Конденсационной турбоустановки

гии (см. §5.7). Результаты энергетического и эксергетического анализов могут резко отличаться друг от друга. Так, потери эксергии в конденсаторе конденсационной электростанции составляют всего 3,5 %, поскольку потенциал (температура) теряемой тепловой энергии близок к потенциалу окружающей среды и согласно второму закону термодинамики лишь малую долю этой энергии можно преобразовать в другой вид.

ГРУППОВОГО ПОДБОРА МЕТОД - ТО же, что селективная сборка. ГРЭЙ [по имени англ, учёного Л. Грэя (Грей, L Gray; 1905-65)] -ед. поглощённой дозы излучения и кермы в СИ. Обозначение - Гр. 1 Гр = 1 Дж/кг = 104 эрг/г. Соотношения между внесистемными единицами и заменившими их единицами СИ: 1 рад = 0,01 Гр; 1 рад/с = 0,01 Гр/с. ГРЭС, государственная районная электростанция, - принятое в России назв. крупной конденсационной электростанции (мощность более 1 ГВт), работающей в электроэнергетической системе наряду с др. крупными электростанциями.

Кпд конденсационной электростанции (КЭС) брутто представляет собой отношение количества выработанной электроэнергии к энергии, подведенной с топливом:

Кпд конденсационной электростанции нетто ц кэс представляет собой отношение отпущенной электроэнергии к энергии, подведенной с топливом:

Задача 7.10. Определить кпд конденсационной электростанции брутто без учета работы питательных насосов, если кпд котельной установки ?71у — 0,89, кпд трубопроводов ^тр=0,97, относительный внутренний кпд турбины >?0, = 0,84, механический кпд турбины 77М = 0,98, электрический кпд генератора т/г = 0,98, начальные параметры пара перед турбинами />i = 9 МПа, t\ = = 550°С и давление пара в конденсаторе р, = 4' 103 Па.

Основой технологического процесса паротурбинной ТЭС является термодинамический цикл Реикина для перегретого пара (рис. 6.9, 10), состоящий из изобар подвода тепла в парогенераторе, отвода тепла в конденсаторе и процессов расширения пара в турбине и повышения давления воды в насосах. Соответственно этому циклу схема простейшей конденсационной электростанции (рис. 6.7 и 23.1) включает в себя котельный агрегат с пароперегревателем, турбоагрегат, конденсатор и насосы перекачки конденсата из конденсатора в парогенератор (конденсатный и питательный насосы). Потери пара и конденсата на станции восполняются подпиточной добавочной водой.

где NC.U и QC.H — соответственно количества электрической энергии и тепла, израсходованные на собственные нужды станции за отчетный период, кдж. Для конденсационной электростанции можно написать (см. гл. 31),

При сжигании низкосортных топлив, как правило, с легкоплавкой золой нужно охладить газы перед ширмами до 1000—1050 °С. Соответственно растут габариты топки, достигающие 20X20 и даже 25x25 м в плане и 70—80 м по высоте. В результате топочный объем доходит до гигантских размеров — 30—35 м3. Например, кот-лоагрегат первого энергоблока Березовской КЭС (конденсационной электростанции на канско-ачинских углях) имеет топку высотой 90 м (при общей высоте котла 110 м!). Это примерно 35-этажное здание. Кроме того, не следует забывать и о повышенных экологических требованиях при переходе к крупным агрегатам и «трудным» топливам.

Сравнение теплового баланса конденсационной и теплофикационной электростанции показывает, что полезное использование топлива, сжигаемого в топках котлов в ТЭЦ, почти в 2 раза больше по сравнению с конденсационной электростанцией. Основная разница' состоит в том, что в конденсационной электростанции 51 % тепла топлива теряется с охлаждающей водой. В теплоэлектроцентрале около 35% тепла используется для нагрева воды, идущей на коммунальные и промышленные цели, а потери с охлаждающей водой составляют около 23%.

На Костромской конденсационной электростанции введены 3 энергоблока по 300 МВт (I и II очередь) и намечены к установке два энергоблока по 1200 МВт.

КОТлов характеризуется малым солесодержанием — несколькими десятками миллиграммов на килограмм. Еще меньшим солесодержанием характеризуется вода котлов конденсационной электростанции, так как питательной водой для них является конденсат турбин с добавкой дистиллята -испарителей или химически обессоленной воды. Нормирование химического состава котловой воды по отдельным составляющим производится на основе тепло-химических испытаний.

статический тепловой расчет тепловой схемы конденсационной турбоустановки;

По этим программам на ЛМЗ, УТМЗ, ХТГЗ, в МЭИ и других организациях выполнены расчеты, связанные с определением статических характеристик различных турбоустановок, диаграмм режимов и выборов оптимальных параметров, схем и конструкций этих энергоустановок, а также пароохладителей по схемам Виолена и Ри-кара. Эти исследования проводятся путем многовариантных расчетов, причем время расчета одного варианта тепловой схемы конденсационной турбоустановки на ЭВМ типов БЭСМ-4, М-220 составляет несколько минут.

Общий энергетический баланс конденсационной турбоустановки без учета внешних потерь теплоты характеризуется выражением

рассматриваться как энергетический показатель конденсационной турбоустановки, так как они связаны между собой. Действительно, удельный расход теплоты на турбоустановку, кДж/(кВт-ч), равен:

Относительное повышение КПД теплофикационной турбоустановки по производству электроэнергии по -сравнению с КПД конденсационной турбоустановки равно:

Абсолютный КПД конденсационной турбоустановки совпадает с КПД по производству электроэнергии. Для теплофикационной турбоустановки эти КПД различны.

Рассмотрим -аналитические методы оптимального распределения регенеративного подогрева воды между ступенями конденсационной турбоустановки без промежуточного перегрева пара.

Количество добавочной воды определяется в случае конденсационной турбоустановки утечками пара и конденсата (и потерями продувочной воды при барабанном котле). Все эти потери относятся к внутренним потерям в схеме (рис. 6.1).

Тепловая схема энергоблока. Энергоблок 800 МВт состоит из прямоточного котла П-67 ЗиО производительностью 2650-103 кг/ч, предназначенного для работы на буром угле Березовского месторождения КАТЭК, и одно-вальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-800-240-5 сверхкритических парамет-

Тепловая схема энергоблока. Энергоблок 1000 МВт двухконтурной АЭС состоит из водо-водяного энергетического реактора ВВЭР-1000 и одновальной конденсационной турбоустановки К1000-60/1500 ХТЗ. Тепловая мощность реактора Qp=k3200 МВт при температуре теплоносителя на входе и выходе из реактора 289 и 322 °С, при давлении воды в корпусе реактора 16 МПа и ее расходе в 76-103 м3/ч. Топливом служит обогащенный до 3,3—4,4% уран (рис. 11.17).

основного конденсата турбины и возвращается с питательной водой в котел. Следовательно, испарительную установку, включенную по такой схеме, можно рассматривать как элемент регенеративной системы турбоустановки. Действительно, когда испаритель не включен в работу, подогрев основного конденсата турбины от энтальпии hn + j до энтальпии А„ происходит в регенеративном подогревателе Пп паром, поступающим по линии 1 из отбора турбины. Когда испаритель работает, подогрев основного конденсата ведется последовательно в конденсаторе испарителя КИ и подогревателе Пп в том же диапазоне энтальпий. При этом общее количество отборного пара остается неизменным. Неизменной остается и тепловая экономичность турбоустановки. Такое включение испарительной установки в тепловую схему турбоустановки называют без потерь потенциала. В тепловой схеме конденсационной турбоустановки испарители и конденсаторы испарителей размещаются в системе регенеративного подогрева низкого давления, т.е. между подогревателями, установленными на линии подогрева основного конденсата до деаэратора. Для таких условий температурный перепад, который может быть использован в испарителе, не превышает разности температур насыщения пара, поступающего в смежные отборы. Обычно этот перепад не превышает 15—20 °С. При постоянном пропуске основного конденсата через конденсатор испарителя его конденсирующая способность будет определяться диапазоном подогрева основного конденсата, который тем больше, чем меньше температурный напор в испарителе.

1.5.1. Цикл Ренкина и КПД конденсационной турбоустановки и электростанции