Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Технология централизованного производства электроэнергии и теплоты. Тепловая экономичность паротурбинных энергоблоков. Учебное пособие
.pdf
Рис. 1.4. Структура ТЭС ЕЭС России
по технологиям (на конец 2021 года)
Паротурбинные электростанции разделяют по параметрам пара,
генерируемого в котлах: на низкие параметры – давление до 1 МПа
и температура 375…450 °С; средние – 1…10 МПа и 435…500 °С; высокие – 14 МПа и 520…555 °С; сверхвысокие – 18…20 МПа и 565 °С;
сверхкритические (СКП) – 22,1…24 МПа и 540…580 °С, суперсверхкритические (ССКП) – 26…32 МПа и 585…620 °С и ультрасверхкритические (УСКП) – более 32 МПа и 620…700 °С [17, 18].
Оборудование теплоэлектроцентралей России представлено широкой линейкой до 300 МВт единичной мощности энергоблоков и турбоагрегатов. Для теплоснабжения крупных городов России и комбинированной выработки энергии применяют теплофикационные паровые
турбоагрегаты мощностью 185…300 МВт на давление свежего пара
12,7 и 23,3 МПа и с промежуточным перегревом пара. Структура генерирующих мощностей по параметрам ТЭЦ разнообразна, нередко одна
электростанция располагает разнотипным оборудованием и вынуждена обеспечивать разнородную нагрузку.
Кроме того, для российской энергетики актуальна проблема устаревшего генерирующего оборудования, построенного еще в период
СССР. Для ее решения в 2010 г. была запущена первая программа
Договоров о предоставлении мощности (ДПМ), целью которой было
стимулирование инвестиций в модернизацию оборудования для сни-
11
жения издержек и повышения эффективности, а также строительство
новых более современных генерирующих мощностей. В настоящее
время программа ДПМ-1 завершена. Основной упор делался на обновление ТЭС, занимающих основную долю в генерировании мощностей.
С 2010 по 2020 г. введено в эксплуатацию 136 энергоблоков ТЭС
суммарной мощностью 30 ГВт [19]. Однако проблема устаревшего
оборудования все еще актуальна, так как структура теплоцентралей
страны содержит значительное количество станций с параметрами 3,5
и 9 МПа. Это связано с тем, что вместо замены старого оборудования
строились новые объекты генерации. Около половины всего генерирующего оборудования старше 40 лет, а 25 % – старше 50 лет, средний
возраст ТЭС составляет 34 года. Поэтому в начале 2019 г. Правительство РФ одобрило новую программу по отбору проектов для модернизации (КОММод) или ДПМ-2 [19].
Для обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей электростанции объединяются в энергетические системы.
Диспетчерские управления энергосистем осуществляют оперативное
руководство режимами работы электростанций, оптимизируя функционирование всех электростанций, линий электропередачи и др. Тепловые электрические станции могут работать и изолированно. Изолированные электростанции строятся главным образом в осваиваемых
отдаленных районах и обычно в дальнейшем объединяются с други-
и
ми вновь сооружаемыми электростанциями, после чего переходят
в группу станций, работающих в системе (рис. 1.5). На территории
Российской Федерации функционирует 598 тепловых электростанций,
из них 40 работают в технологически изолированных энергосистемах,
и их установленная мощность составляет 5,35 ГВт, остальные – в ЕЭС
России [15].
По типу связи
основного теплотехнического оборудования станции могут иметь блочную структуру (котел–турбина), которая больше характерна для ГРЭС и мощных ТЭЦ, или структуру с параллельными (поперечными) связями (несколько котлов – общий паропровод –
несколько турбин), характерную для ТЭЦ без промежуточного перегрева пара (рис. 1.6). На некоторых ТЭС применяют дубль-блочную
структуру, в которой
в состав энергоблока входят два котла и одна
турбина.
12
е
е
ТЭС
По работе в энергосистем
Работающие в энергосистем
Работающие изолированно
Рис. 1.5. Классификация ТЭС по работе в энергосистеме и по типу связей
По типу связи котел–турбина
По типу связи котел - турбина
Блочные структуры
С параллельными связями
К
Т
а б в
Рис. 1.6. Схемы технологической связи котлов и турбин:
а – блочная; б – дубль-блочная; в – с параллельными связями; К – котел,
К К
Т
Т – турбина
К К К
Т Т
Состав электростанций различного типа по установленной мощности зависит от наличия и размещения по территории страны гидроэнергетических и теплоэнергетических ресурсов, от технико-экономических показателей электростанций.
При строительстве и эксплуатации ТЭС необходимо учитывать некоторые особенности электростанций. Так, например, конденсационные электростанции (КЭС) строят по возможности ближе к местам,
удобным
для водоснабжения и добычи топлива. Их выполняют из ряда
блочных энергоустановок мощностью от 200 до 1200 МВт (до 1900 МВт
на атомных КЭС), выдающих выработанную энергию в сети 110...750 кВ.
Особенность агрегатов КЭС заключается в том, что они недостаточно
маневренны: подготовка к пуску, разворот, синхронизация и набор
нагрузки требуют от 3 до 6 ч. Поэтому для
них предпочтителен режим
работы с равномерной нагрузкой в пределах от номинальной до
13
нагрузки, соответствующей техническому минимуму, определяемому
видом топлива и конструкцией агрегата.
В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям
районы должны потреблять большие количества теплоты, целесообразнее прибегать к комбинированной выработке теплоты и электроэнергии, т. е. к теплоэлектроцентралям.
Таким образом, теплофикационные электростанции строят вблизи
потребителей тепла, при этом используется обычно привозное
топливо. Работают эти электростанции наиболее экономично (коэффициент
использования тепла достигает 60...70 %) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть
низкого давления турбин и в конденсаторы. Станции с агрегатами
до 60 МВт включительно выполняются в тепломеханической части
с параллельными связями по пару и воде, в электрической части –
со
сборными шинами 6...10 кВ и выдачей значительной части мощно-
сти в местную распределительную сеть. Станции с агрегатами
100...300 МВт выполняются блочного типа с выдачей мощности в сети
повышенного напряжения.
14
2. СХЕМЫ И ЦИКЛЫ ПАРОТУРБИННЫХ
ЭНЕРГОБЛОКОВ
На современных тепловых электростанциях большой мощности
превращение теплоты в работу производится в циклах, использующих
в качестве основного рабочего тела водяной пар, производимый паровыми котлами, в топках которых сжигается органическое топливо:
уголь, мазут, газ и др. (рис. 2.1). По происхождению топлива можно
разделить на естественные, добытые в природных условиях, и искус-
ственные
По сфере потребления топлива подразделяются на энергетические,
идущие при сжигании для выработки электроэнергии и теплоты,
и технологические – на переработку для получения необходимых
промышленных продуктов.
, полученные в итоге переработки природного топлива.
Энергетическое
органическое топливо
Твер дое Жидкое Газообразное
Каменный уголь
Бурый уголь
Гор юч и е сланцы
Торф
Мазут
Водоугольная суспензия
(ВУС)
Комп озитные
топлива
Природный газ
Искусственные газы
Доменный газ
Кокс ов ый газ
Рис. 2.1. Виды органического топлива
15
Термодинамический цикл преобразования теплоты в работу с по-
T
Д
L
L
мощью водяного пара был предложен шотландским инженером и физиком Уильямом Ренкиным в середине XIX века.
Простейшая тепловая схема КЭС, работающей по циклу Ренкина,
показана на рис. 2.2. Совокупность аппаратов, механизмов, коммуникаций и арматуры, по которым проходит рабочее тело (пар или вода),
называется пароводяным
Пароперегреватель
Котел
Конденсатор
трактом ПТУ.
Электрогенератор
Турбина
Насос
Q
ПО
4
3
н
Q
ОТВ
1
5
т
2д 2’
2
S
а б
Рис. 2.2. ТЭС, работающая по циклу Ренкина:
а – тепловая схема КЭС; б – цикл Ренкина в T, S-диаграмме
В паровом котле теплота сгорания топлива передается воде, которая превращается в пар (изобара 3–4–5). Перегретый пар (изобара 5–1)
поступает в турбину, где происходит преобразование теплоты в механическую работу (адиабата 1–2 – теоретический процесс расширения
пара в турбине с совершением полезной работы, 1–2д – действительный процесс расширения пара с учетом потерь). В электрогенераторе
механическая
работа превращается в электрическую энергию. Отработавший пар после турбины поступает в конденсатор, где отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется (изобарно-изотермический
процесс 2–2). Полученный конденсат насосом нагнетается в паровой
котел (адиабата 2–3), замыкая таким образом цикл.
Термический КПД цикла Ренкина:
QQ
подв отв
t
QQ hh
подв подв 13
LL
ТН
()( )
hh h h
12 32
,
(2.1)
16
Q
где
– теплота, подведенная к рабочему телу в цикле;
подв
теплота, отведенная от рабочего тела;
турбине,
,h
2
L
– работа, затраченная на сжатие воды в насосе;
Н
h
– энтальпии рабочего тела в соответствующих точках цикла
3
L
– работа расширения пара в
Т
Q
–
отв
,h
,h
1
2
(рис. 2.2).
В пароводяном контуре наибольшие энергетические потери возникают в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий большое количество теплоты, а именно скрытую теплоту парообразования, отдает
ее циркуляционной (охлаждающей) воде в процессе конденсации пара.
Теплота с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е.
теряется.
Эти потери в основном и определяют КПД электростанции, а соответственно и экономичность.
Для повышения экономичности работы паротурбинных установок
применяют:
повышение начальных параметров пара (давление и температура);
понижение давление в конденсаторе;
промежуточный перегрев пара;
регенеративный подогрев основного конденсата перед котлом;
теплофикацию.
Исследования показали, что
повышение начальных параметров пара
(рис. 2.3) и (или) снижение конечного давления в конденсаторе
()H
(рис. 2.4) увеличивают работоспособность пара
и, как следствие,
0
термический КПД цикла. Повышение параметров ограничивается
прочностными и технологическими свойствами металлов, надежностью их в работе, а также экономическими условиями в связи с удорожанием при переходе от одного класса стали к другому. Снижение
давления в конденсаторе и, как следствие, температуры ограничивается температурой окружающей среды.
Промежуточный перегрев пара. При применении пара высокого
давления его влажность в турбине в конце процесса расширения становится значительной даже при очень высокой начальной температуре. Работа турбин на влажном паре недопустима, так как она вызывает
увеличение потерь и эрозию турбинных лопаток в результате механического
воздействия на них взвешенных в паре частиц влаги.
17
а б в
Рис. 2.3. Влияние начальных параметров на термодинамическую эффек-
тивность ПТУ:
а – увеличение начальной температуры пара перед турбиной; б – увеличение
начального давления пара перед турбиной; в – увеличение начальной температуры
и давления пара перед турбиной
Линии
постоян
ной
влажно
Линии
сти
постоянной
пара
h
Линия насыщения
влажности пара
P
К
1
P
0
А
Т0
H0
Линии постоянного
уде л ьного объема
P
К
B
1
B
2
2
Энергетический
эффект
S
Рис. 2.4. Влияние начальных параметров
на термодинамическую эффективность ПТУ
18
При использовании пара высокого давления повышение его на-
S
T
чальной температуры до пределов, допустимых по соображениям
прочности металла пароперегревателя и паровой турбины, может оказаться недостаточным для обеспечения допустимой влажности пара
в конце его процесса расширения в турбине. Поэтому пар, как правило,
после расширения в цилиндре высокого давления приходится отводить
из турбины
и повторно перегревать в пароперегревателе, после чего пар
вновь вводится в турбину, где заканчивается процесс его расширения.
В результате этого при окончательном расширении пара до принятых на
практике давлений влажность его не превышает допустимых значений.
Паротурбинные установки, в которых используется такой способ,
называют установками с промежуточным перегревом пара (рис. 2.5
и 2.6).
При правильном выборе давления отбора пара для его промежуточного перегрева и температуры промежуточного перегрева не только
предотвращается чрезмерное увлажнение пара в конце процесса расширения, но и достигается некоторое увеличение термического КПД
установки. Применение одного промежуточного перегрева пара приводит к повышению термического КПД установки на 2...3 %. В основном на
паротурбинных ТЭС применяют схему с промежуточным перегревом пара внутри котельного агрегата (рис. 2.5). Для паротурбинных
установок АЭС можно встретить схемы, показанные на рис. 2.6.
Q
4
1
2
5
Q
ПОД
ПОД
Lт
Lт
3
6
7
Lн
Q
ОТВ
а б
Рис. 2.5. Схема (а) и цикл (б) паросиловой установки с промежуточным
перегревом пара:
1 – паровой котел; 2 – часть высокого давления турбины; 3 – промежуточный
пароперегреватель; 4 – часть среднего и низкого давления турбины; 5 – электроге нератор; 6 – конденсатор; 7 – конденсатный насос
19
1
2
3
1 3
2
а б
Рис. 2.6. Схемы промежуточного перегрева пара:
а – перегрев острым паром или паром из отбора турбины; б – перегрев проме-
жуточным теплоносителем; 1 – часть высокого давления турбины, 2 – проме жуточный пароперегреватель; 3 – часть среднего и низкого давления турбины
На рис. 2.7 представлена схема паросиловой установки с регенера-
тивным подогревом питательной воды, при котором питательная вода
до ее поступления в котел предварительно нагревается паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. Система регенерации обеспечивает повышение термического КПД цикла и, как следствие, экономию топлива на котле.
2
1
9
7
8
6
10
3
Рис. 2.7. Схема паросиловой уста-
новки с регенеративным подогревом
4
1 – парогенератор; 2 – паровая турбина;
5
3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления; 10 – дренаж ный насос
воды:
Увеличение КПД при применении регенерации определяется
уменьшением потери тепла в конденсаторе турбины вследствие отбора
части пара для указанного подогрева, а также увеличением температуры питательной воды перед котлоагрегатом. К основным элементам
системы регенеративного подогрева относятся подогреватели, подключенные к отборам турбины. Между этими подогревателями могут
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]