Баскаков А.П. (ред.) Теплотехника Энергоатомиздат, 1991 (947482), страница 58
Текст из файла (страница 58)
Однако паровая турбина не столь маневренна, как газовая. Дело в том, что давление пара, подаваемого в турбину, высокое— до 23,5 МПа и корпус турбины для обеспечения прочности очень массивен. Это не позволяет быстро и равномерно прогре<ь паровук< турбину прн пуске.
Газовые турбины работают при давлениях рабочего тела не более ! МПа, их корпус много тоньше, прогрев осуществляется быстрее. Поэтому газотурбинные агрегаты на ТЭС рассматриваются в перспективе как пиковые — . для обеспечения выработки электроэнергии при кратковременном увеличении в ее потребности— для снятии пиков электрической нагрузки. Появившиеся в 50-е годы нашего века атомные электростанции (АЭС) также имеют паротурбинный привод электрогенератора и отличаются от традиционных ТЭС лишь типом котла (парогенератора) По виду отпускаемой энергии паротурбинные ТЭС на органическом топливе подразделяются на конденсадионные электрические станции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭП). На КЭС установлены турбоагрегаты конденсацианного типа, они производят только электроэнергию.
ТЭП отпускают вне<пним потребителям электрическую и тепловую энергию с паром или горячей водой. Поскольку ТЭП связана с предприятием или жилым районом трубопроводами пара нли горячей воды, а их чрезмерное удлинение вызывает повышенные теплопотери, станция этого типа обычно располагается непосредственно на предприятии, в жилом массиве или вблизи ннх. КЭС связывают с потребителями только линии электропередачи, поэтому она может находиться вдали от потребителя, например, вблизи места добычи топлива. Крупные КЭС, обеспечивающие электроэнергией целые промышленные районы, называютси ГРЭС (го<ударственные районные электростанции), их мощность составляет до 2/3 всей электрической мощности ТЭС нашей страны.
Это - крупные станции Нап! имер, мощность Рефтинской ГРЭС на Урале составляет 3800 МВт, станции К; иско. Ачинского топливно-энергетич< ского комплекса будут по 6000 МВт. Ко< плексы котел — турбина — электрогенератор крупных ТЭС, работающие практ<чески автономно, называются энергобло<амн 22.2. КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВНЯ Н ТЕПЛОВАЯ СХЕМА пАРОтз<РБнннОЙ кОнденсАНИОППОЙ ТЭС (КЭС) Основой технологического пр<цесса паротурбинной ТЭС является терм( динамический цикл Репнина для перегретого пара (см.
рис. 6.9, 6.!О), состояш ий из изобар подвода теплогы в пароген раторе, отвода теплоты в конденсаторе < процессов расширения пара в турбине и повышения давления воды в насоса<. Соответственно этому циклу схема простейшей кондеисационной электр ютанцин (см, рис, 6.7 и 22 !) включает < себя котельный агрегате пароперегрева гелем, турбоагрегат, конденсатор и насо<ы перекачки конденсата из конден< атора в парогенератор (конденсатный и питательный насосы) Потери пара и к <нденсата на станции восполняются шдпиточной добавочной водой.
Совершенство ТЭС определяе 'ся ее коэффициентом полезного действия. КПД станции без учета расходов энергии на собственные нужды, на< ример привод электродвигателей вспомогательных агре~атон, называешься КПД <!рутто н имеет вид „<Р„ч /<;< =э„...~0<3~, (22.!) где Э...„— количество выработаю ой генератором электроэнергии, кДж; Г),— расход теплоты на станции (в па)огенераторе) за то же время, кДж;  — расход топлива за то же время, кг, теплота сгорания топлива, кДжГкг. В практике количество электри <еской энергии измеряют в кВт ч. Учигывая, 185 Т 5 Р е н к и н а.
):угцность регенерации изложена в гл 6 Тепловая схема ТЭС с одним регенеративным и о д о г р е в а- К т е л е м (РП) изображена на рис. 22.2; на рис. 22.3 приведен термодинамический цикл, а на рис. 22.5 — процесс раси!иренин пара в турбине (без учета потерь) на этой ТЭС. Рис 22.'2. Теплован схема ТЭС с одним ре- геисративным подогревом питательной воды ! — регенеративный подогреватель; у — паровой котел, 5 — пароперегреаатель. 4 — турбина, 5 эггекгрический генератор, 6 — конденсатор, 7— нонденсатный нагое; 5 . питательный насос что ! кВт ч=3600 кЦж, (22,!) в этом случае можно записать в виде т)ккгчг =36003„ежу'!',)г (22.2) Рнс.
22.3 )!икл ТЭС с регеиерапией Вынесен процесс повышения лавдения воды в питательном насосе (4-5 — процесс нагрева питательной воды в водяном зкономайзере котла) Все тепловые электрические станции с паровыми турбинами работают по р егенеративному циклу )56 Рис 22.! Схема дростеищей конденсадионнай тепловои электростанции г — паровой котел.
7 пароперегревагель, 5 — ~урбина, 4 — элснтрогенератор, 5 . конденсатор, 6 - конленса|ный насос, 7 — бак питательной подм, 5 — питательный насос, 9 — лини» питаыльной воды котла, 75 — условная линия потерь пара н конденсата на ТЭС; у! — подвод добавочной воды лла восполнении потерю 72 — пиркулннионный насос; 75 — источник охлаждающей воды (водоем) лр грх (22.4) др = ь, — д„„. !87 Рис.
22.4 Процесс расширения нара в турбине с регенератнвиым отбором Если из каждого килограмма подведенного к турбине пара доля его и отбирается на регенерацию в РП, то каличе. ство эеплоты 9»п полезна использованной в турбине (в расчете на ! кг пара), составит 9»=Пл. ! — 2 — 3 — 5 — 5 — !(!— о— — м)+ Пл. ! — 2» — 3,— 5 — 6 — ! (< м рис. 22.3).
Питательной воде передается количество теплоты, равное д»=1'1л 2р — 7 — 9--Зр — 2,а, а потери составят всего до, = Пл. 3 — 2 — 7 — 8— 3 (! — а). Теплоту, использованную полезно в турбине, можно подсчитать также па формуле 9)(=(Д, — Дэ)=а (Д, — Д. ), (22.3) а теплоту, подведенную к одному килограмму рабочей среды в парогенераторе (см. рис. 2!.4), по формуле Индекс «р» означает, что рассматриваемые величины относятся к циклу Ренкина с регенерацией.
Термический КПД цикла с регенерацией (при одном регенеративнам отборе) 9о ( ~ 2) ~ ( р о) Число ступеней регенеративного подогрева воды на современных крупных энергоблоках — от семи до девяти, а КПД таких ТЭС достигает 40 — 42 ою В целом КПД ТЭС Чтэс кром! величины»!ь включает в себя внутренний относительный П., и механический р), КПД турбины (см.
гл. 20), а такж~ КПД электрического генератора и, „ грубо- проводов П,р (который учитывает штерн теплоты трубопроводами ТЭС) и пэроиога котла э)„: Чтэс = и 9 рп«П 1 Рр»П«(22 6) где т)„, > 0 7; т),-0 9; каждая из вр личин П„Ч„и»),р близка к 0,99. Самое низкое значение из всех составлающих Чтэс имеет теРми реский КПД цикла Чь Поэтому основные "силия теплотехников в направлении улучшения экономичности работы ТЭС напр'алены на повышение р)„и прежде верта па уменьшение потерь в цикле, которь е имеют место в основном в ионденсато! е турбины.
Как указывалось в $6.4, П, и КПД ТЭС можно поднять комбинирананной выработкой электроэнергии и те!лоты, отводя из турбины часть пара в ардогреватели воды для отопления или технщ!огических нужд завода. Этот пар «ажно использовать и непосредственно в технологических целях.
Возможна такж. установка подогревателей воды, пол~!остью заменяющих конденсатор. Такие с"вицин (ТЭЦ) имеют более высокий общий КПД, чем КЭС, поскольку потери тепло. ты на «обогрев атмосферы» (черрз конденсатор) здесь много меньше. 22.2. НАГРУЗКИ ТЭС И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ Основной особенностью работы электростанции является совпадение в любой момент количеств производимой и потреблиемой электрической э !оргии. Работа «на склад» (аккумулирование) в крупных масштабах в обычных словиях невозможна. В связи с этим рациональная эксплуатация станции р ребует прогнозирования будущих на рузок.
«Предвидеть» нагрузку помогают суточные графики (рис. 22.5). Каждэя отрасль промышленности, быт, ш льское хозяйство и т. д. характеризуются четкой лгп р 8 гд г+ 8 гд 2Ф Часы года д 788 с,ч зависимостью потребляемой мощности от времени суток. Соответственно для данного района, включающего, например, промышленные предприятия и жилые кварталы города, может быть построен суммарный график потребления электроэнергии (левая часть рис. 22.5). На основе суточных графиков строятся приближенные графики годовой продолжительности электрического потребления (правая часть рис.
22.5) в предположении, что в году 2)0 зимник суток и 155 летних (для средней полосы СССР). Добавив к й(„ электрического потребления расход энергии на собственные нужды ТЭС и потери в сетях, можно получить нагрузку Л', на станцию Таким образом, характер графиков нагрузки аналогичен характеру потребления. Плогцади под суточным и годовым графиками нагрузок определяют соответственно суточную Э'. р и годовую Э".
р выработку электроэнергии, т. е 24 Э;„„р= ~ й)„П)дд р Аналогично строятся графики теплового потребления, по которым прогнозируется тепловая нагрузка на ТЭС. Качество работы ТЭС оценивается прежде всего ее коэффициентом полезного действия, затратами топлива на единицу отпускаемой потребителю электрической и тепловой энергии и себестоимостью продукции. Длн теплоэлектроцентралей полный КПД брутто ВР Я,' где Э...р и с)„р — количество выработанной электрической и тепловой энергии, кДж; В" -- расход топлива, кг/с. Для расчетов технико-экономических показателей ТЭП определяют расходы топлива по отдельности оа выработку тепловой В, и электрической В, энергии. При этом расход топлива на выработку отпускаемой потребителю тепловой энергии условно считают таким же, как и при ее выработке непосредственно в котле. Тогда (22.9) С);и. ющ Э„чр=- ~ А„«)дб (227) (22.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
