Организация основного производства тепловой электростанции

 

2. По  технологической  структуре:
1. ТЭС с блочной структурой основного оборудования. Используется несколько блоков. Принципиальная схема не зависит от блоков. Количество парогенераторов равно количеству турбин.

Эта структура появилась 30-40 лет  назад. Причины: переход на промперегрев пара для увеличения КПД установки;  необходимость упрощения схем паропроводов; требование надежной автоматизации  и регулирования основных агрегатов  и вспомогательного оборудования;

2. ТЭС не блочной структуры. С поперечными связями и общим паровым  трансфером. Количество парогенераторов не равно количеству турбин.

 
 

3. По  типу теплового двигателя:
1. станции с паротурбинными установками (КПД до 40%);
2. станции с газотурбинными установками (КПД=30-33%).   

     Топливо и сжатый  воздух подаются в камеру сгорания, затем продукты сгорания расширяются  в газовой турбине. ГТУ более  компактны, чем ПТУ, менее металлоемкие, маневренные;   

3. станции с  парогазовыми установками (КПД=50-55%).

Работают  по циклу газовой и паровой турбин. Основное достоинство-экономичность;

4. тепловые  станции с двигателями внутреннего  сгорания.

 

4. По  виду используемого  топлива:
1. угольные;
2. газовые (больше всего);
3. мазутные.

 
 

5. По  типу парогенератора:
1. с прямоточным парогенератором;
2. с барабанным парогенератором.

 

6. По  величине начальных  параметров пара:
1. со сверхкритическими параметрами пара (Р>22 МПа);
2. с высокими параметрами пара (Р>16 МПа);
3. со средними параметрами пара (Р>4 МПа);
4. с низкими параметрами пара (Р<4 МПа).

 

7. По  мощности.
1. станции большой мощности (N_уст>1000 МВт);
2. станции средней мощности (N_уст>160 МВт);
3. станции средней мощности (N_уст<160 МВт).

 

8. По  типу часов использования  установленного оборудования:
1. базовые (Т_уст>5000 час/год);
2. полупиковые (Т_уст от 5000 до 1500-2000 час/год);
3. пиковые (Т_уст <1500-2000).

 

9. По  способу водоснабжения:
1. прямоточные;

     б) с обратным водоснабжением       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2. Тепловые схемы и оборудование конденсационных электростанций(КЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) 

Наиболее  распространенными, вырабатывающими около 80 % электроэнергии, являются тепловые электростанции (ТЭС). Они подразделяются на станции теплофикационные (теплоэлектроцентрали — ТЭЦ) и конденсационные (КЭС). ЭС в зависимости от и начального давления применяемого пара (перед турбогенераторами) делятся на:

ТЭС низкого  давления — 13—25 ата (1,3—2,5 МПа). Практически  не применяются, хотя в связи с  тенденциями к созданию на предприятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть вновь;

ТЭС среднего давления — 25—45 ата (2,5—4,5 МПа). Считаются устаревшими, но кое-где еще сохранились. Как правило, на этих станциях проводилась реконструкция, установлены новые котло- и турбоагрегаты, работающие на более высоких параметрах пара. Иногда в целях повышения экономичности на таких станциях устанавливались так называемые «предвключенные» турбоагрегаты — противо-давленческие турбины высокого давления, отработанный пар которых соответствовал нужному среднему давлению. Чаще эти станции переводились в режим работы с «ухудшенным вакуумом» — конденсаторы этих турбин использовались как теплообменники, производящие горячую воду для теплофикации. В этих же целях на ряде ТЭС среднего давления имеющиеся нерегулируемые отборы пара, ранее предназначавшиеся исключительно для собственных нужд, превращены в теплофикационные отборы. В обоих указанных случаях КЭС, по существу, превращались в ТЭЦ;

ТЭС высокого давления — 90 ата (9 МПа);

ТЭС сверхвысокого  давления—130—240 ата (13—24 МПа).

Все эти  исторические тенденции к росту  начального давления пара вызваны стремлением к повышению экономичности. Согласно второму закону термодинамики, внутренний относительный КПД теплового цикла зависит от соотношения начального и конечного теплосодержания рабочего тела, в данном случае — водяного пара. Поэтому чем выше начальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем выше КПД производства энергии. Однако даже теоретически он не может быть выше 44 — 45 %. Повышение экономичности ТЭС — глобальная задача человечества, наиболее известный и проверенный путь ее решения — теплофикация, создание ТЭЦ, а в последнее время — парогазовых циклов.

  В состав турбоагрегата входят паровая турбина и синхронный генератор. Паровые турбины, используемые на ТЭЦ, наз. теплофикационными. Отобр. пар используют для производ. и отопит, нужд потребителей, для собств. нужд ТЭС (на подогрев питательной воды, ее термин, дегазацию в деаэраторах, питание эжекционных установок, конденсаторов и т.д.). Место отбора (ступень теплофикац. паровой турбины) выбирают взависимости оттребуемых параметров пара.

Отработанную теплоту теплофикац. турбины с противодавлением используют полностью для нужд произ-ва или отопит. системы. Однако электрич. мощность, развиваемая такими турбинами, зависит от тепловой нагрузки, и при отсутствии последней (напр., в летнее время на отопительных теплоэлектроцентралях) они не вырабатывают электрич. мощности. Поэтому турбины с противодавлением применяют при достаточно равномерной теплотой нагрузке, обеспеч. иа все время действия ТЭЦ (т.е. преимущественно на пром. ТЭЦ). Работают они обычно параллельно с конденсац. теплофикац. паровой турбиной. У теплофикац. турбины с конденсацией и отбором (шш отборами) пара для снабжения теплотой потребителей используется лишь пар отборов, а теплота конденсац. потока пара отдается охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь теплоты такие турбины большую часть времени должны работать по "тепловому" графику, т.е. с миним. пропуском пара в конденсатор. Паровые турбины с конденсацией и отбором пара получили преимущественное распространение на ТЭЦ как универсальные по возможным режимам работы. Их использование позволяет регулировать тепловую и электрич. нагрузки практически независимо одна от др.; в частном случае при поииж. тепловых нагрузках или при их отсутствии ТЭЦ может работать по "электрическому" графику с необходимой полной или почти полной электрич. мощностью. Электрич. мощность теплофикац. турбин в отличие от конденсац. выбирают не по заданной шкале мощностей, а по кол-ву расходуемого или свежего пара. Именно по этому параметру унифицированы крупные теплофикац. турбоагрегаты. Тепловая нагрузка на отопит. ТЭЦ в течение года неравномерна. Для снижения затрат на осн. энер-гетич. оборудование часть теплоты (40— 50%) в периоды повыш. нагрузки подают потребителям от пиковых водогрейных котлов. Долю теплоты, отпускаемой осн. энер-гетич, оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет коэфф. теплофикации ТЭЦ.

    Рис. 1. Общий вид теплоэлектроцентрали.

   Рис. 2. Простейшие схемы теплоэлектроцентралей с различными турбинами и различными схемами отпуска пара: а — турбина с противодавлением и отбором пара, отпуск тепла — по открытой схеме; б — конденсационная турбина с отбором пара, отпуск тепла — по открытой и закрытой схемам; ПК — паровой котёл; ПП — пароперегреватель; ПТ — паровая турбина; Г — электрический генератор; К — конденсатор; П — регулируемый производственный отбор пара на технологические нужды промышленности; Т — регулируемый теплофикационный отбор на отопление; ТП — тепловой потребитель; ОТ — отопительная нагрузка; КН и ПН — конденсатный и питательный насосы; ПВД и ПНД — подогреватели высокого и низкого давления; Д — деаэратор; ПБ — бак питательной воды; СП — сетевой подогреватель; СН — сетевой насос. 

.        

 
 

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для совместной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, различаются по типам установленных на них турбогенераторов на:

противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потребителям тепловой энергии; имеются также противодавленческие турбины с регулируемым производственным отбором (типа ПР);

турбины с регулируемыми отборами пара и  конденсацией, в том числе с  одним производственным отбором  пара давлением 5—13 ата (0,12—0,25 МПа — типа П;

с одним  теплофикационным отбором пара давлением 1,2—2,5 ата (0,12—0,25 МПа) — типа Т; с  двумя отборами — производственным и теплофикационным (типа ПТ),

Экономические показатели, свойственные перечисленным  типам турбин, заложены в энергетических, характеристиках.

Энергетическая  характеристика турбоагрегата — это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или топлива от развиваемой электрической мощности типа:

Q₄ = q_xx + q_тP_т + q_кP_к (Гкал/ч)        (1.1)

В_ч — b_кх + b_тР_т + b_кP_к (т у.т./ч),       (1.2)

где Q_ч — часовой расход теплоты, Гкал/ч; В_ч — часовой расход топлива, т у.т./ч; q_xx и b_кх — часовые расходы теплоты или топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; q_т и bт — относительные приросты теплоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/'ч/кВт; q_к и b_к — относительные приросты теплоты или топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Р_т— электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Р_к — электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.

Здесь и далее применяются общепринятые размерности:

гу.т., кг у.т., т у.т. — граммы, килограммы и тонны условного топлива, т. е. некоего усредненного вида топлива, имеющего теплоту сгорания Q_p" = 7000 ккал/кг;

Вт, кВт, МВт — ватты, киловатты, мегаватты — единицы электрической мощности; кВт. ч, МВт, ч — киловатт-часы, мегаватт-часы — единицы электрической энергии;

ккал, Гкал — килокалории и гигакалории (1Гкал - 10⁶ ккал) — единицы тепловой энергии; ккал/час, Гкап/час — килокалории в час, гигакалории в час — единицы тепловой производительности (мощности); эти размерности являются внесистемными единицами (вне международной системы СИ), где для теплоты и тепловой энергии предписано использовать джоуль (Дж, кДж — килоджоуль, МДж — мегаджоуль, ГДж — гигаджоуль и т.д.) или тепловые киловатты и киловатт-часы (кВт(т), МВт(т) и т.д.); однако в нашей промышленности пока что практически нет приборов, измеряющих тентовую энергию в этих системных единицах.

Давление  пара, также традиционно, измеряется в атмосферах — абсолютных (ата) или избыточных (ати — сверх атмосферного давления, т.е. 1 ата = 1 ати+1), Это также внесистемные единицы, где давление должно измеряться в мегапаскалях (МПа), причем 1 ата = 0,1 МПа

Противодавленческие турбины предназначены для теплоснабжения потребителей с попутной выработкой электроэнергии. Электрическая мощность этих турбин как бы «привязана» к тепловой производительности и полностью от нее зависит:

Q_ч = q_xx + q_тP_т (Гкал/ч)        (1.3)

В_ч = b_хх + b_тР_т(ту.т./ч).        (1.4)

Поскольку вся электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении (по теплофикационному  циклу), Противодавленческие турбины  являются самыми экономичными из всех паровых турбин. Удельный расход топлива здесь составляет 180 — 200 г у.т./кВт«ч.

Теплофикационные  турбины с одним или двумя  регулируемыми отборами пара имеют  следующие характеристические уравнения:

для часовых  показателей:

Q_ч = q_xx + q_тP_т + q_кP_к(Гкал/ч)        (1.5)

P_т= m₁Q_п + m ₂Q_т - С(кBт);        (1.6)

для годовых  показателей:

Q_год = q_ххТ + q_тW_т + q_к W_к (Гкал/год);      (1.7) 

W_т=m₁Q_п + m ₂Q_т - С (кВт ч/год),       (1.8)

где Q_п — часовой (или годовой) отпуск пара из производственного отбора (7—13 ата, 0,7 — 1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; Q_т — часовой (или годовой) отпуск пара из теплофикационного отбора (1,2 — 2,5 ата, 0,12 — 0,25 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; m₁ — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; m — удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт ч/Г кал или кВт/Гкал/ч; С — константный показатель при расчете теплофикационной мощности (выработки энергии — при расчете годовых показателей), кВт; Т — - время работы турбины, ч/год; W_т— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт ч/год; W_к — годовая выработка электроэнергии по конденсационному циклу, кВт ч/год.

Расход  теплоты определяет расход топлива  соответствующим турбоагрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной ТЭЦ, затраченный на производство тепла, по формуле