теплоэнергетика

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

т.е. 600 тыс. т.

Тепловая электростанция пропускает через себя огромное количество воды, которая поступает к конденсатору с температурой, 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.

8.7. 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 конденсационных электростанций (КЭС):

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

где ηтр – КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты

121

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 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), (8.7)

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

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

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

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 КПД по отпуску электрической энергии имеет ти-

пичная тепловая электрическая станция России.

122

8.8. Основы теплофикации. Тепловая схема ТЭЦ

Теплоснабжение крупных тепловых потребителей часто осуществляется с помощью центральных котельных с паровыми котлами низкого давления. На рис. 8.11 изображена схема тако-

температурного потенциала. Это привело к идее создания теп-

123

лоцентралей (ТЭЦ), вырабатывающих и отпускающих потребителям и электрическую работу, и теплоту. Принципиальная схема простейшей ТЭЦ с противодавленческой турбиной изображена на рис. 8.12. 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 насо-

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

Комбинированная выработка электрической энергии и теплоты для удовлетворения тепловых потребителей, когда электрическая работа получается на базе теплового потребления без

124

потерь с циркуляционной водой, составляет термодинамическую сущность теплофикации. Внутренние потери турбины не влияют на общий коэффициент использования теплоты теплофикационного 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. 8.14.

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 по-

125

догреватели 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.

Рис. 8.14. 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 – группы ПНД; 13 – деаэратор; 14 – питательный насос; 15, 16, 17 – группы 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

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. Несмотря на то, что температура отвода теплоты из цикла при этом возрастает, эффект от экономии топлива обеспечивается уменьшени-

126

ем числа котельных, в которых необходимо было бы сжигание топлива при раздельной выработке электроэнергии на КЭС и теплоты в котельных.

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

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-

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-

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

yт = (h0 – hт) / (hт – hок) = Nт / Qотп, (8.18)

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

127

8.9. 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).

Поперечный разрез главного корпуса ТЭС показан на рис. 8.15. 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 возбудитель20 (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.

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

128

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.

На рис. 8.16 в качестве иллюстрации приведена фотография машинного зала с турбоагрегатом К-300-240.

На заднем плане хорошо видны паровая турбина 2 и электрический генератор 3, закрытые металлическими кожухами. В совокупности они образуют турбоагрегат, который, как правило, устанавливается 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.

Такая классическая компоновка принята практически для всех турбоагрегатов К-300-240.

Условные обозначения на рис. 8.15:

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 воздуха к горелкам; 16 – помещение БЩУ; 17 – паропроводы; 18 – конденсатные насосы; 19 – конденсатор; 20 – возбудитель электрогенератора

129

130

Рис. 8.15. Поперечный разрез по главному корпусу ТЭС

130