Паротурбинные электрические станции

На современных тепловых электростанциях большой мощности превращение теплоты в работу производится в циклах, использующих в качестве основного рабочего тела водяной пар высоких давлений и температур. Водяной пар производится парогенераторами (паровыми котлами), в топках которых сжигаются различные виды органического топлива: уголь, мазут, газ и др.

Термодинамический цикл преобразования теплоты в работу с помощью водяного пара был предложен в середине XIX в. инженером и физиком У. Ренкиным. Принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции (КЭС), работающей по циклу Ренкина, показана на рис. 2.1, а, ее общий вид — на рис. 2,1 б.

 

Рис. 2.1.

Принципиальная тепловая схема КЭС.

 

В парогенераторе 1 за счет теплоты сжигаемого топлива вода, нагнетаемая в парогенератор насосом 5, превращается в водяной пар, который затем поступает в турбину 2, вращающую электрогенератор 3. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в механическую работу, которая в свою очередь преобразуется в генераторе в электроэнергию. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор 4, где он конденсируется (превращается в воду). Насос 5 нагнетает конденсат в парогенератор, замыкая таким образом цикл.

На рис. 2.2, а и б изображен цикл Ренкина на перегретом паре в p,v- и Т,s-диаграммах, состоящий из следующих процессов:

—изобара 4—5—6—1 — процесс нагрева, испарения воды и перегрева пара в парогенераторе за счет подводимой теплоты сгорания топлива q1

—адиабата 1—2 — процесс расширения пара в турбине с совершением полезной внешней работы l _а^т;

—изобара 2—3 — процесс конденсации отработанного пара с отводом теплоты q₂ охлаждающей водой;

—адиабата 3—4 — процесс сжатия конденсата питательным насосом до первоначального давления в парогенераторе с затратой подводимой извне работы /_а^н.

Рис.2.2. Цикл Ренкина на перегретом паре b p, v- и Т, s -диаграммах

Термический КПД цикла Ренкина определяется, как обычно, по уравнению

В соответствии со вторым законом термодинамики полезная работа за цикл равна разности подведенной и отведенной в цикле теплоты:

Термодинамические исследования цикла Ренкина показывают, что его эффективность в большой степени зависит от величин начальных и конечных параметров (давления и температуры) пара.

Исследования показывают, что увеличивается с увеличением начальных параметров пара и и уменьшением конечных и . Конечные параметры пара связаны между собой, так как пар в этой области влажный, и поэтому их уменьшение приводит к уменьшению , т.е. давления в конденсаторе.

Увеличение t_l ограничивается жаропрочностью материалов, увеличение — допустимой степенью влажности пара в конце расширения и прочностью материала труб; повышенная влажность (х > 0,8—0,86) приводит к эрозии деталей турбины.

В настоящее время на электростанциях в основном используются параметры пара р ₁ = 23,5 МПа (240 кгс/см²) и = 565^оС. На опытных установках применяются параметры p₁ = 29,4 МПа (300 кгс/см²) и = 600-650 ^о С.

 

Понижение давления в конденсаторе более чем до р₂ = 3,5—4 кПа (0,035— 0,040 кгс/см²), чему соответствует температура насыщения t ₂ = 26,2—28,6 ° С, ограничивается прежде всего температурой охлаждающей воды t _охл, колеблющейся в зависимости от климатических условий от нуля до 25—30 ^о С. При малой разности t₂ — t _охл интенсивность теплообмена падает, а размеры конденсатора растут. Кроме того, с понижением p ₂ становится все большим удельный объем пара, что тоже ведет к увеличению размера конденсатора, а также и к увеличению последних ступеней турбины. На рис. 4.3 и 4.4 показан графически характер влияния повышения р₁ и t₁ и понижения р₂ на термический КПД.

 

Рис.2.3. Влияние повышения начальных давления и температуры пара на экономичность цикла Ренкина

 

 

 

Рис. 2.4. Влияние понижения давления в конденсаторе на влажность пара в конце расширения (а) и экономичность цикла Ренкина (б)

На рис.2.5 показана упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества:

облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

 

 

Рис. 2.5. Принципиальная технологическая схема КЭС:

1 — склад топлива и система топливоподачи; 2 — система топливоприготовления; 3 — котел; 4 — турбина; 5 — конденсатор; б—циркуляционный насос; 7 — конденсатный насос; 8— питательный насос; — горелки котла; 10— вентилятор; 11 — дымосос; 12 — воздухоподогреватель; 13 — водяной экономайзер; 14— подогреватель низкого давления; 15 — деаэратор; 16— подогреватель высокого давления

 

уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

сокращается объем строительных и монтажных работ;

уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи, топливоприготовления, основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной, циркуляционного водоснабжения, водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование вышеназванных систем, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеются в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество теплоты, затраченной при парообразовании, отдает ее циркуляционной воде. Теплота с циркуляционной водой уносится в водоемы, т.е. теряется. Эти потери в основном и определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40—42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжение 110—220 кВ, и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт; сооружаются электростанции мощностью 4—6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: атмосферу, гидросферу и литосферу. Влияние на атмосферу сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, часть которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее — при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы теплоты в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 20% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время в современных условиях решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогреваемых прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т.д.

Регенеративный цикл. Для повышения экономичности работы паротурбинных установок, помимо повышения параметров пара, применяют так называемый регенеративный цикл, в котором питательная вода до ее поступления в котельный агрегат подвергается предварительному нагреву паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. На рис. 2.6 представлена принципиальная схема паросиловой установки с регенеративным подогревом питательной воды, где а₁, а₂ и а₃ — доли отбираемого пара из турбины. Изображение в Т,s -диаграмме носит условный характер, так как количество рабочего пара (рабочего тела) меняется по длине проточной части турбины, а диаграмма строится для постоянного количества.

Рис. 2.6. Регенеративный подогрев питательной воды в цикле Ренкина:

а — схема установки: 2— котел; 2 — пароперегреватель; 3— паровая Турина с промежуточными отборами пара; 4— электрогенератор;

5— регенеративные подогреватели; 6— насосы; 7— конденсатор;

б — изображение (условное) процесса в Т, s -координатах: 1—7— точки диаграммы

Следует отметить, что поскольку питательной воде передается теплота отобранного пара, включая теплоту парообразования, а при получении работы используется лишь часть теплоты пара, не включающая теплоту парообразования, то потеря работы в результате отборов будет значительно меньше, чем увеличение энтальпии питательной воды. Поэтому в целом КПД цикла возрастает. Однако возрастает и удельный расход пара, так как отобранная часть пара не полностью участвует в совершении работы и для получения заданной мощности его расход надо увеличивать. Правдa, это обстоятельство облегчает конструкцию последних ступеней турбин, позволяя уменьшить длину их лопаток.

Применение регенеративного подогрева позволяет, когда это желательно, исключить экономайзер подогрева питательной воды отходящими газами, использовав теплоту уходящих газов для подогрева поступающего в топку воздуха.

Увеличение КПД при применении регенерации составляет 10—15%. При этом экономия теплоты в цикле возрастает с повышением начального давления р₁ пара. Это связано с тем, что с повышением p ₁ увеличивается температура кипения воды, а следовательно, повышается количество теплоты, которое можно подвести к воде при подогреве ее отработанным паром. В настоящее время регенеративный подогрев применяется на всех крупных электростанциях.

Цикл с промежуточным (вторичным) перегревом пара. Из предыдущего следует, что при применении пара высокого давления его влажность в турбине в конце процесса расширения становится значительной даже при очень высокой начальной температуре. Между тем работа турбин на влажном паре недопустима, так как она вызывает увеличение потерь и износ (эрозию) турбинных лопаток в результате механического воздействия на них взвешенных в паре частиц влаги. |

При использовании пара высокого давления повышение его начальной 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 на некоторой стадии расширения приходится отводить из турбины и подвергать повторному перегреву в специальном пароперегревателе, после чего повторно перегретый пар вновь вводится в турбину, где и 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 метод, называют установками с промежуточным перегревом пара. 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%.

Схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара представлена на рис. 2.7, а а процессы в T,s- и i,s - диаграм
мах — рис.2.7, б.

Теплофикационный цикл ТЭЦ. В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям районы должны потреблять большие количества теплоты, целесообразнее прибегать к комбинированной выработке теплоты и электроэнергии. Установки, служащие для комбинированной выработки теплоты и электроэнергии, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), они работают по так называемому теплофикационному циклу.

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплотой. Являясь, как КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием теплоты «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и теплоты достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением теплоты и электроэнергии. В России в настоящее время на ТЭЦ производится около 30% всей вырабатываемой электроэнергии.

Простейшая схема теплофикационной установки показана на рис. 2.7 с основными элементами паросиловой установки.

Рис. 2.7. Схема простейшей теплофикационной установки

 

Охлаждающая вода под действием насоса 8 циркулирует по замкнутому кон-туру, в который включен потребитель тепла. Температура ее на выходе из конденсатора 6 несколько ниже температуры конденсата но достаточно высока для обогрева помещений. Конденсат при температуре забирается насосом 5 и после сжатия подается в котел 1. Охлаждающая вода нагревается за счет теплоты конденсирующего пара и под напором, создаваемым насосом 8, поступает в отопительную систему 7. В ней нагретая вода отдает тепло окружающей среде, обеспечивая необходимую температуру помещений. На выходе из отопительной системы охлажденная вода вновь поступает в конденсатор и в нем опять нагревается поступающим из турбины паром.

При наличии более или менее постоянного потребителя производственного пара пользуются турбиной, работающей с противодавлением без конденсатора.

В теплофикационных установках используются турбины трех типов:

• с противодавлением = 1,2—12 бар;

• с ухудшенным вакуумом = 0,5—0,9 бар;

• с регулируемыми отборами пара.

 

Термический КПД теплофикационного цикла ниже термического КПД соответствующего конденсационного цикла, в котором пар расширяется в турбине до очень низкого давления( = 3—5 кПа), производя при этом полезную работу, и превращается в охладителе в конденсат, а отнятая от него в конденсаторе теплота полностью теряется с охлаждающей водой. Это объясняется тем, что в теплофикационном цикле конечное давление пара значительно превосходит обычное давление в конденсаторе паровой турбины, работающей по конденсационному циклу.

Для оценки экономичности теплофикационных циклов пользуются так называемым коэффициентом использования теплоты, представляющим собой отношение всего количества полезно использованной теплоты, т.е. суммы теплоты, превращенной в работу и равной q_пол, и теплоты, использованной потребителем без ее превращения в работу, равной ко всему количеству подведенной к рабочему телу теплоты:

В теоретическом случае, поскольку этот коэффициент равен 1; практически величина его колеблется от 0,65 до 0,7. Это говорит о том, что в теплофикационном цикле степень теплоиспользования почти вдвое больше, чем в чисто конденсационном цикле, и что, следовательно, комбинированный способ выработки теплоты и электрической энергии значительно экономичнее способа их раздельной выработки.

Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис. 2.8. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не показаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура.

Рис. 2.8. Особенности технологической схемы ТЭЦ:

1 — сетевой насос; 2— сетевой подогреватель

Часть пара при расширении в турбине (с параметрами = = 0,9—1,2 МПа) отбирается и отводится в сетевой пароводяной подогреватель 2, через который сетевым насосом 1 прогоняется вода, используемая для отопления зданий и других нужд городского хозяйства и промышленных предприятий.

На производство пар подается в тех случаях, когда вблизи станции имеются промышленные предприятия, требующие его для технологического процесса. Количество отбираемого от промежуточных ступеней турбины пара определяется потребностью тепловых потребителей в горячей воде и паре.

Использование для теплофикации частично отработавшего пара из промежуточных ступеней турбины уменьшает количество пара, поступающего в ее конденсатор, а, следовательно, и потери теплоты с циркуляционной водой. Вся теплота, содержащаяся в горячей воде и паре, которые поступают со станции в теплофикационную сеть, считается полезно отпущенной теплотой.

Коэффициент использования теплоты теплоэлектроцентралей (η _И.Т), учитывающий отпуск потребителям обоих видов энергии — электрической и тепловой, — достигает 60—70% и даже более. Этот показатель характеризует общее использование энергии топлива на ТЭЦ. Очевидно, что экономичность работы ТЭЦ зависит от величины отбора пара на теплофикацию. С уменьшением количества пара, поступающего в конденсаторы теплофикационных турбин, КПД ТЭЦ возрастает.

Из сказанного следует, что наиболее экономичным режимом работы ТЭЦ является ее работа по графику теплового потребления, т.е. при регулировании поступления пара в турбины соответственно отбору его на теплофикацию при минимальном пропуске пара в конденсатор.

Так как режимы работы тепловых и электрических потребителей различны, то осуществление указанного режима работы ТЭЦ возможно только при ее параллельной работе с другими электростанциями энергосистемы — ТЭС и ГЭС.