Графики эл. Нагрузок. Типы электростанций.

На эл. ст. имеются следующие производственные цеха и лаборатории:

- топливно-транспортный цех – включает обслуживание склада твердого топлива, сливные устройства жидкого топлива, разгрузочные сараи и эстакады, ж/д транспорт, разгрузо-погрузочные механизмы и вагонные весы;

- цех топливоподачи – включает обслуживание сооружений и механизмов по подаче твердого топлива в котельную и механические пробоотборники топлива;

- котельный цех – обслуживает котельные агрегаты и вспомогательное оборудование, топливные бункеры котлов, пылеприготавливающие устройств, мазутохранилища с мазутонасосной, золоулавливатели и золоудаление;

- турбинный цех – обслуживает турбины со вспомогательным оборудованием, РОУ и теплофикационные установки, деаэраторы, питательные и пожарные насосы, центральную насосную, охладительные устройства циркуляции воды и водного хозяйства эл. ст.;

- цех или лаборатория КИП;

- электрический цех – обслуживает генераторы, все электрооборудование;

- химический цех – в его ведении находятся устройства водоочистки и хим. лаборатория;

- механический цех – общестанционные мастерские, отопление производственных и служебных зданий, пожарный и питьевой водопроводы и канализация;

- ремонтно-строительный цех.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ называется комплекс оборудования и устройств, назначением которого является преобразование энергии природного источника в электрическую энергию (и тепловую).

Эл. ст. разделяются по следующим видам:

1. По виду использования энергии:

- гидроэлектростанции (ГЭС);

- тепловые (ТЭС);

- атомные (АЭС).

2. По виду отпускаемой энергии:

- тепловые эл. ст., отпускающие только эл. эн. – конденсационные (КЭС);

- тепловые эл. ст., отпускающие электрическую и тепловую энергию;

- теплоэлектростанции (ТЭЦ), источником отпускаемого тепла является отработавший пар или отработавший газ тепловых двигателей.

3. По виду теплового двигателя:

а) с паровыми турбинами – паротурбинные ТЭС, которые являются основным видом эл. ст.;

б) с газовыми турбинами – газотурбинные ТЭС;

в) с двигателями внутреннего сгорания – ДЭС.

4. По назначению эл. ст.:

а) районные (общего пользования) - обслуживают все виды потребителей энергосистемы и являющиеся самостоятельным производственным предприятием: районные конденсационные эл. ст. (ГРЭС), районные теплоэлектростанции (ТЭС), коммунальные эл. ст..

б) промышленные эл. ст., входящие в состав производственных предприятий и предназначенные для энергоснабжения предприятия, а также прилегающие к ним городских и сельских районов.

Паротурбинные эл. ст. разделяют также и по другим, менее характерным признакам, а именно:

1. по общей единичной мощности агрегатов:

малой мощности – с агрегатами до 2,5 МВт;

средней мощности – с агрегатами 50-100 МВт;

большой мощности – с агрегатами более 200 МВт.

Такое разделение является условным, так как мощности ТЭС и ее агрегатов возрастают.

2. по начальным параметрам пара:

низкого давления – до 3,92 МПа;

высокого давления – до 12,7 МПа;

сверхвысокого – до 23,7 МПа.

3. по технологической схеме соединения парогенераторов: блочные и не блочные эл. ст..

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

ПРОМЫШЛЕННЫМИ называется эл. ст., предназначенные в основном для энергоснабжения предприятий и прилегающих к ним городских и сельских районов. Обычно промышленные эл. ст. входят в состав предприятия и связаны линиями электропередачи с энергосистемами.

Отличительными особенностями ПЭС являются:

1. Двухсторонняя связь эл. ст. с основными технологическими агрегатами, они являются не только источниками электроэнергии и теплоты для предприятия, но и потребителями горючих отходов производства и внутренних энергоресурсов.

2. Объединение ряда устройств эл. ст. и предприятия в единую систему (общее с предприятием топливное хозяйство, система водоснабжения, транспортные устройства, ремонтные мастерские, склады и вспомогательные службы, бытовые сооружения для персонала и т. п.).

3. Наличие на ряде эл. ст. паровых турбин для привода нагнетателей воздуха и других газов. Мощные турбокомпрессоры (до 32 МВт) работают на эл. ст. металлургических заводов, которые в этих случаях наз. паровоздуходувными станциями (ПВС) или ТЭЦ-ПВС. Турбокомпрессоры с паротурбинными приводами устанавливают также на ряде ТЭЦ машиностроительных и химических заводов.

Указанные особенности в значительной мере определяют оборудование и режим работы ПЭС. В настоящее время мощность ПЭС составляет более 15% общей мощности тепловых электростанций. Около 80% установленной мощности ПЭС составляют паротурбинные эл. ст. с агрегатами до 100 МВт. На крупных промышленных ТЭЦ намечается установка турбоагрегатов мощностью 100-250 МВт. Отпуск теплоты от промышленных ТЭЦ составляет 30-40% общего кол-ва теплоты, отпускаемого всеми ТЭЦ.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭС. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧНОСТИ РАБОТЫ ТЭС.

Эффективность работы ТЭС характеризуется различными технико-экономическими показателями. Одни из них оценивают совершенство тепловых процессов – напр. показатели тепловой экономичности, к которым относятся КПД агрегатов, цехов и всей эл. ст. в целом, а также расходы теплоты и топлива на единицу отпускаемой энергии. Другие характеризуют условия, в которых работает ТЭС – напр. показатели режима, к ним относятся соотношение конденсационной и комбинированной выработки электроэнергии, коэффициент использования и число часов использования установленной мощности, показатели численности персонала (затраты труда) и стоимости сооружения эл. ст. (капитальные затраты). Наиболее важнейшими и полными показателями работы ТЭС явл. себестоимости эл. эн. и теплоты. Оценка эффективности работы ТЭС и начисление премии персоналу производится на основе сравнения действительных и плановых себестоимостей.

ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ КЭС.

Для КЭС, вырабатывающей только эл. эн., тепловая экономичность характеризуется КПД станции, представляющий собой отношение полученной энергии к теплоте израсходованного топлива:

или

Э_выр – выработанная эл. эн.;

Э_отп – отпущенная эл. эн..

Разность Э_выр - Э_отп = Э_с.н. – расход на собственные нужды.

Разделив В на Э_выр или Э_отп получим расход топлива (условного) на 1 кВтч выработанной энергии ( кг/кВтч ):

где q^бр и q^н – расход тепла на получение 1 кВтч, выработанной или отпущенной эл. эн.

В энергетике тепловую экономичность эл. ст. сравнивают по удельному расходу условного топлива на 1 кВтч отпущенной эл. эн. b_отп. Между величинами удельного расхода топлива на выработанный и отпущенный 1 кВтч существует следующая зависимость:

где Э_с.н. – расход эл. эн. на собственные нужды, %

На действующей станции определение показателей тепловой экономичности обеспечивается необходимыми измерениями расхода топлива, выработки и распределения эл. эн. и др..

ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЭЦ.

Для снабжения потребителей одновременно теплом и электроэнергией применяют или раздельную выработку эл. эн. на КЭС и теплоты в отопительной котельной, или совместное, комбинированное производство эл. эн. и теплоты, получаемых из отборов или противодавления турбин на ТЭЦ. Экономия топлива при комбинированном производстве, по сравнению с раздельным, определяет экономическую эффективность ТЭЦ. Она создается за счет использования отработавшей теплоты паросилового цикла. Показатель тепловой экономии ТЭЦ должен отражать выгодность комбинированного производства теплоты и эл. эн. и тем самым стимулировать его развитие. Определение КПД ТЭЦ (аналог. КПД КЭС) как отношение использ. теплоты к затраченной теплоте топлива осложняется тем, что сжигаемое здесь топливо идет на выработку двух видов энергии – теплоты и эл. эн., поэтому их кол-ва должны быть приведены к величинам. измеренных в одних единицах. Числитель выражения для КПД ТЭЦ представляет собой либо сумму эквивалентов полученной работы и отпущенной теплоты, либо сумму эквивалентов работы, действий полученных в установке, и работы и работы, которую можно получить за счет отпущенной теплоты.

В первом случае получаем КПД использования топлива на ТЭЦ:

Во втором случае получим эксерг. КПД ТЭЦ:

где ΔЕ_т – сумма отпущенной потребителям теплоты в виде пара и гор. воды;

_q - коэффициент работоспособности теплоты топлива.

Так как производство эл. эн происходит с большими потерями, чем производство теплоты, _т растет с уменьшением Э_выр и при Э_выр = 0 достигает максимума – КПД котельной. Такой показатель не может стимулировать развитие комбинированного производства теплоты и эл. эн..

Эксергетический КПД также мало пригоден, так как не показывает основного преимущества ТЭЦ по сравнению с раздельным производством теплоты и эл. эн, вытекающего из использования отработавшей теплоты и потому ^экс_тэц по значению мало отличается от ^кэс_тэц.

Можно отказаться от общего показателя экономичности ТЭЦ и взять два частных КПД, определяющих экономичность производства эл. эн. и теплоты в отдельности.

Основным из них является КПД по производству эл. эн. на ТЭЦ (вырабатываемой как на тепловом потреблении, так и на конден. режиме):

где В_э - расход топлива на производство эл. эн.;

Второй показатель экономичности ТЭЦ КПД по производству теплоты для внешнего потребителя (как из отборов противодавленческих турбин, так и непосредственно из парогенератора):

где В_т - расход топлива на производства отпуска теплоты

Ввиду того, что повышение ^э_тэц прямо пропорционально повышению доли комбинированной выработки эл. эн.,ТЭЦ заинтересована в том, чтобы основное кол-во теплоты отпускать потребителю из отбора или противодавл. при низких параметрах. Отпуск теплоты через РОУ от водогрейных котлов желательно свести к минимуму. Распределение эл. эн. и теплоты на собственные нужды, связанные с производством каждого вида энергии, и тепловые потери также распределяются пропорционально кол-ву теплоты, отнесенной на каждый вид энергии и включаются в определенные расходы топлива В_э и В_т.

На современных энергоблоках значения ^н_кэс и b^кэс_отп подсчитываются с помощью ЭВМ по программе обратного баланса и по результатам текущих измерений необходимых параметров.

Совершенство работы ТЭС харак-тся среднегодовым значением b^кэс_отп - ср. уд. расходом условного топлива на отпущ. эл.эн.

Для КЭС b^кэс_отп = 0,32-0,38 кг/(кВтч), для ТЭЦ b^тэц_отп = 0,2-0,3 кг/(кВтч).

Снижение b^тэц_отп по ТЭС является одной из важных задач энергетики. Важным фактором является комбинированная выработка тепла и эл. эн., позволяющая существенно снизить b^тэс_отп, эта величина также зависит от режимов работы ТЭС в течении года, которые хар-ет коэффициент использования установленной мощности:

где N_уст - установленная мощность.

Величина называется числом часов использования установленной мощности.

Численность производственного персонала на 10 кВт установленной мощности эл. эн. называется штатным коэффициентом. Этот показатель на ТЭС колеблется в широких пределах в зависимости от мощности ее основных агрегатов (котлов и турбин), типа станции (КЭС или ТЭЦ) и вида сжигаемого топлива. Кроме того, штатный коэффициент зависит от степени автоматического и централизованного управления производственными процессами, системы организации эксплуатации и ремонта оборудования.

Штатный коэффициент снижается с увеличением мощности станции и повышении начальных параметров пара из-за возрастания единичной мощности основных агрегатов и вспомогательных механизмов, а также снижения уд. численности административно-хозяйственного и ремонтного персонала.

Эл. ст., сжигающие газ и мазут, имеют штатный коэффициент на 20-25% ниже, КЭС в сравнении с ТЭЦ на 20-30% меньше. Численность эксплуатационного персонала в 2 раза больше, чем ремонтного.

Расчет энергетических показателей проектируемых ТЭЦ значительно сложнее, чем действующих, так как заранее не известен суммарный годовой расход топлива на ТЭЦ, который должен определяться с высокой точностью, погрешность в несколько % может изменить ожидаемую экономию приведенных затрат в несколько раз.

Применяют следующие методы определения В_тэц и В_эк:

1. Значение определяется расчетом тепловой схемы ТЭЦ при различных режимах работы станции. По найденному находят В_эк по сравнению с расходом топлива при раздельной выработке энергии.

2. Значение В_эк определяют непосредственно по удельным энергетическим показателям ТЭЦ, районных котельных и КЭС.

Точный расчет тепловой схемы сложен, особенно при неноминальных режимах, которые обычно являются определяющими для экон. ТЭЦ.

Расчетом тепловой схемы определяется расход пара из котельной Д_кот при различных режимах ТЭЦ с учетом расхода на собственные нужды, отпуск пара помимо турбин и различных потерь. По Д_кот и энтальпии питательной воды (зависящей от режима работы турбин) опред. расход теплоты котельной Q_кот ТЭЦ и расход топлива станцией в целом В_тэц с учетом пиковых котлов.

Рассчитав годовой расход теплоты турбиной , переходят к определению годового расхода топлива на ТЭЦ .

Расход теплоты топлива основными (энергетическими) парогенераторами ТЭЦ (за рассматриваемый период, обычно год), опред. по ф-ле:

где _т.в. - КПД теплового потока.

На ТЭЦ топливо также расходуется пиковыми котлами. Эти расходы определяются по отпуску теплоты от них.

Коэффициентом теплофикации ТЭЦ наз. доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая теплотой из отборов турбин:

.

Установленной тепловой мощностью турбин наз. суммарный максимально возможный часовой отпуск теплоты из отборов турбины или турбин.

КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОТЫ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ. СИСТЕМА СНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ ТЕПЛОМ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ.

Все пром-ные предприятия нуждаются одновременно в теплоте и эл. эн. (для отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, гор. водоснабжения). В этом случае наиболее экономичным теплоносителем явл. гор. вода.

Металлургическая, химическая, нефтеперерабатывающая, целлюлозно-бумажная и др. предприятиям помимо гор. воды требуется пар различных параметров на производственные нужды: обогрев технолог. аппаратов, приводы различных механизмов – крупных турбокомпрессоров и др..

Для большинства производственного потребления достаточно давление пара от 0,4 до 1,5 МПа. Для привода турбин, крупных компрессоров применяют пар 3,5; 9,0 и 13 МПа.

Иногда предприятиям требуется и механическая энергия для привода агрегатов, если эл. привод неприменим или неэкономичен (треб. Т.Б., условия резервирования, необх. глубокого регулирования частоты вращения и др.), механическая энергия вырабатывается большей частью паросиловыми агрегатами, а также Г.Т. и гидравл. приводами. Весь комплекс установок и агрегатов, генерирующих и транспортирующих теплоту и эл. эн. потребителям, наз. системой теплоснабжения предприятия.

В отличии от эл. эн. теплота (особенно при теплоносителе паре) не может быть экономически подана на очень большие расстояния, поэтому каждому предприятию или группе расположенных предприятий требуется источник теплоты нужных параметров. Такими источниками явл. ТЭЦ, а также водогрейные или паровые котельные и различные утилизационные установки.

При достаточно больших масштабах потребления теплоты ТЭЦ дают большую экономию топлива по сравнению с так называемым раздельным вариантом тепло-, электроснабжения, при котором предприятие получает эл. эн. от энергосистемы, а теплоту от своей или районной котельной.

ИСТОЧНИКИ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ КОМБИНИР-М ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОТЫ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

КОМБИНИРОВАННЫМ ПРОИЗВОДСТВОМ ЭЛ. ЭН. И ТЕПЛОТЫ наз. процесс, при котором теплота рабочего тела, отработанного (частично или полностью) в тепловом двигателе (пар, газ и др.), используется для покрытия тепловых нагрузок как внешних, так и внутристанционных.

Использование отработавшего пара (газа) для подогрева рабочего тела тепловых двигателей ТЭС наз. регенерацией теплоты. Такая регенерация по сути является комбинированной выработкой эл. эн. на внутреннее тепловое потребление.

Централизованное снабжение теплотой внешних потребителей от ТЭЦ на базе комбинированного производства теплоты и эл. эн. наз. теплофикацией.

Экономия топлива, которую дает комбинированная выработка теплоты и эл. эн. (ТЭЦ) по сравнению с раздельным вариантом (КЭС и котельная) при условии получения потребителями в обоих случаях одинакового кол-ва эл. эн. и теплоты и тех же параметров, равна:

В_эк= (В_кэс+В_кот) – В_тэц,

где В_кэс – расход топлива на ТЭС на выработку эл. эн. (при паротурбинной ТЭС это КЭС);

В_кот – расход топлива котельными (паровые, отопительные и др.) при раздельном варианте теплоэнергоснабжения;

В_тэц – полный расход топлива на ТЭЦ, отпуск теплоты и эл. эн.

Эта формула справедлива для ТЭЦ любого типа: паротурбинных, парогазовых, газовых, атомных и др. и является исходной для построения любых методов расчета экономии топлива.

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ, НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ И СИСТЕМА РЕГЕНЕРАЦИИ ПТУ.

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ПТУ.

20% эл. эн. вырабатывается на паротурбинных тепловых эл. ст.. Эти установки совершают регенеративный цикл, т. е. теплосиловой цикл с отборами пара на регенеративный подогрев питательной воды в смешанном или поверхностном регенеративном подогреве.

Принципиальная схема паротурбинной эл. ст., работающей по регенеративному циклу.

В левом верхнем углу по схеме принято показывать оборудование с наиболее высоким потенциалом рабочего тела. Обычно это парогенератор или реактор. Основное технологическое оборудование располагается по часовой стрелке по мере понижения потенциала рабочего тела в цикле: парогенератор, паровая турбина, конденсатор, регенеративный подогреватель низкого давления, деаэратор, питательный насос, регенеративный подогреватель высокого давления. Для каждого элемента принято обозначение.

В принципиальной схеме должен быть выделен основной контур теплосилового цикла, опущены все второстепенные детали, показаны основные связи аппаратов и агрегатов, их параметры и взаимодействия, значения и направления потоков рабочего тела в них. Все это облегчает составление тепловых балансов и расчет тепловой производительности отдельных аппаратов и агрегатов.

НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА.

Экономичность паротурбинных эл. ст. в основном зависит от начальных и конечных параметров рабочего тела.

Правильный выбор этих параметров для ПТУ во многом определяет надежность, экономичность и маневренность работы. Повышение начальных параметров приводит к повышению _t. Одновременно это приводит к снижению надежности и допустимой длительности работы материала при этих параметрах, а также к увеличению начальной стоимости установки.

Целесообразный предел применения тех или иных начальных параметров зависит от уровня развития метал. и машиностроения и в настоящее время определяется освоенной технологией создания высокопрочных и жаростойких сталей перлитного класса.

Применение высоких параметров у турбин с малым расходом пара Д₀  20 кг/с неэкономично, так как при этом рабочие лопатки в первых ступенях имеют малые высоты из-за низких уд. объемов пара. Это приводит к значительным уменьшениям _оі головной части турбины в основном вследствие увеличения потерь на перетечку пара помимо рабочих лопаток.

В СССР с 1964 и в США несколько раньше началось внедрение новой ступени сверхкрит. пар. Р_о = 24 МПа, t_o = 560 ⁰C с промежуточным перегревом при t_o =565 ⁰C. Послед. эксп. блоков на сверхкритический пар в США привело к выводу о целесообразности некоторого снижения t_д и t_пер до 540 ⁰C для повышения надежности работы блоков.

К аналогичному решению пришли и советские машиностроители, рекомендовавшие временно понизить t_o и t_пп до 540 ⁰С при отсутствии промышленного перегрева t_o = 555 ⁰С. От этого можно будет отказаться, при внедрении новых более устойчивых к ползучести марок стали.

Если повышение начальной температуры всегда эффективно для любого теплос. цикла и сдерживается развитием металлургии, то вопрос о повышении нач. давления сложнее.

Современные материалы позволяют получить и использовать давление жидкости и газа на уровне десятков тысяч атмосфер при большой надежности работы. Это требует соответсвующих материла и затрат.

Но повышение Р₀ сверх Р₀^опт приводит во всех случаях к понижению _t^рег и вызывает перерасход металла вследствие повышения толщины стенки, а это приводит к росту капитальных затрат. По стандартам в СССР приняты Р₀ = 13 МПа, t₀ = 565 ⁰С и Р₀ = 24 МПа, t₀ = 560 ⁰С.

ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ ПАРА.

Повышение средней температуры подвода теплоты в цикле может быть в определенных условиях достигнуто с помощью промышленного перегрева пара. Введение промышленного перегрева пара должно повышать экономичность и снижать конечную влажность в турбине до 12-14%. Если снижение конечной влажности пара достигается всегда , то повышение экономичности цикла при применении промышленного перегрева достигается только в определенных условиях при оптимальных параметрах исследования показали, что имеется оптимальное значение Р промышленного перегрева Р_пп^опт  0,5 Р₀. При Р_пп 0,2 Р₀ промышленный перегрев приводит к потере экономичности, т. к. отработавший пар за турбиной будет иметь более высокую энтальпию, а это приведет к увеличению потерь в холодном источнике цикла и к снижению _t.

Промышленный перегрев применяется в настоящее время для конденсационных блоков на параметрах Р₀ = 13МПа, t₀ = 545⁰С, t_пп = 545⁰С и на параметрах Р₀ = 24 МПа, t₀ = 545⁰С, t_пп=545⁰С для конденсационных блоков К-300-240, К-500-240, К- 800-240, так и для теплофикационных турбин Т-250-240.

Отказ от применения промышленного перегрева на Р₀ = 24 МПа, t₀ = 545 ⁰С для теплофикационных турбин с одним и двумя регулируемыми отборами пара типов ПТ -60-130, ПТ-135-130, Т-50-130, Т-100-130 объясняется снижением уд. комбинированной выработки на базе отпускаемой потребителю теплоты из промышленных отборов и незначительным повышением уд. комбинированной выработкой на теплофикационных отборах.

Снижение уд. комбинированной выработки объясняется увеличением энтальпии отборного пара при введении промышленного перегрева. Поэтому при том же отпуске теплоты от ТЭЦ уменьшается комбинированная выработка эл. эн., что ухудшает ее показатели. Кроме того, применение промышленного перегрева требует блочной схемы, усложняет защиту тепломеханического оборудования, требует спец. защиты от сброса пер. пара в турбину из линий промышленного перегрева, что в условиях промышленных ТЭЦ не всегда целесообразно и экономически выгодно.

КОНЕЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА.

В практических условиях эксплуатации ПТУ конечные температура и давление определяются температурой охлаждающей воды t_охл на входе в конденсатор и условиями теплообмена в нем. Температура охлаждающей воды зависит от климатических условий, времени года и системы водоснабжения станции. Эта температура для средней полосы европейской части составляет летом для рек и озер 18 - 22°С, а зимой 5 - 7°С. При градирнях и брызгальных бассейнах t_охл воды достигает летом 30 - 35°С, зимой 10 - 15°С. Среднегодовая t_охл воды на входе в конденсатор составляет 15 - 17°С. В соответствии с ней расчетным конечным давлением в конденсаторе принято считать Р_к = 3,5 кПа, t_к = 26°С с учетом нагрева охлаждающей воды в конденсаторе от 17 до 24°С и подогрева до t_к на 2°С.

От расчетного Р_к в конденсаторе зависит конструкция выхлопных патрубков и последних ступеней рабочих лопаток, число выхлопов, площадь поверхности конденсатора, потери с выходной скоростью, длина рабочей лопатки последней ступени и другие конструкционные факторы турбины.

При Р_к <3,5 кПа вследствие роста удельных объемов (при Р_к=3,5 кПа, V_к= 40 м³/кг, а при Р_к= 2 кПа, V_к=68 м³/кг) увеличиваются потери с выходной скоростью пара в выхлопном патрубке. Снижать Р_к ниже 3,5 кПа не рекомендуется.

РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ НА ПАРОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.

РЕГЕНЕРАТИВНЫМ ПОДОГРЕВОМ питательной воды называется подогрев направляемого в парогенератор конденсата и добавочной воды паром из отборов и из противодавленческих турбин. Цель регенеративного подогрева – повышение эффективности цикла путем уменьшения отвода тепла в окружающую среду за счет сокращения потока пара, поступающего в конденсационную турбину.

На современных ПЭС с Р₀ = 13 МПа, и t₀ = 555 – 565 ⁰С регенеративный подогрев конденсата и добавочной воды от 30 до 240 ⁰С паром позволяет сэкономить 15 – 18 % тепла в цикле. Система регенерации современных ПТУ составляет основу всей тепловой схемы станции. Обычно верхним пределом t _пв считают t_нас острого пара t^н₀.

1.Относительная экономия, а, следовательно, и относительная мощность регенеративного отбора увеличивается с ростом числа регенеративных отборов при той же температуре питательной воды.

2.С ростом числа регенеративных отборов повышается макс. значение относительной экономии.

В случае макс. экономия достигается при t_пв = t^н₀, а схема экономии приближенно может определяться как разность расхода теплоты в цикле Ренкина без регенерации и расхода теплоты в цикле Карно для тех же температурных пределов.

Теоретически оптимальная t_пв возрастает с увеличением числа регенеративных отборов и достигает макс. значения при n→ ∞, при этом = .

Выбор действительной t_пв должен учитывать технико-экономические факторы и условия эксплуатации парогенераторов и турбин.

К важнейшим технико-экономическим факторам относятся стоимость топлива в данном экономическом районе, затраты в хвостовые поверхности нагрева парогенератора для обеспечения сростом t_пв постоянного значения t_ух= idem; дополнительные капитальные затраты на турбоустановку и паропроводы. Выбор оптимальной температуры питательной воды с учетом всех этих факторов, а также условий эксплуатации производится на основе многовариантных расчетов, выполненных на ЭВМ.

В настоящее время выпуск парогенераторов и турбин производится по одной усредненной расчетной t_пв = 230 °С при Р₀ = 13 Мпа, t₀ = 555 °С и t_пв = 260 °С при Р₀ = 24 МПа, t₀ = 540 °С, t_пп=540 °С.

При выборе оптимальной t_пв необходимо учитывать не только экономию теплоты в цикле, но и изменение условий работы экономайзера (при повышении t_пв температурный напор в экономайзере снижается, что вызывает при постоянной площади поверхности хвостовой части парогенератора рост температуры уходящих газов). Влияние t_пв на t_ух.г, а следовательно и на КПД парогенератора необходимо учитывать одновременно, так как повышение КПД ТЭС зависит не только от термического КПД цикла, но и от КПД парогенератора:

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ ПО СТУПЕНЯМ.

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС дает существенную экономию топлива и приведенных затрат однако при этом предполагается, что регенеративный подогрев проводится в нескольких последовательных ступенях при наименьших, а точнее экономически целесообразных необратимых потерях при выбранном на основе технико-экономических расчетов количестве подогрева, оптимальных температурных напорах в подогревателях:

Повышение может вызвать снижение , в таком случае их произведение может либо не привести к росту или снизить его.

В настоящее время считается правильным одновременно определять оптимальные t_пв и t_ух на основе детального технико-экономического анализа с учетом очень многих факторов, что можно и сложно на ЭВМ (учет конструкторских особенностей проточной части турбины и пр.).

На практике чаще применяют приближенные методы. Самым простым является метод равномерного распределения интервала подогрева между всеми ступенями:

t_пв - выбранная по расчету оптимальная t_пв ;

t_к - температура при расчетном давлении в конденсаторе;

n – число ступеней подогрева.

При отсутствии точного значения может быть применён равномерный метод подогрева питательной воды при заданном числе отборов и заданных начальных конечных параметров в цикле. Интервал подогрева в каждой ступени по методу равномерного подогрева определяется путем деления интервала температур от t_к до t^п₀ между (n+1) ступенями:

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ НАПОРОВ В РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЯХ.

Одним из важных факторов, определяющих экономичность системы регенеративного подогрева, являются температурные напоры в подогреве. Снижение ∆t приводит к увеличению тепл. экон. цикла, но это вызывает увеличение площади поверхности регенеративного подогрева и капитальных затрат на систему регенерации.

При низкой температуре отбираемой теплоты целесообразно выбирать меньший подогрев до температуры насыщения отбора. Наоборот с повышением давления и температуры отбора можно выбирать больший подогрев, так как он меньше сказывается на снижении экономичности цикла.

СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ.

Эти системы составляют в современных ПТУ основу принципиальной тепловой схемы станции, разрабатываются и поставляются турбостроительными заводами комплексно с турбогенераторами.

Общим типовых решений у нас и за рубежом является наличие деаэратора – подогревателя смешенного типа, удаляющего агрессивные газы из питательной воды методом термической деаэрации. Часто применяются включенные деаэраторы на один отбор с вышестоящим (по ходу питательной воды) поверхностным подогревателем. Такая схема обеспечивает большой запас по давлению для регулятора деаэратора, что способствует получению стационарного теплового режима в деаэраторе и улучшает качество деаэрации питательной воды.

Наиболее экономичная схема со смешанным подогревом, но она имеет пониженную надежность из-за работы откачивающих насосов на воде, нагретой до температуры насыщения. Наименее экономичная схема с каскадным сливом, так как в этой схеме происходит вытеснение горячим конденсатом нижележащих отборов.

Во всех схемах главную роль играют поверхностные подогреватели, которые при соблюдении основного условия их нормальной работы (давление питательной воды выше, чем давление греющего пара во избежание вскипанию нагреваемой воды) отличаются надежностью в работе и малой чувствительностью к колебаниям нагрузки.

Но поверхностные подогреватели дороже смешивающих, имеют недогрев до температуры насыщения греющего пара и связанные с этим необратимые потери и, наконец, требуют специальные схемы отвода конденсата греющего пара.

С ХЕМА РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА СО СМЕШИВАЮЩИМИ ПОДОГРЕВАТЕЛЯМИ

Схемы отвода конденсата должны отвечать трем основным требованиям:

1. Надежность при всех режимах работы, а также пусках и остановках.

2. Минимальные необратимые потери от смешения потоков конденсата и от вытеснения нижележащих отборов.

3. Высокая степень автоматизации и наличие надежных защит при неисправностях.

Совместить все эти требования в одной схеме удается не всегда и тогда предпочтение отдается требованию надежности, так как схемы отвода конденсата вспом. роль в экон. показана.

СХЕМА ОТВОДА КОНДЕНСАТА СХЕМА ОТВОДА КОНДЕНСАТА С

ОТ ПОДОГРЕВАТЕЛЯ С ПОДЪЕМНЫМИ ОПУСКНЫМИ НАСОСАМИ

НАСОСАМИ

СХЕМА ОТВОДА КОНДЕНСАТА С КАСКАДНЫЙ СЛИВ КОНДЕНСАТА

ОПУСКНЫМИ НАСОСАМИ ОТ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

ПРИСТРОЙКИ И НАДСТРОЙКИ СУЩЕСТВУЮЩИХ СТАНЦИЙ.

Использование площадок, ж/д путей и мостовых кранов существующих станций позволяет значительно сократить сроки ввода энергетических мощностей и затраты на монтаж блоков так, при расширении существующей эл. ст. ввод блоков К – 200 – 130 может осуществиться за 2,5 – 3 месяца вместо обычных 2,5 – 3 лет на вновь сооруженной эл. ст. Поэтому широко используется у нас и за рубежом ввод новых блоков на существующих станциях.

Большое значение имеет расширение существующих промышленных ТЭЦ в городах и промышленных районах в связи с ростом технологических и отопительных тепловых нагрузок.

Расширение существующих эл. ст. с использованием их площадок, транспортных магистралей и персонала, но без технологической связи со старым оборудованием по пару и воде называется ПРИСТРОЙКОЙ.

В том случае, когда целесообразна замена старого оборудования более совершенным на параметры Р₀ = 13 МПа, t₀ = 565⁰С или Р₀ = 24 МПа, t₀ = 565 ⁰С сооружаются надстройки.

НАДСТРОЙКОЙ называется расширение существующей эл. ст. с повышением её эффективности за счет повышением начальных параметров или применение комбинированных циклов (парогазовые и др.).

Схема полной паровой надстройки приведена ниже. В отличие от пристройки цель надстройки – повышение экономичности исходного цикла за счет повышения начальных параметров в нем.

Верхняя ступень – в надстроенной части; нижняя – в старом оборудовании.

Если в процессе расширения пара в надстроенной части параметры пара, поступающего к старым турбинам, имеют более низкую температуру, чем расчитано перед ними, то обычно применяется промышленный перегрев.

Однако применение надстроек не всегда оправдывается технико-экономическими расчетами вследствие больших капитальных затрат на парогенераторы надстроек. Дело в том, что парогенераторы старой станции при полной надстройке не участвуют в новом технологическом цикле, они могут быть либо демонтированы, либо оставлены в качестве парового резерва для технологического потребителя: ни то, ни другое решение не является достаточно эффективным.

Вводимая при надстройке мощность невелика (50 – 150 МВт), так как используется только часть теплопадения, то есть реализуется только верхняя ступень расширения вместо полного расширения.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ПОЛНОЙ НАДСТРОЙКИ СТАНЦИИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

1 – парогенератор

2 – предвключенная турбина надстройки

3 – конденсационная турбина старой станции

4 – турбина с отбором старой станции

5 – тепловой потребитель

6 – п. н. д.старых турбин

7 – деаэратор

8 – питательный насос надстройки

9 – п. в. д. предвключенной турбины

10 – конденсационная турбина старой станции

ОТПУСК ТЕПЛОТЫ И ВОСПОЛНЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.

ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОТЫ.

Основными потребителями теплоты от промышленных ТЭЦ являются:

1. Силовые агрегаты, имеющие в качестве привода турбины паровые молоты и прессы, турбокомпрессоры для сжатия различных газов. Для большинства основных потребителей с приводом от паровых турбин необходим пар с давлением 1,8 – 3,5 МПа, перегретый до 350 - 450°С, а с приводом от паровых машин давлением 0,8 – 1 МПа, насыщенный или перегретый пар до 200 – 250 °С.

2. Аппараты и устройства, в которых теплота используется для технологических процессов: подогрев для твердых, жидких и газообразных веществ, выпарные и ректификационные аппараты, сушилки для различных материалов, реакторы в химической промышленности и пр.; пар или горячая вода используется непосредственно для производства продукции или через стенку. Для обогрева производственных аппаратов и непосредственно в технологических процессах применяются преимущественно насыщенный или слабо перегретый пар с давлением 0,3 – 0,8 МПа и температурой до 150 °С.В некоторых производственных процессах используется пар с давлением до 9 МПа.

3. Системы отопления и вентиляции производственных, культурно-бытовых и жилых помещений, а также горячее водоснабжение и систем конденсации воздуха. В производственных помещениях температура поверхности отопительных и вентиляционных приборов допускается до 150°С; для этого может быть применен пар с давлением до 0,6 МПа или горячая вода. В общественных и жилых помещениях макс. допустимая температура нагревательных приборов 95 °С и обогрев их производственной водой.

СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ.

Для теплоснабжения применяется пар и вода. Преимущества воды:

1. Большая комбинированная выработка электроэнергии на ТЭЦ вследствие возможного применения более низкого давления пара в отборах турбин и многоступенчатого подогрева воды. По условиям транспорта пара давление его в сети теплоснабжения не менее 0,4 – 0,6 МПа. При подогреве воды до 150 °С давление греющего пара из отборов турбин возможно – 0,06 – 0,25 МПа. При снижении давления пара с 0,4 до 0,12 МПа выработка эл. эн. увеличивается на 50 %.

2. Меньше потери рабочего тела у потребителя. Сохранение конденсата пара имеет существенное значение для ТЭЦ высокого давления.

3. Возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или сочетания двух различных её видов при сохранении требуемого их соотношения у потребителя.

4. Повышенная активная способность водяной системы.

Недостатки воды как теплоносителя:

1. Большой расход эл. эн. на транспорт по сравнению с расходом эл. эн. на перекачку конденсата при паровой системе.

2. Более тяжелые последствия при авариях в тепловой сети; при небольших повреждениях паровые сети могут оставаться длительное время в работе.

3. Сложность местного регулирования разнородного нагрева и жесткая гидравлическая связь между всеми потребителями.

Для большинства предприятий при теплоснабжении их от ТЭЦ оказывается более экономичным применять воду в качестве теплоснабжения для отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха. Для производственно-технических целей при температуре процесса 120 – 150 °С и выше применяется пар.