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

0,45...0,47, КПД электростанции ηc составляет 32...37 %. В некоторых случаях ηс достигает 0,41...0,42 для энергоблоков с двойным промежуточным перегревом пара. КПД конденсационной электростанции нетто ηcн, учитывающий собственный расход энергии, определяется из выражения

ηск = Wэотп/Qc= (Wэ – Wсн)/Qc = Wэ (1 – Эсн)/Qc = ηc (1 – Эсн), (6.17)

где Эсн – доля собственного расхода энергии электростанцией (Эсн = 0,04...0,08); Wэопт – электроэнергия, отпущенная потребителю.

Наряду с КПД показателем тепловой экономичности конденсационной электростанции служит удельный расход теплоты на

производство электроэнергии
qc= Qc/Wэ = 1/ηс = B Qнр / Wэ,	(6.18)

Если КПД электростанции ηc = 0,32...0,37, то удельный расход теплоты на производство электроэнергии qс = 2,7...3,1.

Можно найти удельный расход топлива на выработку 1 кВт ч

электроэнергии в кг/(кВт-ч):
Bэ = B / Wэ = 1/Qнр ηс	(6.19)
или
bэ = 3 600 / Qнр ηс.	(6.20)
Тепловую экономичность ТЭС можно оценивать	расходом

условного топлива (Qнp = 29,3 МДж/кг или Qнp = 7000 ккал / кг).

Тогда получаем расход условного топлива by,	кг/МДж или
кг/(кВт·ч),
bу = 1/(29,З ηс) = 0,0342 /ηс,	(6.21)
или
bу = 3600/(29,3 103 ηс) = 0,123 / ηс.	(6.22)

Таким образом, между КПД ТЭС нетто и удельным расходом условного топлива существует элементарная связь:

bу = 0,123 / ηТЭС; ηТЭС = 0,123 / bу.

Полезно и легко запомнить, что удельному расходу

bу = 333 г/(кВт·ч) соответствует КПД нетто ηТЭС ≈ 37 %. Примерно такой уровень имеет типичная тепловая электрическая станция

России.

151

6.9. Основы теплофикации. Тепловая схема ТЭЦ

Теплоснабжение крупных тепловых потребителей часто осуществляется с помощью центральных котельных с паровыми

		котлами низкого давления. На
		рис. 6.15 изображается схема
		такого теплоснабжения. Кро-
		ме электрической работы по-
		требляется	много теплоты
		для удовлетворения техноло-
		гических нужд, для отопления
		и вентиляции жилых, обще-
		ственных и	промышленных
		зданий, для	удовлетворения
		бытовых нужд.
		В паровом котле К получа-
		ется сухой насыщенный пар,
	Рис. 6.15. Схема теплоснабжения	он поступает к тепловому по-
		требителю ТП, конденсирует-
	от котла: К – паровой котел; ТП –
	тепловой потребитель; Н – насос	ся, и конденсат снова насосом

подаётся в котёл. Здесь количество теплоты, отданное тепловому потребителю, теоретически равно количеству теплоты, затраченной в котле на получе-

		ние	пара.		Таким
		образом, без учё-
		та потерь теплоты
		в	окружающую
		среду коэффици-
		ент использования
		теплоты		равняет-
		ся единице.
		Как		правило,
		тепловым			потре-
		бителям		требует-
		ся	теплота		невы-
		сокого		темпера-
	Рис. 6.16. Принципиальная схема ТЭЦ с	турного		потенциа-
		ла. Это привело к
	противодавленческой турбиной
		идее		создания

теплоцентралей (ТЭЦ), вырабатывающих и отпускающих потребителям и электрическую работу, и теплоту. Принципиальная схема простейшей ТЭЦ с противодавленческой турбиной изоб-

152

ражена на рис. 6.16. На ТЭЦ устанавливаются энергетические паровые котлы ПК высокого давления с пароперегревателями. Из парового котла пар поступает в турбину Т, где, расширяясь до давления р1, совершает механическую работу, которая в генераторе ЭГ преобразуется в электрическую энергию.

Из турбины пар с давлением р1 направляется к тепловому потребителю ТП, там конденсируется, отдавая теплоту, а полученный

	конденсат насосом
	возвращается в па-	Рис.6.17. Идеальный цикл ТЭЦ с противодав-
	ровой котел. Теоре-
		ленческой турбиной в T, s - диаграмме
	тический цикл ТЭЦ с

противодавленческой турбиной в T, s - диаграмме изображён на рис. 6.17. Вся теплота, полученная рабочим телом за счёт сжигания топлива на процессе АБВГ, полезно используется: площадь цикла АБВГДА соответствует полученной работе, площадью под изобарой АД изображается теплота, использованная тепловым потребителем. Таким образом, коэффициент использования теплоты равняется единице:

	M qÒï		( h0 h1 ) ( h1 ct1 )	1,	(6.23)
	q1		h0 ct1

где hо – энтальпия пара перед турбиной; h1 – энтальпия пара за турбиной; ct1 – энтальпия конденсата, возвращаемого тепловым потребителем.

Комбинированная выработка электрической работы и теплоты для удовлетворения тепловых потребителей, когда электрическая работа получается на базе теплового потребления без потерь с циркуляционной водой, составляет термодинамическую сущность теплофикации. Внутренние потери турбины не влияют на общий коэффициент использования теплоты теплофикаци-

153

онного цикла, так как увеличение этих потерь на столько же увеличивает количество теплоты, отдаваемой тепловому потребителю. Однако это не значит, что нет смысла бороться за повышение внутреннего относительного КПД противодавленческих турбин.

Получение электрической энергии на базе теплового потребления в противодавленческой турбине происходит без потерь теплоты с охлаждающей водой, поэтому этот процесс значительно более экономичен, чем получение электроэнергии на конденсационной электростанции. Увеличить выработку электроэнергии на заданном тепловом потреблении можно, повышая начальные параметры пара, понижая давление пара за турбиной в пределах, допустимых для тепловых потребителей, используя регенеративный подогрев питательной воды.

Электрическая мощность противодавленческой турбины жёстко связана с расходом пара тепловым потребителем. Для обретения независимости электрической мощности от теплового потребителя на ТЭЦ используются турбины с конденсаторами и с регулированием давления пара, отпускаемого потребителям.

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющей два регулируемых отбора, приведена на рис. 6.18. Пар из котла 1 поступает в турбину 2, 3, а после расширения в проточной части турбины – в конденсатор 5. Образующийся конденсат конденсатным насосом 6 прокачивается через тракт системы регенерации низкого давления в деаэратор 13.

Смешивающиеся в деаэраторе потоки пара и конденсата после деаэрирования образуют питательную воду, которая питательным насосом 14 направляется через подогреватели высокого давления 15, 16 и 17 в котел. Тракт системы регенерации низкого давления содержит подогреватель конденсата паром из уплотнений турбины 9 и охладители эжекторного пара 8, 9, утилизирующие потоки паровоздушной смеси Dэж из эжекторов.

Пар из отбора ЦВД поступает к промышленному потребителю 23 с расходом Dп. Сетевая установка предназначена для отпуска потребителю 21 теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через сетевые подогреватели 18, 19 и пиковый водогрейный котел 20 сетевым насосом 22 и поступает в системы теплоснабжения потребителя 21 для отопления жилых домов и производственных зданий.

Конденсат сетевых подогревателей подается в трубопроводы основного конденсата насосом 23.

154

На ТЭЦ энергия топлива используется сначала для производства электроэнергии, а затем менее ценная теплота применяется для нужд теплофикации. В этом случае в качестве холодного источника служат потребители теплоты.

Рис. 6.18. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ:

1 – котел; 2,3 – ЦВД, ЦСД и ЦНД турбины; 4 - электрический генератор; 5 – конденсатор; 6 – конденсатный насос; 7, 8, – охладители эжекторного пара; 9 – подогреватель конденсата паром из уплотнений турбины; 10, 11, 12 – группа ПНД; 13 – деаэратор; 14 – питательный насос;

15, 16, 17 – группа ПВД; 18, 19 – сетевые подогреватели (СП); 20 – пиковый водогрейный котел (ПВК); 21 – потребитель тепловой энергии; 22 – сетевой насос; 23 – насос перекачки конденсата СП;

24 – промышленный потребитель пара; 25 – дренажный насос

Несмотря на то, что температура отвода теплоты из цикла при этом возрастает, эффект от экономии топлива обеспечивается уменьшением числа котельных, в которых необходимо было бы сжигание топлива при раздельной выработке электроэнергии на КЭС и теплоты в котельных.

155

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в качестве показателей тепловой экономичности применяют частичные КПД по выработке электроэнергии ηсэ

	ηсэ = Wэ /(BэQнр)	(6.24)
и теплоты ηст
	ηст = Qотп / (BтQнр),	(6.25)
где Qопт – количество теплоты, отпущенной потребителю, кДж;
Вэ – расход топлива	на производство электроэнергии,	кг/с;
Вт – расход топлива на производство теплоты, кг/с.
Расход топлива на	ТЭЦ разделяют между выработанной

электроэнергией и отпущенной потребителю теплотой. Удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электро-

энергии byэ определяется из выражений (6.25), (6.26), в которые
вместо ηс подставляют ηсэ:
byэ = 0,123 / ηсэ.	(6.26)

Средний расход условного топлива на производство электроэнергии на ТЭЦ при работе по теплофикационному циклу составляет 270 – 290 г/(кВт ч), что на 20 % ниже, чем в среднем по КЭС. Для сравнения энергоблок с конденсационной турбиной мощностью 800 МВт имеет средний расход условного топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии bу = 315-325 г/(кВт·ч), а с турбиной мощностью 200 МВт – 330-340 г/(кВт·ч).

Удельный расход условного топлива на выработку единицы

теплоты для внешнего потребителя bут определяется из выра-
жения (6.26), в которое вместо ηc подставляют ηcт:
byт = 0,123 / ηcт.	(6.27)

Для характеристики экономичности ТЭЦ иногда пользуются понятием удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

yт = (h0 – hт) / (hт – hок) = Nт / Qотп, (6.28)

где Νт – мощность, развиваемая потоком пара, идущего в отбор; ho и hт – соответственно энтальпии свежего пара и пара в отборе; hок – энтальпия конденсата, возвращаемая на ТЭЦ потребителем.

Числовые значения удельной выработки электроэнергии на

тепловом	потреблении	yт	находятся	в	пределах
50...200 (кВт·ч)/ГДж.

156

6.10. Главный корпус ТЭС

Основным строительным сооружением ТЭС является главный корпус, который состоит из трех отделений: турбинного, деаэраторного и котельного. Помещение турбинного отделения называется машинным залом (машзалом). Вид на машинный зал с турбоагрегатом К-300-240 показан на рис. 6.19.

Турбина 2 и электрический генератор 3, закрытые металлическими кожухами, установлены поперек машзала. Слева от турбины имеется свободная площадка, на которой размещена группа подогревателей высокого давления 1. Справа и слева от турбоагрегатов в машзале имеются свободные проходы. Ниже отметки расположения турбоагрегатов имеется площадка, на которой размещены питательный насос 4 с приводом от противодавленческой турбины и питательный насос 5 с приводом от электродвигателя 6.

Поперечный разрез главного корпуса ТЭС показан на рис. 6.20. Турбинное отделение (машзал) 1 включает в себя рамный фундамент – железобетонное сооружение, состоящее из нижней фундаментной плиты, установленной на грунт, вертикальных колонн и верхней фундаментной плиты, опирающейся на колонны. На верхнюю фундаментную плиту, расположенную в данном случае на отметке 13,5 м, устанавливают цугом паровую турбину 4, электрогенератор 3 и возбудитель 20 (эту совокупность называют турбоагрегатом). Паровая турбина – самая значимая и самая дорогая часть ТЭС. Неотъемлемой частью турбины является конденсатор 19.

Под полом машинного зала находится конденсационное помещение 5, поскольку в нем на нулевой высотной отметке располагается конденсатор, присоединенный своим входным патрубком к выходному патрубку турбины. Как правило, на нулевой отметке или ниже ее размещают также конденсатные насосы 18, насосы маслоснабжения и некоторое другое оборудование. Конденсационное помещение содержит также многочисленные этажерки, на которые устанавливают питательный насос с его приводом (электродвигатель или небольшая паровая турбина), сетевые подогреватели для нагрева воды, идущей на теплоснабжение зданий электростанции и населенных пунктов, расположенных на небольшом расстоянии от ТЭС, и другое оборудование.

157

1

2

3

158

5

4

6

Рис 6.19. Вид на машинный зал с турбоагрегатом К-300-240:

1 – группа ПВД, 2 – паровая турбина К-300-240; 3 – электрический генератор; 4 – турбопривод питательного насоса; 5 – питательный насос; 6 – электродвигатель ПЭН

158

Котельное отделение 8 находится в правой части главного корпуса. Здесь размещаются котлоагрегаты 10. За стеной котельного отделения на открытом воздухе располагаются воздухоподогреватели 11, дымососы 13 и дымовая труба 12 (обычно общая для нескольких энергоблоков). Из котельного отделения проложены паропроводы 17 высокого давления, по которым острый пар от котлоагрегатов направляется к турбинам.

Дымосос рециркуляции горячих газов (ДРГ) 14 направляет часть продуктов сгорания, забираемых из газохода перед воздухоподогревателем, в топочную камеру для регулирования температуры перегретого пара, а также для снижения концентрации окислов азота, которые образуются при сгорании топлива.

Между турбинным и котельным отделениями размещают деаэраторное отделение 6. На деаэраторной этажерке (в данном случае высотной отметке 26,1 м) размещают деаэраторы 7. Конденсат, подвергаемый деаэрации, и пар для его нагрева деаэраторы получают из турбинного отделения. Из деаэраторов питательная вода поступает к питательному насосу и затем в подогреватели высокого давления (ПВД), расположенные в машзале, а из них – в котлоагрегаты. В деаэраторном помещении на высотной отметке машинного зала располагают щиты управления котлами и турбинами со всеми необходимыми приборами и автоматикой, которые носят название блочные щиты управления (БЩУ) 16. Здесь находятся операторы, управляющие работой электростанции. Турбинное и котельное отделения оборудованы подъёмными кранами 3 и 9, которые применяются при проведении монтажных и ремонтных работ.

Условные обозначения к рис. 6.20: 1 – машинный зал; 2 – электрогенератор; 3 – подъёмный кран машинного зала; 4 – паровая турбина; 5 – конденсационное помещение; 6 – деаэраторная этажерка; 7 – деаэратор; 8 – котельное отделение; 9 – подъёмный кран котельного отделения; 10 – котлоагрегат; 11 – регенеративный вращающийся воздухоподогреватель (РВП); 12 – дымовая труба; 13 – дымосос; 14 – дымосос рециркуляции горячих газов (ДРГ); 15 – подвод горячего воздуха к котлу; 16 – помещение БЩУ; 17 – паропроводы; 18 – конденсатные насосы; 19 – конденсатор; 20 – возбудитель электрогенератора

159

160

Рис. 6.20. Поперечный разрез по главному корпусу ТЭС.

160