теплоэнергетика

протекающие в паротурбинной установке ТЭС, следующие:

1. Qэко – количество теплоты, идущее на

нагрев питательной воды в экономайзере парового котла;

2. Qисп – количество теплоты, необходимое

для процесса парообразования в испарительных поверхностях нагрева парового котла;

5.Qконд – количество теплоты (площадь графика, выделенная синим цветом), отданное паром в окружающую среду в процессе конденсации пара в конденсаторе;

6.Qподвед – количество теплоты (суммарная площадь графика, выделенная синим и красным цветом), подведенное к рабочему телу в термодинамическом цикле в паротурбинной установке.

Следует отметить, что доли тепловой энергии, идущие на процессы нагрева воды в экономайзере – Qэко, парообразования

виспарительных поверхностях – Qисп и перегрев пара в пароперегревателе – Qппе, сильно зависят от давления, на которое спроектирован котел – 40, 100, 140 или 255 ата. С ростом давления снижается доля теплоты, идущая на парообразование (для прямоточных котлов сверхкритических параметров равна нулю), и возрастают доли тепловой энергии, направленные на нагрев воды и перегрев пара.

111

8.3. Регенеративные циклы паротурбинных установок

Термодинамический цикл водяного пара с использованием теплоты частично отработавшего пара для подогрева конденсата (питательной воды) называется регенеративным циклом. В регенеративном цикле по сравнению с конденсационным циклом уменьшается относительная величина потерь с цирку-

ляционной водой, и за счет этого повышается КПД.

В теплоэнергетике используется регенеративный цикл с отборами части рабочего вещества из промежуточных ступеней турбины для регенеративного подогрева воды.

Схема ПТУ с подогревом питательной воды в смешивающих регенеративных подогревателях паром трех регенеративных отображена на рис. 8.4. В каждом смешивающем подогревателе поступающая в него вода за счет конденсации греющего пара нагревается до температуры насыщения данного отбора, смешивается с конденсатом греющего пара и смесь насосом перекачивается в сле-

дующий подогреватель более высокого давления. Последний по ходу воды насос подает ее в котел.

В турбине за счет регенеративных отборов по ходу пара его количество уменьшается, а в подогревателях по ходу воды ее количество увеличивается, так что на разных участках цикла участвует разное количество рабочего вещества.

112

Пар регенеративных отборов совершает в турбине работу, но не попадает в конденсатор, теплота конденсации этого пара полезно используется для подогрева питательной воды парогенератора, заменяя теплоту продуктов горения топлива. Таким образом, отборный пар совершает работу без потерь теплоты в окружающую среду (без теплового сброса q2), и, следовательно, выгодно получить максимальную работу за счет пара регенеративных отборов. Расход пара в каждый из отборов, а следовательно, и работа, совершаемая им в турбине, определяются энергетическим балансом регенеративного подогревателя.

В смешивающем подогревателе, при непосредственном контакте нагреваемой воды и греющего конденсирующегося пара, достигается термодинамическое равновесие, поэтому температура воды, уходящей из подогревателя, соответствует температуре насыщения греющего пара.

Рис. 8.5. Принципиальная схема ПТУ с регенерацией: ПК – паровой котел; Т – паровая турбина; ЭГ – электрический генератор; К – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНД, ПВД – подогреватели низкого и высокого давления; Д – деаэратор; ПН – питательный насос

113

В реальных тепловых схемах паровых турбин подогрев питательной воды осуществляется в подогревателях поверхностного типа. В поверхностных подогревателях теплообмен между конденсирующимся паром и нагреваемой водой происходит через поверхность нагрева и вода не догревается до температуры насыщения греющего пара на 3-7 оС. На рис. 8.5 изображена схема ПТУ с регенерацией.

Регенеративный подогрев питательной воды повышает КПД паротурбинной установки на 10 – 12 %, так как при этом часть пара при промежуточных давлениях отбирается из турбины и конденсируется в регенеративных подогревателях, нагревая питательную воду.

По существу работа отборного пара совершается с КПД, равным единице, и это повышает общую тепловую экономичность установки.

На рис 8.6. приведена Т,s - диаграмма паротурбинного цикла, которая иллюстрирует процесс передачи тепловой энергии от пара, расширяющегося в турбине, к питательной воде, нагреваемой в подогревателях системы регенерации.

На диаграмме условно показан процесс передачи теплоты Qрег от пара к питательной воде. Поток

в Т, s– диаграмме тепловой энергии Qрег определяется как сумма всех потоков пара из отборов паровой турбины, направляемых в

подогреватели низкого и высокого давления, а также в деаэратор, системы регенеративного подогрева питательной воды и конденсата в тепловой схеме турбины.

Расчет расходов пара из отборов турбины выполняется при проведении расчета тепловой схемы конкретной паротурбинной установки.

114

8.4. Промежуточный перегрев пара

На мощных паротурбинных установках ТЭС в России и за рубежом применяется промежуточный перегрев пара. Процесс расширения пара в турбине для схемы с промежуточным перегревом представлен на рис. 8.7. Схема ТЭС с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 8.8) получила наибольшее распространение. Она обладает высокой тепловой экономичностью. Промежуточный перегрев пара осуществляется путем направления потока пара после цилиндра высокого давления турбины в специально выделенную поверхность нагрева котлоагрегата – промежуточный (вторичный) пароперегреватель. После перегрева пара до темпе-

ратуры tпп, равной, как правило, температуре острого пара t0, вторично перегретый пар направляется в цилиндр среднего давления турбоагрегата.

Далее пар последовательно расширяется в цилиндрах

не только избежать повышенной влажности в конце процесса расширения, который снижает внутренний относительный КПД турбины и вызывает эрозионный износ отдельных ее элементов, но также повысить термический КПД цикла за счет приближения процесса подвода теплоты к изотермическому. Оценкой тепло-

115

вой экономичности цикла ПТУ с промежуточным перегревом пара является термический КПД, который определяется по выражению

где hо – энтальпия острого пара; h’пп, h”пп,– энтальпии вторично перегретого пара до и после перегрева; hк – энтальпия пара в конденсаторе; ctк – энтальпия конденсата.

Выбор давления, при котором осуществляется отвод пара на промежуточный перегрев, проводится на основе термодинамического анализа тепловой схемы.

Рис. 8.8. Схема ТЭС с газовым промежуточным перегревом пара: ПК – паровой котел; ПП – промежуточный пароперегреватель парового котла; ЧВД, ЧСД, ЧНД – части высокого, среднего и низкого давления

паровой турбины соответственно; ЭГ – электрический генератор; К – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНД, ПВД – подогреватели

низкого и высокого давления; Д – деаэратор; ПН – питательный насос

116

Для блоков мощностью 300, 500 и 800 МВт при начальном давлении перегретого пара р0 = 23,5 МПа и температуре t0 = =540 °С оптимальное давление пара, направляемого на вторичный перегрев, находится в диапазоне (0,15 – 0,2) Р0, следова-

тельно, р’пп. опт = 3,5 – 4,7 МПа.

После вторичного пароперегревателя давление пара снижается в среднем на 15 %, а температура повышается до температуры острого пара, т.е. t’’пп = 540 °С. Промежуточный перегрев пара повышает показатели тепловой экономичности паротурбинного блока на 5 – 7 %.

8.5. Типы тепловых электрических станций

Тепловые электрические станции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам. В приведенной ниже классификации учтены все типы ТЭС на органическом топливе, в том числе ТЭС с парогазовыми и газотурбинными установками. Таким образом, все существующие тепловые электрические станции на органическом топливе условно разделяют:

1. По виду отпускаемой энергии:

а) КЭС (конденсационные) с паровыми конденсационными агрегатами – отпускают электроэнергию и нерегулируемую тепловую энергию;

б) ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) – отпускают электрическую и регулируемую тепловую энергию.

2. По виду используемого топлива:

а) ТЭС на газообразном и жидком топливе; б) ТЭС на твердом топливе.

3. По типу основных турбин на ТЭС:

а) КЭС с паровыми конденсационными турбинами; б) ТЭЦ с теплофикационными турбинами.

4.По начальным параметрам пара и виду термодинамического цикла ТЭС с давлением:

а) рo = 9,0 МПа (докритические параметры цикла); б) рo = 13,0 МПа (докритические параметры цикла); в) рo = 24,0 МПа (закритические параметры цикла).

5.По типу котлов:

а) на ТЭС с докритическими параметрами пара применяют, как правило, барабанные котлы с естественной циркуляцией;

б) на ТЭС с закритическими параметрами пара – прямоточные котлы.

117

6. По технологической структуре: а) ТЭС блочного типа; б) ТЭС с поперечными связями.

7. По степени загрузки и использованию электрической мощности:

а) базовые Туст= 6 000 – 7 500 ч; б) полубазовые Туст= 4 000 – 6 000 ч;

в) полупиковые Туст = 2 000 – 4 000 ч; г) пиковые Туст< 2 000 ч.

8.6. Тепловой баланс конденсационных ТЭС

Рассмотрим тепловую схему типичного энергетического блока конденсационной ТЭС, работающей на органическом топливе

(рис. 8.9).

Рис. 8.9. Тепловая схема энергетического блока конденсационной ТЭС: 1 – котельный агрегат; 2,3,4 – ЦВД, ЦСД, ЦНД турбины; 5 – электрический генератор; 6 – конденсатор; 7,9 – конденсатные насосы 1-го и 2-го подъема; 8 – блочная обессоливающая установка (БОУ); 10 – подогреватель конденсата паром из уплотнений турбины; 11-13 – группа ПНД;

14 – деаэратор; 15 – питательный насос; 16-18 – группа ПВД; 19 – бустерный насос; 20 – приводная противодавленческая турбина

питательного насоса

118

Энергетический блок имеет в своем составе прямоточный паровой котел 1 и турбину, состоящую из цилиндров высокого 2, среднего 3 и низкого 4 давления, механически связанную с электрическим генератором 5. После пароперегревателя котла свежий пар поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД), где срабатывается часть теплоперепада, а затем направляется в промежуточный пароперегреватель котла, из которого поступает сначала в ЦСД, а затем в ЦНД турбины и далее в конденсатор.

Конденсат из конденсатора 6 последовательно проходит две ступени подъёма давления в соответствующих конденсатных насосах 1-го 7 и 2-го 9 подъема, между которыми установлена блочная обессоливающая установка 8 для очистки конденсата от примесей, которые попадают в него в процессе преобразования в котле питательной воды в перегретый пар.

Система регенеративного подогрева питательной воды имеет семь ступеней подогрева. В подогреватели высокого давления 16-18 пар поступает из ЦВД и ЦСД турбины, а в подогреватели низкого давления 11-13 – из отборов ЦСД и ЦНД.

Конденсат пара в системе регенерации высокого давления каскадно (последовательно) сливается из одного подогревателя в другой, а затем в деаэратор. В системе регенерации низкого давления каскадный слив осуществляется до второго по ходу конденсата подогревателя 11. Из этого ПНД конденсат с помощью насоса подается в линию основного конденсата. Перед поступлением в систему регенерации конденсат нагревают в подогревателе 10, в который направляются протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины.

На рис. 8.10 показана диаграмма превращения теплоты топлива на ТЭС с газомазутными энергоблоками, осредненная за годовой период. Отношение количества энергии, отпущенной ТЭС за некоторый промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнергии. Для ТЭС, рассмотренной на рис. 8.9, он состав-

ляет 38,4 %.

В повседневной практике на ТЭС используют другой показатель – удельный расход условного топлива bу, измеряемый в г/(кВт·ч). Средние показатели работы современных конденсационных блоков мощностью 200 – 1200 МВт находятся в диапазоне 310 – 360 г / (КВт ч) в зависимости от вида сжигаемого топлива. Для газомазутных ТЭС характерны значения удельного

119

расхода топлива 310 – 340 г / (КВт ч), а для пылеугольных

340 – 360 (г / КВт ч).

Рис. 8.10. Тепловой баланс газомазутной ТЭС

Напомним, что условное топливо – это топливо, имеющее теплоту сгорания Qсг = 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг. Если, напри-

55 000 000 г у.т., и при этом отпущено в сеть Э = 160 000 кВт·ч электроэнергии, то удельный расход условного топлива составит

В 2009 г. тепловые электрические станции России на органическом топливе выработали примерно 600 млрд кВт·ч электроэнергии при среднем расходе удельного условного топлива bу = 342 г/(кВт·ч). Следовательно, для выработки этого количества электроэнергии пришлось сжечь

120