3.2. Принципиальные схемы тепловых электростанций

Тепловые электростанции являются основой электроснабжения страны. На долю ТЭС приходится в настоящее время около 80 % всей вырабатываемой электроэнергии России. Как было отмечено ранее, ТЭС включают конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные только для выработки электроэнергии, а также теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые помимо электроэнергии обеспечивают потребителей паром и горячей водой.

Принципиальная тепловая схема КЭС, работающей на органическом топливе, представлена на рис. 3.3.

На этой схеме пар из котла 1 направляется по паропроводу в турбину 2, расположенную на одном валу с электрическим генератором 3. Отработавший пар в турбине конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается вновь в котел 1.

Кинетическая энергия пара приводит во вращение турбину, на одном валу с которой находится электрический генератор. Выработанная электрическая энергия отводится от этого генератора к внешним потребителям через повышающие трансформаторы.

Рис. 3.3. Принципиальная тепловая схема КЭС

На рис. 3.4 представлен цикл паротурбинной установки, работающей на перегретом паре.

Рис. 3.4. Цикл паротурбинной установки на перегретом паре

Если соотнести процессы, изображенные в Т-S диаграмме с принципиальной тепловой схемой КЭС (рис. 3.3), то процесс расширения пара в турбине иллюстрируется кривой 1-2, линия 2-2’ изображает процесс конденсации водяного пара в конденсаторе паротурбинной установки, 2’-3 – процесс сжатия воды в питательном насосе. Линия 3-4-5-1 – изображает цепочку процессов генерации и перегрева пара в котельной установке. Здесь линия 3-4 – подогрев воды от температуры за насосом до температуры насыщения(кипения), 4-5 – процесс генерации пара в парообразующих поверхностях нагрева котла, а 5-1 – процесс перегрева пара в пароперегревателе.

Электростанции на органическом топливе в настоящее время, работают именно на перегретом пара. Температура перегрева выбирается в зависимости от конструкционных материалов, применяемых для изготовления пароперегревателей, паропроводов и некоторых элементов турбины. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно составляет 540 °С при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа. КПД электростанций с такими параметрами составляет порядка 38-39.5%. Однако, существуют и современные энергоустановки с начальной температурной пара на уровне 600°С с начальным давлением 28-32МПа. КПД этих установок достигает 42-44%.

Паровые котлы и паровые турбины являются основными агрегатами тепловой электростанции.

3.3. Газотурбинные установки

Простейшая газотурбинная установка (ГТУ) состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, которая служит для привода электрического генератора и компрессора (рис. 3.5).

Принцип работы ГТУ следующий: атмосферный воздух сжимается в осевом компрессоре (ОК) и под давлением поступает в камеру сгорания (КС), куда подается также газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются из камеры сгорания в газовую турбину (ГТ), для которой они служат рабочим телом. Отработавшие в турбине продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.

Рис. 3.5. Принципиальная схема ГТУ

Газотурбинная установка работает по циклу Брайтона, графическое изображение которого представлено на рис. 3.6. Здесь линия 1-2 – процесс расширения продуктов сгорания в газовой турбине, 2’-3 – процесс сжатия воздуха в компрессора, а 3-1 – процесс подвода теплоты в камере сгорания, 2-2’ – изображает процесс отвода теплоты. В цикле Брайтона, в отличии от цикла Ренкина, не происходит фазовых превращений рабочего тела, оно постоянно находится в газообразном состоянии. Именно этим обстоятельством определяется то, что достаточно большая часть мощности газовой турбины (до 50 %) тратится на привод компрессора, остальная часть передается электрическому генератору.

Рис. 3.6. Цикл газотурбинной установки

В настоящее время температура газов перед газовой турбиной достигла 1500-1600°С, при этом КПД газотурбинных установок сравним с КПД установок паротурбинных и составляет до 38-40%. Это обусловлено высокой температурой отвода теплоты(температура газов на выхлопе газовой турбины колеблется в пределах от 400°С до 620°С).

Эти два примера (цикл Ренкина и цикл Брайтона) являются хорошей иллюстрацией влияния начальных и конечных параметров цикла(средней температуры подвода и отвода теплоты) на его КПД. В цикле Реникина мы имеем относительно низкую начальную температуру перед турбиной(540°С), но и температура за турбиной тоже низкая – 15-30°С. Указанные параметры цикла позволяют достигнуть КПД электростанции, как уже отмечалось на уровне 40%. В цикле Брайтона температура перед турбиной в 3 раза выше, чем в цикле паросиловой установки – 1500°С. Несмотря на это КПД ГТУ составляет все те же 40%, что обусловлено высокой температурой выхлопных газов – порядка 600°С. Т.о., достоинством цикла Ренкина является низкая температура отвода теплоты, а преимуществом цикла Брайтона – высокая температура подвода. Стремление использовать оба эти преимущества привели к созданию комбинированных энергоустановок.