75 группа 2 вариант / ГТ и ПГУ / Книги / Общая энергетика. Часть 1

tпвопт , при которой достигается максимальная

Рис. 6.10. Прирост КПД цикла от применения регенерации

Кроме того, из рисунка следует, что для каждого выбранного числа отборов имеется оптимальная температура подогрева

питательной воды

экономия теплоты. Аналитическое исследование процессов регенеративного подогрева показывает, что оптимальное распределение нагрева питательной воды в подогрева-

телях близко к равномерному,

т.е. в каждом подогревателе питательная вода должна подогреваться на одну и ту же величину tr . Поэтому при n ступенях

нагрева можно пользоваться соотношениями

t	пв	t н n t	r	.	(6.12)
		к

Выбор tr дает возможность для каждого подогревателя в

схеме определить величину температуры на выходе из подогревателя, а затем по величине недогрева tr вычислить темпера-

туру греющего пара trн . Соответственно этой температуре опре-

деляется давление в отборе рr , после этого на изображенном в h, s - диаграмме процессе работы пара в турбине можно определять энтальпии пара в отборах турбины. Современные конденсационные турбины сверхкритического давления имеют до 8 – 9 регенеративных отборов, и за счёт регенерации уменьшается расход топлива на 10 – 12 %, что приводит к повышению экономичности паротурбинного цикла.

6.4. Промежуточный перегрев пара

На мощных паротурбинных установках ТЭС в России и за рубежом применяется промежуточный перегрев пара. Процесс расширения пара в турбине для схемы с промежуточным перегревом представлен на рис. 6.11. Схема ТЭС с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 6.12) получила наибольшее распространение. Она обладает высокой тепловой эконо-

141

мичностью.

Промежуточный перегрев пара осуществляется путем направления потока пара после цилиндра высокого давления турбины в специально выделенную поверхность нагрева котлоагрегата – промежуточный (вторичный) пароперегреватель. После перегрева пара до температуры, равной, как правило, температуре острого пара, вторично перегре-

h, s - диаграмме тый пар направляется в цилиндр среднего дав-

ления турбоагрегата.

Рис. 6.12. Схема ТЭС с газовым промежуточным перегревом пара

142

Далее пар последовательно расширяется в цилиндрах среднего и низкого давления турбоагрегата и выходит в конденсатор.

Промежуточный перегрев пара в турбоустановках позволяет не только избежать повышенной влажности в конце процесса расширения, который снижает внутренний относительный КПД турбины и вызывает эрозионный износ отдельных ее элементов, но также повысить термический КПД цикла за счет приближения процесса подвода теплоты к изотермическому. Оценкой тепловой экономичности цикла ПТУ с промежуточным перегревом пара является термический КПД, который определяется по выражению

t

( h h’

) ( h”

пп

h )

о

пп

к

,

(6.13)

( h

ct

к

) ( h"

h'

)

0

пп

пп

где hо – энтальпия острого пара; h’пп, h”пп,– энтальпии вторично перегретого пара до и после перегрева; hк – энтальпия пара в конденсаторе; ctк – энтальпия конденсата.

Выбор давления, при котором осуществляется отвод пара на промежуточный перегрев, проводится на основе термодинамического анализа тепловой схемы. Для блоков мощностью 300, 500 и 800 МВт при начальном давлении перегретого пара р0 = 23,5 МПа и температуре t0 = 540 оС оптимальное давление пара, направляемого на вторичный перегрев, находится в диапазоне (0,15 ÷ 0,2) Р0, следовательно, р’пп. опт = 3,5 – 4,7 МПа.

После вторичного пароперегревателя давление пара снижается в среднем на 15 %, а температура повышается до температуры острого пара, т.е. t’’пп = 540 оС.

Промежуточный перегрев пара повышает показатели тепловой экономичности паротурбинного блока на 5 – 7 %.

6.5. Типы тепловых электрических станций

Тепловые электрические станции характеризуются большим разнообразием, и их можно классифицировать по различным признакам. В приведенной ниже классификации учтены все типы ТЭС на органическом топливе, в том числе ТЭС с парогазовыми и газотурбинными установками. Таким образом, все существующие тепловые электрические станции на органическом топливе условно разделяют:

1. По виду отпускаемой энергии:

а) КЭС (конденсационные) с паровыми конденсационными агрегатами – отпускают электроэнергию и нерегулируемую тепловую энергию;

143

б) ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) – отпускают электрическую и регулируемую тепловую энергию.

2. По виду используемого топлива:

а) ТЭС на газообразном и жидком топливе; б) ТЭС на твердом топливе.

3. По типу основных турбин на ТЭС:

а) КЭС с паровыми конденсационными турбинами; б) ТЭЦ с теплофикационными турбинами.

4.По начальным параметрам пара и виду термодинамического цикла ТЭС с давлением:

а) рo = 9,0 МПа (докритические параметры цикла); б) рo = 13,0 МПа (докритические параметры цикла); в) рo = 24,0 МПа (закритические параметры цикла).

5.По типу котлов:

а) на ТЭС с докритическими параметрами пара применяют, как правило, барабанные котлы с естественной циркуляцией;

б) на ТЭС с закритическими параметрами пара – прямоточные котлы.

6.По технологической структуре: а) ТЭС блочного типа; б) ТЭС с поперечными связями.

7.По единичной мощности ТЭС:

а) W 1000МВт большой мощности; б) W 100МВт малой мощности;

в) 100 W 1000 средней мощности.

8. По степени загрузки и использованию электрической мощности:

а) базовые Туст = 6 000 – 7 500 ч; б) полубазовые Туст = 4 000 – 6 000 ч;

в) полупиковые Туст = 2 000 – 4 000 ч; г) пиковые Туст < 2 000 ч.

9. По типу рабочего тела:

а) паротурбинные электростанции; б) газотурбинные электростанции; в) парогазовые электростанции.

144

6.6. Режимы работы ТЭС

Невозможность хранения электрической энергии определяет непрерывное равенство ее выработки и потребления. Для покрытия плановой нагрузки потребителей составляются графики работы электростанций.

Если электростанция работает в энергетической системе, то ее электрическая нагрузка определяется графиком, задаваемым этой системой. Большинство энергосистем состоит из разнотипных агрегатов. Для каждого значения суммарной мощности, потребляемой в энергосистеме, существует оптимальное распределение нагрузки между агрегатами, обеспечивающее наивысшую экономичность выработки электроэнергии. Возникающие неплановые отклонения нагрузок распределяются между электростанциями и отдельными агрегатами. Таким образом, плановые и неплановые изменения нагрузки потребителей вызывают работу значительной части энергетического оборудования в переменных режимах, включающих работу на пониженных нагрузках, полный останов в ночные часы, перегрузку в периоды максимального потребления и др. Одним из путей повышения экономичности выработки электроэнергии при переменных нагрузках является использование высокоманевренного оборудования.

Под маневренностью ТЭС понимают способность поддерживать и выполнять график электрической нагрузки. Маневренность включает в себя следующую совокупность техникоэкономических характеристик оборудования: скорость изменения нагрузки, диапазон изменения мощности, способность быстрого пуска и останова, приемлемую экономичность работы при частичных нагрузках.

Допустимые скорости изменения нагрузки зависят от изме-

нения температурного режима отдельных элементов и деталей оборудования и возникающих в связи с этим температурных напряжений, которые, действуя совместно со статическими напряжениями, не должны превышать допустимых значений. Скорость нагружения энергоблока определяется как турбиной, так и котлом, а турбины – в основном способом регулирования ее мощности. Допустимая скорость изменения нагрузки котла зависит от его типа.

Регулировочный диапазон энергоблока – это диапазон изме-

нения мощности, в пределах которого энергоблок может надежно работать длительное время без существенных переключений

145

и изменений в тепловой схеме. Для энергоблоков регулировочный диапазон, как правило, определяется значением допустимой минимальной нагрузки котла, которая, в свою очередь, зависит от возможности поддержания устойчивого режима горения топлива в топочной камере и температурного режима в пароперегревательной и радиационной частях котла, предотвращения шлакования поверхностей нагрева при работе на твердом топливе.

Барабанные котлы на газе или мазуте допускают снижение нагрузки до 20…25 % от номинальной, а прямоточные – до

30...40 %.

При частичных нагрузках в диапазоне 50...100 % от номинальной экономичность энергоблока снижается в основном из-за уменьшения КПД турбоустановки. При снижении нагрузки ниже 50 % от номинальной существенно уменьшается КПД котла и заметно возрастает относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

Основными пусковыми характеристиками оборудования являются продолжительность пуска и расход топлива на пуск. Они зависят от пусковой схемы, исходного теплового состояния оборудования и его конструкции, параметров пара, способов пуска и останова. Расход топлива на пуск, например, блока

300МВт может достичь 120...150 т у.т.

Вкаждом графике нагрузки различают базовую, полупиковую (слабопеременную) и пиковую (резкопеременную) части. В базовой части графика нагрузки работают наиболее экономичные ТЭС, АЭС и ГЭС в период сброса паводковых вод. Для этих электростанций использование максимума нагрузки составляет

6000... 7500 ч в год.

Для агрегатов, покрывающих полупиковую и пиковую части нагрузки, это число составляет соответственно 2000...4000 и 500...2000 ч в год. Причем слабопеременная и пиковая части нагрузки с развитием электроснабжения увеличивают свой

удельный вес, а отношение минимальной нагрузки Nmin к максимальной Nм имеет тенденцию к снижению. В связи с этим возникла необходимость перевода в полупиковый режим существующих КЭС и ТЭЦ, ранее работавших в базовой части. Но эти установки не в состоянии полностью обеспечить покрытие переменного графика электрической нагрузки, и поэтому разработаны и вводятся в эксплуатацию специальные полупиковые и пиковые агрегаты, обладающие высокими маневренными ха-

146

рактеристиками и способные поддерживать и выполнять любые графики нагрузок. Кроме того, используются другие способы покрытия пиков электрических нагрузок: использование резерва мощности и временных перегрузок паротурбинных блоков, работающих в режимах частых пусков и остановов; использование ГЭС; применение гидроаккумулирующих станций и др.

6.7. Тепловой баланс конденсационных ТЭС

Рассмотрим тепловую схему типичного энергетического блока конденсационной ТЭС, работающей на органическом топливе (рис. 6.13). Энергетический блок имеет в своем составе прямоточный паровой котел 1 и турбину, состоящую из цилиндров высокого 2, среднего 3 и низкого 4 давления, механически связанную с электрическим генератором 5.

Рис. 6.13. Тепловая схема энергетического блока конденсационной ТЭС: 1 – котельный агрегат; 2,3,4 – ЦВД, ЦСД, ЦНД турбины; 5 – электрический генератор; 6 – конденсатор; 7,9 – конденсатные насосы 1-го и 2-го подъема; 8 – блочная обессоливающая установка (БОУ); 10 – подогреватель конденсата паром из уплотнений турбины; 11-13 – группа ПНД; 14 – деаэратор; 15 – питательный насос; 16-18 – группа ПВД;

19 – бустерный насос; 20 – приводная противодавленческая турбина питательного насоса

147

После пароперегревателя котла свежий пар поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД), где срабатывается часть теплоперепада, а затем направляется в промежуточный пароперегреватель котла, из которого поступает сначала в ЦСД, а затем в ЦНД турбины и далее в конденсатор.

Конденсат из конденсатора 6 последовательно проходит две ступени подъёма давления в соответствующих конденсатных насосах 1-го 7 и 2-го 9 подъема, между которыми установлена блочная обессоливающая установка 8 для очистки конденсата от примесей, которые попадают в него в процессе преобразования в котле питательной воды в перегретый пар.

Система регенеративного подогрева питательной воды имеет семь ступеней подогрева. В подогреватели высокого давления 16-18 пар поступает из ЦВД и ЦСД турбины, а в подогреватели низкого давления 11-13 – из отборов ЦСД и ЦНД.

Конденсат пара в системе регенерации высокого давления каскадно (последовательно) сливается из одного подогревателя в другой, а затем в деаэратор. В системе регенерации низкого давления каскадный слив осуществляется до второго по ходу конденсата подогревателя 11. Из этого ПНД конденсат с помощью насоса подается в линию основного конденсата. Перед поступлением в систему регенерации конденсат нагревают в подогревателе 10, в который направляются протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины.

На рис. 6.14 показана диаграмма превращения теплоты топлива на ТЭС с газомазутными энергоблоками, осредненная за годовой период.

Отношение количества энергии, отпущенной ТЭС за некоторый промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнергии. Для ТЭС, рассмотренной на рис. 6.14, он составляет 38,4 %.

В повседневной практике на ТЭС используют другой показатель – удельный расход условного топлива bу, измеряемый в г/(кВт·ч). Средние показатели работы современных конденсационных блоков мощностью 200 – 1200 МВт находятся в диапазоне 310 – 360 г / (КВт ч) в зависимости от вида сжигаемого топлива. Для газомазутных ТЭС характерны значения удельного расхода топлива 310 – 340 г / (КВт ч), а для пылеугольных –

340 – 360 (г / КВт ч).

148

Рис. 6.14. Тепловой баланс газомазутной ТЭС

Напомним, что условное топливо – это топливо, имеющее теплоту сгорания Qсг = 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг. Если, напри-

мер,	на ТЭС сожгли	110 т угля с	теплотой	сгорания
Qсг	= 3 500 ккал/кг, т.е.	использовали	Ву = 55 т	у.т., или

55 000 000 г у.т., и при этом отпущено в сеть Э = 160 000 кВт·ч электроэнергии, то удельный расход условного топлива составит

bу = 55 000 000 / 160 000 = 343,75 г/(кВт ч).

(6.14)

В 2009 г. ТЭС России выработали примерно 600 млрд кВт·ч электроэнергии при среднем расходе удельного условного топлива bу = 342 г/(кВт·ч). Следовательно, для выработки этого количества электроэнергии пришлось сжечь

Вт = 342 10-6 600 10-6 = 205,2 млн т у.т.

Экономия условного топлива всего в 1 г/(кВт·ч) в масштабах России дает экономию условного топлива

∆Вт = (1 / 342) 205,2 = 0,6 млн т у.т.,

т.е. 600 тыс. т.

Тепловая электростанция пропускает через себя огромное количество воды, которая поступает к конденсатору с темпера-

149

турой, примерно равной температуре окружающей среды. В конденсаторе вода нагревается на 8-10 °С и покидает его. Один энергоблок мощностью 300 МВт за 1 с использует 10 м3 охлаждающей воды. Для работы циркуляционных насосов, перекачивающих воду через конденсатор турбины этого энергоблока, требуются электродвигатели мощностью 2,5 МВт.

Крупная ТЭС использует также громадное количество воздуха для сжигания топлива. Для выработки 1 кВт·ч электроэнергии требуется примерно 3 м3 воздуха.

Например, Костромская ГРЭС, имеющая максимальную мощность 3600 МВт, в течение часа использует

3 х 3 600 000 = 10 800 000 м3,

т.е. 10,8 млн м3 чистого воздуха с содержанием кислорода 21 %, и выбрасывает в атмосферу дымовые газы, практически не содержащие кислорода, но отравленные диоксидом углерода, оксидами азота и другими вредными соединениями.

6.8. Показатели тепловой экономичности ТЭС

Экономичность работы ТЭС принято оценивать расходами теплоты и топлива на выработку энергии и коэффициентами полезного действия, которые разделяют на КПД брутто ηc, в котором не учитывается расход энергии на привод механизмов собственных нужд, и КПД нетто ηсн, который определяется с учетом расхода теплоты и электроэнергии на собственные нужды. Рассмотрим показатели тепловой экономичности конденса-

ционных электростанций (КЭС):
ηc= Wэ /Qc = Wэ / (BQнр),	(6.15)
где Wэ – количество выработанной электроэнергии,	кВт ч;
В – расход топлива, кг; Qнр – низшая теплота сгорания топлива,
кДж/кг; Qc – теплота, подведенная с топливом, кДж/кг.

Если известны КПД котла ηκ	и турбоустановки ηту, то КПД
электростанции
ηс = ηκ ηту ηтр,	(6.16)

где ηтр – КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при движении пара от котла к турбине (ηтр = 0,98...0,99).

Современные паровые котлы имеют КПД ηκ = 0,90...0,95. Внутренний относительный КПД паровых турбин ηтоi находится в пределах 0,86...0,88, механический КПД ηм = 0,97...0,99, а КПД электрического генератора ηэ = 0,98...0,99. Учитывая, что КПД цикла Ренкина ηt для перегретого пара в лучшем случае равен

150