный ответ: б) ТЭС, в) ГЭС, а) АЭС.
5. Установите соответствие.
Тип электростанции Название электростанции
Атомная. А. Мутновская.
Гидроэлектростанция. Б. Костромская.
Геотермальная. В. Братская.
Тепловая Г. Курская
Атомная. А. Курская.
Гидроэлектростанция. Б. Братская.
Геотермальная. В. Мутновская.
Тепловая Г. Костромская
7. По карте на с. 252-253 Приложения определите, как размещены крупнейшие ГЭС, ТЭС и АЭС. Постарайтесь объяснить такое размещение электростанций.
Тепловые электростанции стоят либо в районах добычи топлива, либо в районах энергопотребления. Основные мощности ГЭС сосредоточены на сибирских реках. Почти все атомные электростанции расположены в европейской части России, т.е. сосредоточены главным образом в районах, не имеющих собственных запасов топлива.
Структура производства электроэнергии некоторых стран мира наглядно отражает специфику национальных экономик государств. Те страны, которые располагают углеводородными ресурсами или имеют возможность обменивать их на выгодных условиях ориентированы на теплоэнергетику. Те страны, географический рельеф которых содержит значительные потенциалы рек, также непременно ими пользуются. Имеющийся научный потенциал также применяется странами по назначению для получения атомной энергии. Таким образом, специфика производства электроэнергии той или иной страны отражает основные преимущества и направления развития национальных экономик предвидящих или пытающихся предвидеть исчерпаемость энергетических ресурсов, рентабельность производства энергии, возобновимость ресурсов, мощность энергетических потоков так необходимых для сохранения собственной государственной независимости.
9. За рубежом активно используют экологически чистую электроэнергию: ветровую, солнечную. Как вы думаете, каковы перспективы использования энергии ветра и солнца в нашей стране? Что сдерживает их использование?
В Росси стоит задача повышения эффективности производства электроэнергии и тепла за счет внедрения передовых технологий и современного высокоэкономичного оборудования.
Что касается ветровой или солнечной энергии, то их использование в России сейчас возможно лишь в виде мелких установок не представляющих производственной ценности. Более реальная перспектива – увеличение доли использования природного газа.
Проведите небольшое исследование в вашем доме. Выясните: а) сколько в нем электрических точек; б) сколько электроприборов; в) какие из них работают постоянно; сколько в месяц и за год вы платите за электроэнергию. Что делается в вашей семье по экономии электроэнергии? Что вы можете еще предложить для её экономии?
А) в нашем доме 10 электрических точек;
Б) в нашем доме 18 электрических приборов;
В) Работают постоянно: холодильник, отопительный электрокотел, компьютер, часы, вентиляционная установка;
Г) в месяц мы платим за электроэнергию 2 тысячи рублей, в год – 24 тысячи рублей;
Для экономии электроэнергии используются энергосберегающие лампы и приборы. В качестве предложения стоит рассмотреть возможность перехода на отопление жилого дома природным газом.
Ю. А . ГИЧЁВ
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Част ь I
НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ
Ю. А . ГИЧЁВ
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Част ь I
Илл 23. Библиогр.: 4 наим.
Ответственный за выпуск, д-р техн. наук, проф.
Рецензенти: , д-р техн. наук, проф. (ДНУЖТ)
Канд. техн. наук, доц. (НМетАУ)
© Национальная металлургическая
академия Украины, 2011
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………..4
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ………………...5
1.1 Определение и классификация электростанций………………………….5
1.2 Технологическая схема тепловой электростанции………………………8
1.3 Технико-экономические показатели ТЭС……………………………….11
1.3.1 Энергетические показатели…………………………………….11
1.3.2 Экономические показатели…………………………………….13
1.3.3 Эксплуатационные показатели………………………………...15
1.4 Требования, предъявляемые к ТЭС………………………………………16
1.5 Особенности промышленных тепловых электростанций………………16
2 ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС……………………………………...17
2.1 Общие понятия о тепловых схемах………………………………………17
2.2 Начальные параметры пара……………………………………………….18
2.2.1 Начальное давление пара……………………………………….18
2.2.2 Начальная температура пара…………………………………...20
2.3 Промежуточный перегрев пара…………………………………………..22
2.3.1 Энергетическая эффективность промежуточного перегрева...24
2.3.2 Давление промежуточного перегрева…………………………26
2.3.3 Техническое осуществление промежуточного перегрева……27
2.4 Конечные параметры пара………………………….…………………….29
2.5 Регенеративный подогрев питательной воды…………………………...30
2.5.1 Энергетическая эффективность регенеративного подогрева..30
2.5.2 Техническое осуществление регенеративного подогрева…....34
2.5.3 Температура регенеративного подогрева питательной воды..37
2.6 Построение тепловых схем ТЭС на базе основных типов турбин……..39
2.6.1 Построение тепловой схемы на базе турбины «К»…………...39
2.6.2 Построение тепловой схемы на базе турбины «Т»….………..41
ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………...44
ВВЕДЕНИЕ
Дисциплина «Тепловые электростанции» по ряду причин занимает особое значение в числе дисциплин, читаемых для специальности 8(7). - теплоэнергетика.
Во-первых, с теоретической точки зрения, дисциплина аккумулирует в себе знания, полученные студентами, практически по всем основным предшествующим дисциплинам: «Топливо и его сжигание», «Котельные установки», «Нагнетатели и тепловые двигатели», «Источники теплоснабжения промышленных предприятий», «Очистка газов» и прочие.
Во-вторых, с практической точки зрения, тепловые электрические станции (ТЭС) являются комплексным энергетическим предприятием, включающим все основные элементы энергетического хозяйства: систему подготовки топлива, котельный цех, турбинный цех, систему преобразования и отпуска тепловой энергии внешним потребителям, системы утилизации и нейтрализации вредных выбросов.
В-третьих, с промышленной точки зрения, ТЭС являются доминирующими электрогенерирующими предприятиями в отечественной и зарубежной энергетике. На долю тепловых электростанций приходится около 70% электрогенерирующих установленных мощностей в Украине, а с учетом атомных электростанций , где также реализуются паротурбинные технологии, установленная мощность составляет около 90%.
Данный конспект лекций разработан в соответствии с рабочей программой и учебным планом для специальности 8(7). - теплоэнергетика и в качестве основных тем включает: общие сведения о тепловых электростанциях, принципы построения тепловых схем электростанций, выбор оборудования и расчеты тепловых схем, компоновка оборудования и эксплуатация тепловых электростанций.
Дисциплина «Тепловые электростанции» способствует систематизации знаний полученных студентами, расширению их профессионального кругозора и может быть использована при выполнении курсовых работ по ряду других дисциплин, а также при подготовке дипломных работ специалистов и выпускных работ магистров.
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
1.1 Определение и классификация электростанций
Электростанция – энергетическое предприятие, предназначенное для преобразования различных видов топливно-энергетических ресурсов в электроэнергию.
Основные варианты классификации электростанций:
I. В зависимости от вида преобразуемых топливно-энергетических ресурсов:
1) тепловые электростанции (ТЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования углеводородных топлив (уголь, природный газ, мазут, горючие ВЭР и прочие);
2) атомные электростанции (АЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования атомной энергии ядерного топлива;
3) гидроэлектростанции (ГЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования механической энергии потока природного источника воды, в первую очередь рек.
К этому варианту классификации можно также отнести электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии:
· солнечные электростанции;
· геотермальные электростанции;
· ветроэлектростанции;
· приливные электростанции и другие.
II. Для данной дисциплины представляют интерес более углубленная классификация тепловых электростанций, которые в зависимости от вида тепловых двигателей разделяются на:
1) паротурбинные электростанции (ПТУ);
2) газотурбинные электростанции (ГТУ);
3) парогазовые электростанции (ПГЭ);
4) электростанции на двигателях внутреннего сгорания (ДВС).
В числе этих электростанций доминирующие значения имеют паротурбинные электростанции, на долю которых приходится свыше 95% суммарной установленной мощности ТЭС.
III. В зависимости от вида энергоносителей, отпускаемых внешнему потребителю, паротурбинные электростанции разделяются на:
1) конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие внешнему потребителю исключительно электроэнергию;
2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешнему потребителю и тепловую, и электрическую энергию.
IV. В зависимости от назначения и ведомственного подчинения электростанции разделяются на:
1) районные электростанции, которые предназначены для обеспечения электроэнергией всех потребителей района;
2) промышленные электростанции, которые входят в состав промышленных предприятий и предназначены для обеспечения электроэнергией в первую очередь потребителей предприятий.
V. В зависимости от продолжительности использования установленной мощности в течении года электростанции разделяются на:
1) базисные (Б): 6000÷7500 ч/год, т. е. свыше 70% продолжительности года;
2) полубазисные (П/Б): 4000÷6000 ч/год, 50÷70%;
3) полупиковые (П/П): 2000÷4000 ч/год, 20÷50%;
4) пиковые (П): до 2000 ч/год, до 20% продолжительности года.
Этот вариант классификации можно проиллюстрировать на примере графика продолжительности электрических нагрузок:
Рисунок 1.1 – График продолжительности электрических нагрузок
VI. В зависимости от давления пара, поступающего в турбины паротурбинные ТЭС разделяются на:
1) низкого давления: до 4 МПа;
2) среднего давления: до 9 – 13 МПа;
3) высокого давления: до 25 – 30 МПа, в том числе:
● докритического давления: до 18 – 20 МПа
● критического и сверхкритического давления: свыше 22 МПа
VII. В зависимости от мощности паротурбинные электростанции разделяются на:
1) электростанции малой мощности: общая установленная мощность до 100 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 25 МВт;
2) средней мощности: общая установленная мощность до 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 200 МВт;
3) большой мощности: общая установленная мощность свыше 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов свыше 200 МВт.
VIII. В зависимости от способа присоединения парогенераторов к турбогенераторам тепловые электростанции разделяются на:
1) централизованные (неблочные) ТЭС, в которых пар от всех котлов поступает в один центральный паропровод, а затем распределяется по турбогенераторам (см. рис.1.2);
1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 - центральный (главный) паропровод; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.
Рисунок 1.2 - Принципиальная схема централизованной (неблочной) ТЭС
2) блочные ТЭС, в которых каждый из установленных парогенераторов присоединен к вполне определенному турбогенератору (см. рис.1.3).
1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – промежуточный пароперегреватель; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.
Рисунок 1.3 - Принципиальная схема блочной ТЭС
В отличии от неблочной блочная схема ТЭС требует меньше капитальных затрат, проще в эксплуатации и создает условия для полной автоматизации паротурбинной установки электростанции. В блочной схеме сокращается количество трубопроводов и производственных объемов станции для размещения оборудования. При использовании промежуточного перегрева пара применение блочных схем обязательно, т. к. в противном случае не представляется возможным контролировать поток пара, отпускаемого из турбины на перегрев.
1.2 Технологическая схема тепловой электростанции
Технологическая схема изображает основные части электростанции, их взаимосвязь и, соответственно, показывает последовательность технологических операций от момента доставки топлива на станцию до отпуска электроэнергии потребителю.
В качестве примера на рисунке 1.4 представлена технологическая схема пылеугольной паротурбинной электростанции. Такой тип ТЭС преобладает в числе действующих базисных тепловых электростанций в Украине и за рубежом.
Вс – расход топлива на станции; Дп. г. – производительность парогенератора; Дс. н. – условный расход пара на собственные нужды станции; Дт – расход пара на турбину; Эвыр – количество выработанной электроэнергии; Эсн - расход электроэнергии на собственные нужды станции; Эотп – количество электроэнергии, отпущенной внешнему потребителю.
Рисунок 1.4 – Пример технологической схемы паротурбинной пылеугольной электростанции
Технологическую схему ТЭС принято разделять на три части, которые на рисунке 1.4 отмечены пунктирными линиями:
I … Топливно-газовоздушный тракт, который включает:
1 – топливное хозяйство (разгрузочное устройство, склад сырого угля, дробильные установки, бункеры дробленного угля, краны, транспортеры);
2 – систему пылеприготовления (угольные мельницы, мелечные вентиляторы , бункеры угольной пыли, питатели);
3 – дутьевой вентилятор для подачи воздуха на сжигание топлива;
4 – парогенератор;
5 – газоочистку;
6 – дымосос;
7 – дымовую трубу;
8 – багерный насос для транспортировки гидрозолошлаковой смеси;
9 – подачу гидрозолошлаковой смеси на утилизацию.
В целом, топливно-газовоздушный тракт включает : топливное хозяйство, систему пылеприготовления, тягодутьевые средства, газоходы котла и систему золошлакоудаления.
II … Пароводяной тракт, который включает:
10 – паровую турбину;
11 – конденсатор паровой турбины;
12 – циркуляционный насос оборотной системы водоснабжения для охлаждения конденсатора;
13 – охлаждающее устройство оборотной системы;
14 – подачу добавочной воды, компенсирующей потери воды в оборотной системе;
15 – подачу сырой воды для подготовки химочищенной воды, компенсирующей потери конденсата на станции;
16 – химводоочистку;
17 – насос химводоочистки, подающий добавочную химочищенную воду в поток конденсата отработавшего пара;
18 – конденсатный насос;
19 – регенеративный подогреватель питательной воды низкого давления;
20 – деаэратор;
21 – питательный насос;
22 – регенеративный подогреватель питательной воды высокого давления;
23 – дренажные насосы для отвода конденсата греющего пара из теплообменника;
24 – регенеративные отборы пара;
25 – промежуточный пароперегреватель.
В целом, пароводяной тракт включает: пароводяную часть котла, турбину, конденсатную установку, системы подготовки охлаждающей циркуляционной воды и добавочной химочищенной, систему регенеративного подогрева питательной воды и деаэрацию питательной воды.
III … Электрическая часть, которая включает:
26 – электрогенератор;
27 – повышающий трансформатор для электроэнергии, отпускаемой внешнему потребителю;
28 – шины открытого распределительного устройства электростанции;
29 – трансформатор для электроэнергии собственных нужд электростанции;
30 – шины распределительного устройства электроэнергии собственных нужд.
Таким образом, электрическая часть включает: электрогенератор, трансформаторы и шины распределительных устройств.
1.3 Технико-экономические показатели ТЭС
Технико-экономические показатели ТЭС разделяются на 3 группы: энергетические, экономические и эксплуатационные, которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации станции.
1.3.1 Энергетические показатели
Основные энергетические показатели ТЭС включают: к. п.д. электростанции (), удельный расход теплоты (), удельный расход топлива на выработку электроэнергии ().
Эти показатели называют показателями тепловой экономичности станции.
По результатам фактической работы электростанции, к. п.д. определяется соотношениями:
; (1.1)
; (1.2)
При проектировании электростанции и для анализа ее работы, к. п.д. определяют произведениями, учитывающими к. п.д. отдельных элементов станции:
где ηкот, ηтурб – к. п.д. котельного и турбинного цехов;
ηт. п. – к. п.д. теплового потока, который учитывает потери теплоты теплоносителями внутри станции вследствие передачи теплоты в окружающую среду через стенки трубопровода и утечек теплоносителя, ηт. п. = 0,98…0,99 (ср. 0,985);
eсн – доля электроэнергии, затраченная на собственные нужды электростанции (электропривод в системе подготовки топлива, привод тягодутьевых средств котельного цеха, привод насосов и прочее), eсн = Эсн/Эвыр = 0,05…0,10 (ср. 0,075);
qсн – доля расхода теплоты на собственные нужды (химводоочистка, деаэрация питательной воды, работа паровых эжекторов, обеспечивающих вакуум в конденсаторе, и прочее), qсн = 0,01…0,02 (ср. 0,015).
К. п.д. котельного цеха можно представить как к. п.д. парогенератора: ηкот = ηп. г. = 0,88…0,96 (ср. 0,92)
К. п.д. турбинного цеха можно представить как абсолютный электрический к. п.д. турбогенератора:
ηтурб = ηт. г. = ηt · ηoi · ηм, (1.5)
где ηt – термический к. п.д. цикла паротурбинной установки (отношение использованной теплоты к подведенной), ηt = 0,42…0,46 (ср. 0,44);
ηoi – внутренний относительный к. п.д. турбины (учитывает потери внутри турбины вследствие трения пара, перетоков, вентиляции), ηoi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);
ηм – электромеханический к. п.д., который учитывает потери при передаче механической энергии от турбины к генератору и потери в самом электрогенераторе, ηэн = 0,98…0,99 (ср. 0,985).
С учетом произведения (1.5) выражение (1.4) для к. п.д. электростанции нетто принимает вид:
ηснетто = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – eсн)·(1 – qсн); (1.6)
и после подстановки средних значений составит:
ηснетто = 0,92·0,44·0,84·0,985·0,985·(1 – 0,075)·(1 – 0,015) = 0,3;
В целом, для электростанции к. п.д. нетто изменяется в пределах: ηснетто = 0,28…0,38.
Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:
, (1.7)
где Qтопл – теплота, получаемая от сжигания топлива 
.
; (1.8)
где рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год-1.
Величина обратная рн дает срок окупаемости капиталовложений, например, при рн=0,12 год-1 срок окупаемости составит:
Приведенные затраты используют для выбора наиболее экономичного варианта сооружения новой или реконструкции существующей электростанции.
1.3.3 Эксплуатационные показатели
Эксплуатационные показатели оценивают качество эксплуатации электростанции и в частности включают:
1) штатный коэффициент (число обслуживающего персонала на 1 МВт установленной мощности станции), Ш (чел/МВт);
2) коэффициент использования установленной мощности электростанции (отношение фактической выработки электроэнергии к максимально возможной выработке)
; (1.16)
3) число часов использования установленной мощности
4) коэффициент готовности оборудования и коэффициент технического использования оборудования
; (1.18)
Коэффициенты готовности оборудования для котельного и турбинного цехов составляют: Кготкот = 0,96…0,97, Кготтурб = 0,97…0,98.
Коэффициент использования оборудования для ТЭС составляет: КиспТЭС = 0,85…0,90.
1.4 Требования, предъявляемые к ТЭС
Требования, предъявляемые к ТЭС, разделяются на 2 группы: технические и экономические.
К техническим требованиям относятся:
· надежность (бесперебойная подача электроэнергии в соответствие с требованиями потребителей и диспетчерским графиком электрических нагрузок);
· маневренность (возможность быстрого увеличения или снятия нагрузки, а также пуска или остановки агрегатов);
· тепловая экономичность (максимальный к. п.д. и минимальный удельный расход топлива при различных режимах работы станции);
· экологичность (минимальные вредные выбросы в окружающую среду и не превышение допустимых выбросов при различных режимах работы станции).
Экономические требования сводятся к минимальной себестоимости электроэнергии при условии соблюдения всех технических требований.
1.5 Особенности промышленных тепловых электростанций
В числе основных особенностей промышленных тепловых электростанций следует выделить:
1) двустороннюю связь электростанции с основными технологическими цехами (электростанция обеспечивает электрическую нагрузку технологических цехов и в соответствии с потребностью изменяет отпуск электроэнергии, а цеха в ряде случаев являются источниками тепловых и горючих ВЭР, которые используются на электростанциях);
2) общность ряда систем электростанций и технологических цехов предприятия (топливоснабжение, водоснабжение, транспортное хозяйство, ремонтная база, что сокращает затраты на сооружение станции);
3) наличие на промышленных электростанциях помимо турбогенераторов турбокомпрессоров и турбовоздуходувок для подачи технологических газов в цеха предприятия;
4) преобладание в числе промышленных электростанций теплоэлектроцентралей (ТЭЦ);
5) сравнительно небольшая мощность промышленных ТЭС:
70…80%, ≤ 100 МВт.
Промышленные ТЭС дают 15…20% от общей выработки электроэнергии.
2 ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС
2.1 Общие понятия о тепловых схемах
Тепловые схемы относятся к пароводяным трактам электростанций и показывают :
1) взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования станции;
2) технологическую связь оборудования через линии трубопровода теплоносителей.
Тепловые схемы можно разделить на 2 вида:
1) принципиальные;
2) развернутые.
На принципиальных схемах оборудование показано в объеме, необходимом для расчета тепловой схемы и анализа результатов расчета.
На основе принципиальной схемы решают следующие задачи:
1) определяют расходы и параметры теплоносителей в различных элементах схемы;
2) выбирают оборудование;
3) разрабатывают развернутые тепловые схемы.
Развернутые тепловые схемы включают все оборудование станции, в том числе и резервное, все трубопроводы станции с запорно-регулирующей арматурой.
На основе развернутых схем решают следующие задачи:
1) взаимное размещение оборудования при проектировании электростанций;
2) выполнение рабочих чертежей при проектировании;
3) эксплуатация станций.
Построению тепловых схем предшествует решение следующих вопросов:
1) выбор типа станции, который осуществляется на основе вида и количества ожидаемых энергетических нагрузок, т. е. КЭС или ТЭЦ;
2) определяют электрические и тепловые мощности станции в целом и мощности отдельных ее блоков (агрегатов);
3) выбирают начальные и конечные параметры пара;
4) определяют необходимость промежуточного перегрева пара;
5) выбирают типы парогенераторов и турбин;
6) разрабатывают схему регенеративного подогрева питательной воды;
7) компонуют основные технические решения по тепловой схеме (мощности агрегатов, параметры пара, тип турбин) с рядом вспомогательных вопросов: подготовка добавочной химочищенной воды, деаэрация воды, утилизация продувочной воды парогенераторов, привод питательных насосов и прочих.
На развитие тепловых схем основное влияние оказывают 3 фактора:
1) величина начальных и конечных параметров пара в паротурбинной установке;
2) промежуточный перегрев пара;
3) регенеративный подогрев питательной воды.
2.2 Начальные параметры пара
Начальные параметры пара представляют собой давление (P1) и температуру (t1) пара перед стопорным клапаном турбины.
2.2.1 Начальное давление пара
Начальное давление пара влияет на к. п.д. электростанции и в первую очередь, через термический к. п.д. цикла паротурбинной установки, который при определении к. п.д. электростанции имеет минимальное значение (ηt = 0,42…0,46):
Для определения термического к. п.д. можно использовать iS – диаграмму водяного пара (см. рис.2.1):
(2.2)
где Над – адиабатное теплопадение пара (для идеального цикла);
qподв – количество теплоты, подведенной к циклу;
i1, i2 – энтальпия пара до и после турбины;
i2" – энтальпия конденсата отработавшего в турбине пара (i2" = cpt2).
Рисунок 2.1 – К определнию термического к. п.д.
Результаты расчета по формуле (2.2) дают следующие значения к. п.д.:
ηt, доли ед.
Здесь 3,4…23,5 МПа стандартные давления пара, принятые для паротурбинных электростанций в энергетике Украины.
Из результатов расчета следует, что с увеличением начального давления пара, значение к. п.д. возрастает. Вместе с этим, увеличение давления имеет ряд негативных последствий:
1) с увеличением давления, уменьшается объем пара, уменьшается проходное сечение проточной части турбины и длина лопаток, а, следовательно, увеличиваются перетоки пара, что приводит к уменьшению внутреннего относительного к. п.д. турбины (ηоі);
2) увеличение давления приводит к увеличению потерь пара через торцевые уплотнения турбины;
3) возрастает расход металла на оборудование и стоимость паротурбинной установки.
Для исключения негативного влияния следует вместе с увеличением давления увеличить мощность турбины, что обеспечивает :
1) увеличение расхода пара (исключает уменьшение проходного сечения в турбине и длины лопаток);
2) уменьшает относительное выбивание пара через торцевые уплотнения;
3) увеличение давления совместно с увеличением мощности позволяет сделать трубопроводы более компактными и снизить расход металла.
Оптимальное соотношение между начальным давлением пара и мощностью турбины, полученное на основе анализа работы действующих электростанций за рубежом, представлено на рисунке 2.2 (оптимальное соотношение отмечено штриховкой).
Рисунок 2.2 – Соотношение между мощностью турбогенератора (N) и начальным давлением пара (P1).
2.2.2 Начальная температура пара
При повышении начального давления пара возрастает влажность пара на выходе из турбины, что иллюстрируется графиками на iS – диаграмме (см. рис. 2.3).
Р1 > Р1" > Р1"" (t1 = const, P2 = const)
x2 < x2" < x2"" (y = 1 – x)
y2 > y2" > y2""
Рисунок 2.3 – Характер изменения конечной влажности пара при увеличении начального давления пара.
Наличие влажности пара увеличивает потери от трения, снижает внутренний относительный к. п.д. и вызывает капельную эрозию лопаток и других элементов проточной части турбины, что приводит к их разрушению.
Предельно допустимая влажность пара (y2доп) зависит от длины лопаток (lл); например:
lл ≤ 750…1000 мм y2доп ≤ 8…10%
lл ≤ 600 мм y2доп ≤ 13%
Для снижения влажности пара следует вместе с увеличением давления пара увеличить его температуру, что иллюстрируется рисунком 2.4.
t1 > t1" > t1"" (P2 = const)
x2 > x2" > x2"" (y = 1 - x)
y2 < y2" < y2""
Рисунок 2.4 – Характер изменения конечной влажности пара при увеличении начальной температуры пара.
Температура пара ограничивается термостойкостью стали, из которой изготавливается пароперегреватель, трубопроводы, элементы турбины.
Возможно применение сталей 4-х классов:
1) углеродистые и марганцовистые стали (с предельной температурой tпр ≤ 450…500°С);
2) хромомолибденовые и хромомолибденованадиевые стали перлитного класса (tпр ≤ 570…585°С);
3) высокохромистые стали мартенсито-ферритного класса (tпр ≤ 600…630°С);
4) нержавеющие хромоникелевые стали аустенитного класса (tпр ≤ 650…700°С).
При переходе от одного класса стали к другому, резко возрастает стоимость оборудования.
Класс стали
Относительная стоимость
На данном этапе с экономической точки зрения целесообразно применение стали перлитного класса с рабочей температурой tр ≤ 540°С (565°С). Стали мартенсито-ферритного и аустенитного класса приводят к резкому увеличению стоимости оборудования.
Следует также отметить влияние начальной температуры пара на термический к. п.д. цикла паротурбинной установки. Увеличение температуры пара приводит к увеличению термического к. п.д.:
