Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

1.1.

Энергетические

ресурсы

и типы

электростанций

Рис. 1.3. Промышленная ТЭЦ с паровой

турбиной с противодавлением:

5 — промышленный потребитель пара; 6 —

насос обратного конденсата с производства;

9— потеря пара и конденсата у потребителя;

10 — добавочная вода для выполнения потерь;

остальные обозначения те же, что и на рис. 1.1

Рис. 1.4. Принципиальная схема газотур-

бинной энергетической установки с посто-

янным давлением при сжигании топлива,

работающей по циклу Брайтона:

/ — забор атмосферного воздуха; 2 — воздуш-

ный компрессор; 3 — камера сгорания; 4 —

подвод топлива (природного газа, жидкого

качественного топлива); 5 — газовая турбина;

6 — выброс отработавших продуктов сгорания

в атмосферу; 7 — электрический генератор

новки требуют наличия воздушного компрессора, потребляемая мощность которого

достаточно велика.

Принципиальная схема ГТУ изображена на рис. 1.4. Благодаря большой манев-

ренности (быстрые пуск в работу и нагружение) ГТУ получили применение в энер-

гетике в качестве пиковых установок для покрытия внезапного дефицита мощно-

сти в энергосистеме.

Другим типом ТЭС являются дизельные электростанции с приводом электриче-

ского генератора от двигателя внутреннего сгорания, где в качестве топлива, как и

в ГТУ, используется природный газ или качественное жидкое топливо. Однако ди-

зельные электростанции, получившие распространение в странах Ближнего Восто-

ка, уступают по единичной мощности ГТУ, хотя и имеют более высокий КПД.

В последнее время в энергетике появились комбинированные парогазовые

установки (ПГУ), представляющие собой надстройку паротурбинного цикла, где

в надстроечной части применяется газовая турбина, отработавшие газы которой

имеют высокую температуру (500—600 °С) и подаются в топку котла-утилизатора

для генерации водяного пара, работающего затем в паровой турбине (рис. 1.5). По-

добная ПГУ из-за высокой начальной температуры цикла (более 1000 °С) теорети-

чески может иметь КПД более 50 %, что существенно выше, чем у обычной паро-

турбинной установки и у отдельной ГТУ.

Для использования внутриядерной энергии служат АЭС, принцип действия

которых заключается в использовании теплоты, выделяющейся в реакторе при рас-

щеплении ядер урана-235, для генерации водяного пара, который затем работает

Глава 1. ЭНЕРГЕТИКА И ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

10 9

Рис. 1.5. Принципиальная схема парогазовой установки:

1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — топливо; 4 — газовая турбина; 5 — электрические гене-

раторы; 6 — паровая турбина; 7 — котел-утилизатор; 8 — конденсатор паровой турбины; 9 — кон-

денсатный насос; 10 — регенеративный подогреватель в паровом цикле; 11 — питательный насос

котла-утилизатора; 12 — дымовая труба

в паровой турбине и приводит во вращение ротор электрического генератора

(рис.

1.6).

Ввиду ограничений по температуре тепловыделяющих элементов в ядерном

реакторе в парогенераторе второго контура может быть генерирован лишь насы-

щенный пар (без перегрева). Поэтому на АЭС используются паровые турбины

специальной конструкции, способные работать на насыщенном влажном паре.

В большинстве случаев такие турбины рассчитываются на работу при пониженной

Рис. 1.6. Принципиальная схема двухконтурной АЭС с паровой турбиной, работающей на

насыщенном паре:

1 — ядерный реактор; 2 — ядерное топливо (стержни, заполненные ураном-235); 3 — парогенера-

тор;

4 — главный циркуляционный насос первого контура АЭС; 5 — паровая турбина; 6 — электри-

ческий генератор; 7 — конденсатор паровой турбины; 8 — конденсатный насос; 9 — регенеративный

подогреватель; 10 — питательный насос парогенератора во втором контуре

1.2.

Технологическая

схема

тепловой

электростанции

Q-Q

Рис. 1.7.

Схема

гидроаккумулирующей

электростанции:

/ —

верхнее

водохранилище;

2 —

нижнее

водохранилище;

3, 4 —

плотины

верхнего

нижнего

водохранилищ;

5 —

гидротурбина

электрогенератором;

6 —

насосная

установка

электроприводом

частоте вращения, равной 1500 мин^

. Из-за ограничений по температуре и давле-

нию пара КПД АЭС ниже, чем КПД КЭС при работе на органическом топливе.

В последние годы в энергетических системах России за счет повысившейся

неравномерности электрических нагрузок обострилась проблема покрытия графи-

ков нагрузок электростанциями. Большой маневренностью при пусках и остановах,

нагружении и разгрузке обладают гидравлические турбины ГЭС, а также ГТУ.

Однако иногда их мощности бывает недостаточно для покрытия больших пиков

и провалов нагрузки в энергосистемах. Проблема обостряется при наличии в энер-

госистемах большой доли электрической мощности, вырабатываемой АЭС, выну-

жденных по технологическим причинам работать в базовом режиме с постоянной

нагрузкой. Для решения проблемы в энергосистемах России начали применяться

гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Такие электростанции (рис. 1.7)

представляют собой комбинацию гидротурбины с электрогенератором и насосной

установки. С помощью двух плотин создаются два водохранилища, расположен-

ных на различных уровнях. Они взаимно связываются по воде через гидравличе-

ские турбины и насосную установку.

При дефиците мощности в энергосистеме гидротурбины с электрогенератором

включаются в работу, используя перепад уровней воды в водохранилищах, и, пере-

гоняя воду из верхнего водохранилища в нижнее, генерируют недостающую энер-

гию.

В периоды провалов электрической нагрузки в энергосистеме в работу вклю-

чаются насосные установки, перегоняющие воду обратно из нижнего водохранилища

в верхнее, за счет чего выравнивается электрическая нагрузка в энергосистеме

и снова накапливается запас воды в верхнем водохранилище.

1.2. Технологическая схема тепловой электростанции

На рис. 1.8 показана технологическая схема тепловой электростанции, работаю-

щей на твердом топливе.

Топливо (уголь) подается к электростанции в железнодорожных вагонах. Оно

поступает в разгрузочное устройство 1, откуда с помощью ленточных транспорте-

ров 2 направляется на склад 3, где установлен кран-перегружатель 4. Ленточными

транспортерами 6 топливо со склада или от разгрузочного устройства подается к

дробилкам 5, где измельчается до кусков размером не более 15 мм. Измельченное

1.2. Технологическая

схема

тепловой

электростанции

топливо поступает

бункеры сырого угля

откуда

помощью питателей сырого

угля

8 оно

подается

углеразмольные мельницы

9, где

происходит

его

размол. Раз-

молотый продукт воздухом транспортируется

сепаратор пыли

10, где

осуществ-

ляется отделение тонких фракций

от

крупных. Крупные фракции поступают вновь

в мельницу,

тонкие

— в

циклон

11. Из

циклона пыль

по

пылевым шнекам

направляется

бункер пыли

14, а

воздух

по

трубопроводу

12 — на

всас мельнич-

ного вентилятора

15. Из

бункера пыли смесь пыли

воздуха пылепитателями

подается

горелки

котла

16.

Паровой котел включает

себя топочную камеру

18, пароперегреватель

19,

водяной экономайзер

20 и

воздухоподогреватель

21.

Воз-

дух

котел подается дутьевым вентилятором

22.

Дымовые газы

от

котла отводятся

в золоуловитель

23 и

дымососом

сбрасываются

дымовую трубу

25.

Зола

шлак

от

котла

по

шлако-

золосмывным каналам

26, 27

отводятся

на

золоотвал,

расположенный

за

территорией станции.

Пар

от

котла

по

паропроводам

направляется

паровой турбине

31, вал

кото-

рой соединен

электрическим генератором

32. Пар

промежуточного перегрева

подводится

отводится

по

трубопроводам

29, 30. Под

турбиной расположен кон-

денсатор

33, где

происходит конденсация отработавшего

турбине пара. Конден-

сат

из

конденсатора откачивается конденсатными насосами

34,

прокачивается

через регенеративные подогреватели низкого давления

35 и

подается

деаэратор

36.

деаэраторе происходит удаление

из

воды агрессивных газов. Вода

из

деаэра-

тора поступает

бак-аккумулятор

37, а из

него

— к

питательным насосам

38. Под

давлением, создаваемым питательными насосами, питательная вода прокачивается

через регенеративные подогреватели высокого давления

39, где

подогревается

паром, отбираемым

из

турбины,

и по

трубопроводам

поступает

водяной эко-

номайзер котла.

Для подачи воды

на

охлаждение пара

конденсаторах

другие нужды

на

бере-

гу водоисточника устанавливается насосная станция

41,

оснащенная очистными

устройствами

42 и

насосами

43.

Подвод

отвод охлаждающей воды осуществляет-

ся

по

трубопроводам

44 и 45. Для

очистки добавочной воды цикла электростанции

предусмотрены фильтры химического обессоливания

46.

Отпуск теплоты потреби-

телям

горячей водой производится

от

сетевых подогревателей

47.

Технологическая схема производства включает

себя также электрическое рас-

пределительное устройство собственных нужд

48,

электрические мостовые краны

для

обслуживания оборудования

повышающие электрические трансформа-

торы

50 для

отвода электроэнергии.

На современных

ТЭС

используется перегретый

пар с

температурой 540—-560

°С

и давлением

до 23,5 МПа.

Поэтому предъявляются высокие требования

приме-

няемым

для

изготовления оборудования, трубопроводов

арматуры материалам,

а также

управлению режимами работы оборудования, которое осуществляется

на современных

ТЭС

управляющими вычислительными машинами.

Гла ва 2

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1.

Показатели тепловой экономичности

Тепловая экономичность конденсационных электростанций характеризуется

значениями КПД, удельных расходов теплоты и условного топлива на производ-

ство электроэнергии.

Как известно, в основе работы паротурбинных установок лежит цикл Ренкина.

На рис. 2.1 показаны схема простейшей паротурбинной установки и циклы Ренкина

для нее при работе на насыщенном и перегретом паре.

Из общего выражения, по которому определяется значение термического КПД

цикла,

Г|,

= —— (2-1)

4о

2.1.

Показатели

тепловой

экономичности

для простейшей установки, работающей по идеальному циклу Ренкина, получаем

-=—к^:.—

;

здесь q

, q

— количество теплоты, подведенное к 1 кг рабочего тела в паровом

котле и отведенное от него в конденсаторе, кДж/кг; h'

, h

— энтальпия воды

на выходе из конденсатора (энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении

в конденсаторе р

) и после насоса, кДж/кг; h

, h

— энтальпия пара перед турби-

ной и на входе в конденсатор при адиабатическом расширении пара в турбине,

кДж/кг.

Выражение (2.2) можно представить в виде

Ч<

= —

• (2-3)

"о "п.в

На рис. 2.2 изображен рабочий процесс расширения пара в турбине в h,

s-диа-

грамме. Из рисунка видно, что разность h

- /г

ка

в (2.3) представляет собой распо-

лагаемый (адиабатический) перепад энтальпии Н

в турбине. Разность h

-/z

в рассматриваемых условиях выражает затраты энергии в насосе Н

ан

, отнесенные

к 1 кг воды при ее адиабатическом сжатии.

Таким образом, термический КПД может быть определен по формуле

г\,

-*Т^- (2-4)

С помощью термического КПД оценивается эффективность идеального цикла

(когда используется весь располагаемый перепад энтальпии). В реальных условиях

из-за потерь энергии потоком в проточной части турбины, во входных и регули-

рующих устройствах, с выходной скоростью, а также из-за протечек пара через

уплотнения используется лишь часть этого перепада H

(см. рис. 2.2).

Отношения использованного перепада энтальпии H

к располагаемому Н

или

внутренней работы 1 кг пара в турбине L

к располагаемой работе L

, характери-

зующие совершенство проточной части турбины, входных и регулирующих уст-

ройств, называют внутренним относительным КПД турбины y\

Обычно г)

= 0,8018^0,9, а для современных мощных турбин при номинальной

нагрузке г)

= 0,85-И),9.

Из диаграммы рабочего процесса пара в турбине (см. рис. 2.2) видно, что энер-

гетические потери, оцениваемые г|

, увеличивают энтальпию пара на выходе

из турбины h

на АЛ = А

- h

K а

. Очевидно, что на такое же значение возрастает

количество теплоты, передаваемое охлаждающей воде в конденсаторе 1 кг пара

(потери с охлаждающей водой Aq

, рассчитанные на 1 кг пара). Доля теплоты, пре-

вращенной в работу в реальной установке, характеризуется внутренним абсолют-

ным КПД г|

;

. Без учета энергии, затрачиваемой на пр^во^н^^с^в^зЙв^КЦД опре-

деляется из выражения _

..,

™v\\

гг.СТДйРСТБсйНЫИ

••••

'"Ш£зэ*

Глава

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

ИЛИ

Наряду с указанными выше потерями существуют еще механические потери

в турбине (обусловленные трением ее движущихся частей и затратой энергии

на привод масляного насоса и системы регулирования), а также электрические

и механические потери в генераторе. Эти потери оцениваются механическими

КПД турбины Г|

и КПД генератора ц

. Таким образом, из общего количества теп-

лоты q

, подведенного к 1 кг пара, в реальном цикле турбогенераторной установки

вырабатывается электрическая энергия в количестве

ъ = ЯоПМнПг = 9оЛ,Л

Отношение

есть абсолютный электрический КПД турбогенераторной

установки т)

. Из приведенных соотношений видно, что г)

определяется по выра-

жению

Чэ

= Л,ЛоМг = П/ЛмПг» (

)

или

Л/Ч

.э>

(

5а

)

где г)

оэ

= ЛоЛмЛр представляет собой отношение количества электрической энер-

гии Ь

, выработанной 1 кг пара, к работе L

, совершаемой при адиабатическом рас-

ширении этого пара.

Для современных турбин механический КПД находится в пределах 0,98—0,99,

а КПД генератора — 0,97—0,98 при воздушном охлаждении генератора и 0,98—

0,99 при водородном его охлаждении (при номинальных нагрузках).

Рассмотренные коэффициенты оценивают различные потери, которые имеют

место непосредственно в турбине и генераторе. В энергетической установке наря-

ду с этими потерями имеются потери теплоты в паровом котле, теплообменных

устройствах, паропроводах и др. Эти потери необходимо учесть при определении

общего КПД электростанции. Формулы, устанавливающие зависимость г)

ст

от r\

и всех коэффициентов, оценивающих потери в различных элементах турбогенера-

торной установки и станции в целом, зависят от типа электростанции.

На электростанциях, работающих на органическом топливе, наряду с потерями

в турбогенераторе имеются потери в паровом котле и трубопроводах; следова-

тельно, КПД станции определяется выражением

Лет = Л

ЛтрЛк.у> (2-6)

где т)^ учитывает потери теплоты в трубопроводах, а г|

ку

— в котельной установке.

Обычно КПД паровой котельной установки равен 0,9—0,93. На электростанци-

ях, работающих на органическом топливе, принимается г)

тр

= 0,97+0,98.

Абсолютный электрический КПД конденсационной турбогенераторной уста-

новки может быть определен также из соотношения электрической мощности уста-

новки N

и количества теплоты Q

, подведенной с паром к турбогенератору

в единицу времени, т.е. по зависимости

Лэ = ад

' (2-7)

2.1.

Показатели

тепловой

экономичности

а КПД станции — из аналогичного соотношения

ст

= NJQ

(2.8)

В этих зависимостях

-h

Qcr

= Qo^

noI

, (2.9)

где г|

пот

— коэффициент, оценивающий все потери от парового котла до турбины.

Для конденсационных электростанций

Лпот = Л

.уЛ

р- (2-10)

Значения г|

и л,

ст

не учитывают расход электроэнергии на собственные нужды

электростанции и поэтому рассматриваются как КПД брутто. Если мощность меха-

низмов собственных нужд составляет N

, то КПД электростанции г|"

с учетом

энергии, затрачиваемой на собственные нужды (КПД нетто электростанции), опре-

делится из выражения

Лст

(^э-^с.н)

ест-

Отсюда

л"

Лст(1-Рс.„),

(2.П)

где Р

сн

— доля электрической мощности, расходуемая на собственные

нужды станции.

Можно также определить КПД нетто электростанции из зависимости

Лст = ЛстЛсн> (2-12)

где

Лен-N"/N

— КПД собственных нужд электростанции [N*— мощность

электростанции без учета расхода электроэнергии на собственные нужды (нетто)].

Связь между КПД собственных нужд л

Д°

леи

мощности

, расходуемой

на нужды станции, устанавливается зависимостью

Лен

= 1 -

Рсн-

(2-13)

Как уже отмечалось, оценка тепловой экономичности установки проводится

также по удельному расходу теплоты. В расчетах обычно рассматривают удельный

расход теплоты на турбогенераторную установку q

, кДж/(кВт

•

ч), и удельный рас-

ход теплоты по всей электростанции q

, кДж/(кВт

•

ч). Эти величины определя-

ются из выражений:

= 3600Q

;

(2.14)

«jr

36OO0„/tf,.

(2.15)

Сопоставляя (2.7) и (2.8) с (2.14) и (2.15), можно легко заметить, что

= 3600/л

, (2.16)

= 3600/л

ст

. (2.17)

Глава 2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Удельный расход условного топлива Ь

, являющийся в нашей стране основным

показателем тепловой экономичности электростанций на органическом топливе,

может быть определен из уравнения теплового баланса электростанции:

= 3600N

где В — общий часовой расход топлива, кг/ч; — низшая удельная теплота сго-

рания топлива, кДж/кг.

Из этого уравнения следует, что удельный расход топлива

B/N

= 3600/(Q

lci

), (2.18)

а для условного топлива (с низшей теплотой сгорания Q

= 29 300 кДж/кг)

= 3600/29 300n

* 0,123/ri

. (2.19)

В этих выражениях Ъ и Ь

измеряются в килограммах на киловатт-час.

Показатели тепловой экономичности конденсационных электростанций сущест-

, венно зависят от начальных и конечных параметров. Значительное улучшение этих

показателей может быть достигнуто применением на установках промежуточного

перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды.

2.2.

Влияние начальных параметров

на тепловую экономичность цикла

Под начальными параметрами понимают температуру и давление пара перед

турбиной.

При увеличении начальной температуры пара перед турбиной t

(при прочих

равных условиях) средний температурный уровень подвода теплоты в цикле увели-

чивается и, следовательно, термический КПД r\

при этом непрерывно возрастает.

К турбинам электростанций, использующих органическое топливо, всегда

поступает перегретый пар. Температура перегретого пара ?

может изменяться при

постоянном давлении р

, при этом представляется возможным проследить влияние

этого параметра на КПД.

На рис. 2.3 приведена зависимость термического КПД r\

идеального парового

цикла Ренкина от t

для насыщенного и перегретого пара. При этом для перегре-

того пара зависимости r\

=f(t

) построены для различных значений р

. Как и сле-

довало ожидать, с возрастанием температуры перегрева (при р

= const) КПД

непрерывно повышается. Для насыщенного пара увеличение r\

происходит только

до давления пара, равного примерно 16,5 МПа (до /

« 350 °С). При дальнейшем

увеличении параметров насыщенного пара КПД даже падает. Это связано с тем,

что (как будет показано ниже) влияние давления на термический КПД цикла неод-

нозначно.

Повышение начальной температуры приводит также к уменьшению влажности

пара на выходе из турбины. Вследствие этого снижаются потери в проточной части

турбины и улучшаются условия работы лопаток. Содержащаяся в паровом потоке