Паротурбинной установке

В паротурбинной электростанции топливо (твердое, жидкое или газообразное) сжигается в топке парового котла и образующиеся при этом горячие газы омывают трубные секции котла, по которым циркулирует вода, а затем — смесь воды и пара. В трубных секциях котла, носящих название пароперегревателя, горячие газы нагревают уже чистый пар до температуры, значительно превосходящей температуру насыщения при господствующем в котле давлении.

6. Тепловое хозяйство паротурбинной электростанции .................. 21

Тепловое хозяйство паротурбинной электростанции

Тип паротурбинной электростанции определяют в основном следующие технические данные: энергетическое назначение

6. ТЕПЛОВОЕ ХОЗЯЙСТВО ПАРОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Технологическая схема паротурбинной электростанции

Фиг. 10. Схе.иа технологического процесса паротурбинной электростанции.

паротурбинной электростанции.

Составные части станции сами по себе являются сложными агрегатами. Рассмотрим наиболее общий и наиболее сложный случай— паротурбинной электростанции. Она состоит из следующих цехов:

В тепловом процессе станции участвует ряд элементов оборудования. Основным оборудованием паротурбинной электростанции являются: 1) котельные агрегаты, имеющие задачей превращение 'подаваемой под давлением «асосов питательной воды в- перегретый пар необходимых параметров еа счет отнятия тепла от дымовых газов, образующихся при сжигании топлива и 2) турбинные • агрегаты, е которых за счет расширения перегретого пара до некоторого конечного давления происходит преобразование части тепловой энергии в механическую, а затем, в электрическом генераторе в электрическую энергию.

Электростанция с поршневыми паровыми машинами обычного типа мало отличается в части компоновки от небольшой паротурбинной электростанции. Взаимное расположение котельной и машинного зала принимается обычно параллельное, с установкой котлов в один ряд фронтом к внешней продольной стене. Паровые машины, как тихоходные машины, часто соединяются с электрическими генераторами с помощью канатной или ременной передачи. Большие массы и диаметры маховиков машин, необходимые для обеспечения параллельной работы генераторов, вызывают увеличение высоты помещения.

применением оптимального по технико-экономическим показателям конечного давления пара в паротурбинной установке 3 — 4 кПа. Уменьшение вакуума в конденсаторе приводит к росту термического КПД паротурбинной установки. Например, снижение давления от 4 до 3 кПа соответствует росту КПД примерно на. 2%. В то же время необходимое для снижения давления в конденсаторе увеличение кратности циркуляции или снижение Ы приводит к росту поверхности конденсатора, мощности системы охлаждения. Поэтому оптимальное давление в конденсаторе находится в результате технико-экономического анализа. Кроме отмеченных факторов в технико-экономическом анализе учитывается влияние давления в конденсаторе на работу последних ступеней турбины: увеличение удельного объема пара и связанная с этим необходимость в больших проходных сечениях (длинных лопатках) или возрастающие потери с выходной скоростью. Для мощных турбин ТЭС давление в конденсаторе выбирают не ниже 3,5 КПа; использованием промежуточного перегрева пара оптимальных параметров повышают термическую экономичность цикла и уменьшают конечную влажность пара в последних ступенях паровой турбины. Температура промежуточного перегрева пара обычно принимается равной температуре перегрева свежего пара, а давление 0,15-0,25 давления свежего пара;

соконапорным котлом (39 — 46 % в зависимости от типа ПТУ) на 2 — 3% больше, чем КПД установки с низконапорным котлом. Удельный расход топлива в ПГУ с высоконапорным котлом меньше на 6—9%, чем в паротурбинной установке (с теми же параметрами пара), а капитальные вложения — на 10-15 % ниже на 1 кВт установленной мощности.

ности, поскольку для обеспечения электропроводности газа работают в диапазоне температур 2000—3000° С. Если же тепло отработавшего в МГДГ газа подвести к паротурбинной установке, то суммарный КПД (см. ниже) такой МГДУ достигнет 50—55%, однако работоспо-

КПД нижней ступени комбинированного цикла при интервале температур 150—30°С был бы не очень высоким — около 12%. Однако если прибавить эту цифру к значению КПД стандартного парового цикла (40 %) или верхней ступени бинарного цикла (около 10%), общий КПД системы превысит 60%. В системе с таким КПД терялось бы примерно на 33 % меньше теплоты, чем в стандартной паротурбинной установке, работающей на органическом топливе.

Лопаточный материал. В качестве лопаточного материала газовых турбин могут служить стали марок ЭИ-69 и хромоникеле-вые типа 18-8 с титаном. За гран щей применяются стали типа ATV и ATV-Hecla. Последняя применена в Детройтской паротурбинной установке на 540° С. Крипоустойчивость сталей марки ЭИ-69, WF-luO и 14-14-2 дана в табл.3 [3, 5]. Химический состав этих сталей дан в табл. 4 [3], см. также т. 3, стр. 494.

Нелинейные математические модели тепловых стационарных процессов в паротурбинной установке с достаточной для инженерных исследований точностью представляются системами алгебраических и трансцендентных уравнений. В эти системы входят нелинейные уравнения состояния или зависимости в табличном и графическом виде, уравнения перепада давления, дросселирования в паропроводе, теплопередачи в подогревателях; уравнения теплового и материального баланса, тешюперепада, расходов и мощности пара по ступеням, отсекам и др. [Л. 25, 26].

Как известно, вырабатываемый в котлах промышленной энергетики пар в ряде случаев используется для выработки электроэнергии в паротурбинной установке, а также для различных технологических процессов в промышлегшости, где требуется определенное качество пара.

Если сохранить неизменным регенеративный подогрев питательной воды до температуры te, то потери с уходящими газами резко возрастут, что сделает применение парогазового цикла заведомо неэффективным. Поэтому его осуществление предполагает сокращение или даже полное устранение регенеративного подогрева питательной воды в паротурбинной установке. В этом случае продукты сгорания могут охлаждаться после газовой турбины до температуры уходящих газов tis за счет нагрева питательной воды в водяном экономайзере, не показанном на рис. 1-3.

Все эти схемы были проверены в промышленных установках, действующих на электростанциях систем Азглавэнерго, Мосэнерго, на ТЭЦ Горьковского автомобильного завода (ГАЗ), а также на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях Азербайджанской ССР в схемах обработки как пресных вод, так и морской воды. Схема, показанная на рис. 2.10Д была внедрена на первой опытно-промышленной опреснительной установке с предварительным глубоким умягчением воды на паротурбинной установке Нефтяных Камней и на Na-катионитной установке ГРЭС им. Красина. Схемы рис. 2.10,г, ж, з внедрены на опреснительных установках ГРЭС «Северная» и на Сумгаитской ТЭЦ-1. Схема на рис. 2.10,м внедрена на химически обессоливающей установке Али-Байрам-линской ГРЭС; схемы рис. 2.10,яс, и внедрены на ТЭС-21 Мосэнерго и на ТЭЦ ГАЗ. Опыт эксплуатации установок показал надежность и экономичность их работы, а главное — возможность получения обработанной воды высокого качества.

турбиной ГТ-700-4-1. Расчетный к.п.д. брутто всей установки 37%; расход топлива на 10% ниже, чем в паротурбинной установке.

Рассмотренные три схемы ПГУ работают по бинарному циклу. Представленная на рис. 7, г схема ПГУ относится к классу установок с монарным циклом, в котором совершает работу смесь пара и газа. В этой схеме невозможен изотермический отвод тепла в конденсаторе, и отработавшая парогазовая смесь выбрасывается в атмосферу, что предопределяет более высокий температурный уровень отвода тепла к холодному источнику по сравнению с паротурбинной установкой. Оптимальная степень повышения давления в таких установках достигает 30—80. Но даже и при таких величинах степени повышения давления подвод тепла к водяному пару от горячего источника осуществляется при более низком среднем давлении, чем в паротурбинной установке докритического или закритического давления. Более высокая температура перегрева пара (700—800° С) не компенсирует ухудшения показателей цикла из-за неизотермического отвода тепла и более низкого парциального давления в процессе подвода тепла.