close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Н.Д. Денисов-Винский (www.denisov-vinskiy.ru) Методические указания к выполнению Курсовой работы по курсу Общая Энергетика

код для вставкиСкачать
Методические указания к выполнению Курсовой работы по курсу Общая Энергетика Содержание: Целью настоящего учебно-методического пособия является ознакомление студентов, обучающихся по направлению «Электроснабжение», с принципами производства элек
 Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
1
Негосударственное обр
а
зовательное учреждение
высшего профессионал
ь
ного образования
Московский институт энергобезопасности и эне
р
госбер
е
жения
К
АФЕДРА Э
НЕРГЕТИКИ И ЭНЕРГОСБ
Е
РЕЖЕНИЯ
Н.Д. Денисов
-
Винский
Методические ук
а
зания к выполнению
курсовой р
аботы по курсу
«Основы эне
р
гетики»
IV
курс
Москва 200
8
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
2
Методические указания к выполнению курсовой раб
о
ты по курсу «Основы эне
р
г
е
тики»
. I
V
курс
.
–
М.: МИЭЭ, 2008
, 152
с.
Одобрено кафедрой
энерг
е
тики и энергосбережения МИ
ЭЭ: 1
7 января
2008
г.
Автор
:
Денисов
-
Винский
Н.Д.
Вычистка и корректура пр
о
изведена автором.
Рецензент:
доктор технич
е
ских наук, профессор Щ
е
ренко А.П.
Авторы с благодарн
о
стью примут от читателей все критич
е
ские замечания и
указания по адрес
у
:
mieen
@
rambler
.
ru
© МИЭЭ, 200
8
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
3
Введение
Целью настоящего учебно
-
методического п
о
собия явл
я-
ется ознакомл
е
ние студентов, обуча
ю
щихся по направлению «Электроснабжение», с принципами производства электр
о-
энергии на разли
ч
ных типах тепловых и атомных элект
р
о-
станций. За последние 20 –
30 лет технология генерации электроэнергии шагнула далеко вперёд. Одним из перспе
к-
тивных направл
е
ний считается развитие парогазовых техн
о-
логий. Это происходит благодаря тому, что к.п.д. данной те
х-
нологии в ближайшей перспективе
может сост
а
вить 60%. П
а-
рогазовая технология является пе
р
спективной и с той то
ч
ки зрения, что она позволяет одновременно использ
о
вать сра
в-
нительно экол
о
гически чистый приро
д
ный газ в газовой ту
р-
бине, а также имеет, считающий перспективным, пыл
е
угол
ь-
ный эне
р
гоблок. Это позволяет перейти на сверхкрит
и
ческие и супе
р
сверхкритические пар
а
метры пара в пароту
р
би
н
ной установке парогазовой электростанции, что зн
а
ч
и
тельно п
о-
вышает её к.п.д. Главной целью данн
о
го методического пособия является методика выпо
л
нения кур
совой работы по дисциплине «О
б-
щая эне
р
гетика» и позволяет пр
о
вести технико
-
экономическое обоснов
а
ние строительства и раб
о
ты, согла
с-
но графику з
а
данной нагрузки, энерг
о
генерирующего пре
д-
пр
и
ятия –
либо электроста
н
цией, либо котельной, л
и
бо те
п-
лофикационной (
к
о
генерационной) установки. Очевидно, что энерг
о
генерирующее предпр
и
ятие не м
о-
жет работать весь свой срок службы в номинал
ь
ном режиме. Также необходимо по
м
нить, что необходим т
е
кущий, кап
и-
тальный и аварийный ремонт обор
у
дования. Важной особе
н-
ностью электр
останции в процессе её эксплуатации, является так н
а
зываемый перерасход топлива при работе энергоблока не в номинальном режиме. Всё это существенно сказыв
а
ется на увеличении такого важного параметра как срок окупаем
о-
сти обор
у
дования. Предлагаемая методика является униве
р-
сальной для оценки загр
у
женности оборудования при его р
а-
боте на опред
е
ленного потребителя –
т.е. согласно графику нагрузки потребителя. Конечным результатом расчёта явл
я-
ется такой показатель как степень использования максимал
ь-
ной мощности эн
ергоблока, а также пок
а
затель перерасхода Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
4
топл
и
ва, который возникает в любом случае, когда уст
а
но
в
ка работает в не ном
и
нальном режиме. Данная методика явл
я
ется приближенной с то
ч
ки зр
е
ния результатов, к
о
торые будут получены при её использовании. Это св
я
за
но с тем, что автор стр
е
мился максимально упр
о-
стить математический а
п
парат, который необходим для да
н-
ной методики. О
д
нако студенту необходимо будет вспо
м
нить такие разделы математики, ч
и
таемые в МИЭЭ, как «И
н
т
е-
гральное исчисление», в частности тема «Опред
е
ленный и
н-
теграл» (см. м
е
тодическое пособие «М
а
тематика. II
курс.»
,
Ден
и
сов
-
Винский Н.Д., Ерохин С.В.
–
М.: МИЭЭ, 2007.
), «Функции», в частности тема «Задание функции различными аналитич
е
скими выражениями в ра
з
личных областях» (см. «Математика. I
курс. I
с
е
м
естр.»
,
Денисов
-
Винский Н.Д., Ер
о
хин С.В.
–
М.: МИЭЭ, 2006.
). При выполнении к
у
р
совой работы целесоо
б
разно испол
ь-
зовать как для оформления, для ра
с
чётов, так и для постро
е-
ния графиков –
энергет
и
ческих характеристик, систему мат
е-
матического вычисления Mathc
ad
. (
см. Денисов
-
Винский Н.Д. «
Mathcad
при решение задач по курсу М
а
темат
и
ка. I
курс.» –
М.: МИЭЭ, 2007.)
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
5
ГЛАВА I
О физических в
е
личинах, использу
е
мых в
практике прои
з
водства и потребл
е
ния электр
и
ческой и тепловой энергии
Цель наст
оящего ра
з
дела напомнить читателю основные и производные от них физические вел
и
чины, используемые в т
е
плотехнике, которые ему также пригодятся при в
ы
полн
е-
нии курсовой работы по дисциплине «Общая энергетика». Теплотехника и, в частности, теплоэне
р
гетика –
э
то инжене
р-
ные науки. Поэтому они «н
а
чинаются с цифры» и, имея то или иное отнош
е
ние в теплоэнергетике, нельзя не знать нек
о-
торого набора величин и их зн
а
чений. Поэтому считаем нео
б-
ходимым напомнить их читателю. Единицей измерения длины в системе СИ явл
я
ет
ся метр
. В метрах изм
е
ряются длины турбоагр
е
гатов (например, дл
и
на турбины мощностью 1200 МВт составляет около 48 м), ра
з-
меры машинного зала тепловых электр
о
станций, высо
т
ные отме
т
ки установки оборудов
а
ния и т. д.
Для измерения разм
е
ров деталей обычно и
с
по
льзуются миллиметры
. В миллиметрах измеряют зазоры между дет
а-
лями, тепловые расширения ту
р
бины на фундаменте.
Для измерения массы и в системе СИ, и на пра
к
тике, чаще всего испол
ь
зуют килограмм
и кратные ему величины: грамм и тонну. Единицей времени в сист
еме СИ является с
е
кунда
. С
е-
кундами польз
у
ются для анализа быстр
о
протекающих пр
о-
цессов в системе автоматического регулирования турбин, в проточных частя турбин и т.д. Минутами и часами обычно пользуются для описания менее быстрых процессов, напр
и-
мер, дл
и
тел
ьности этапов пуска, нагружения, разгружения и остановки турбины, пр
о
текающих от нескольких минут до нескольких ч
а
сов. Например, пуск пар
о
вой турбины после ночн
о
го простоя занимает 30 –
40 мин, а длительность пуска энергоблока после ремонта может достигать
3 –
5 ч. В часах обычно изм
е
ряется наработка турбины и ресурсы различного т
и
па. Например, назначе
н
ный ресурс составных ча
с
тей оборудования энерг
о
блоков за редким искл
ю
чением должен быть не менее 200 тыс. ч, парк
о
вый ресурс больши
н-
ства турбин составляет 1
70 –
220 тыс. ч, наработка ту
р
бины Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
6
на отказ работосп
о
собности (он должен быть не менее 5000 ч для пар
о
вых турбин и 3000 ч для газовых турбин). Днями или сутками
измеряются продолж
и
тельность р
е-
монтов (н
а
пример, продолжител
ь
ность плановых ремонтов для энерг
облока мощн
о
стью 800 МВт: капитал
ь
ного -
72 –
73 дня, средн
е
го –
37 –
42 дня, текущего 10 дней). Годами
изм
е-
р
я
ются межплановый срок службы турбины (он до
л
жен быть не менее 4 лет), срок службы турбины до списания (не менее 40 лет). Полезно запомнить, что 1 год = 8760 ч.
Температура
в сист
е
ме СИ измеряется в кел
ь
винах (К). Численно 1 º
С = 1 К, а температуры в кел
ь
винах T
и градусах Цел
ь
сия t
связаны соотношен
и
ем:
T = t + 273,15
Рассмотренные един
и
цы –
длины, массы, врем
е
ни и те
м-
пературы (в кел
ь
винах) входят
в состав о
с
новных единиц СИ. Все остальные единицы явл
я
ются производными от осно
в-
ных. Площадь и объём обычно измеряются соо
т
ветственно в м
2
(метр квадратный) и м
3
(метр кубический). Необходимо отдельно сказать единицах измер
е
ния кол
и-
чество природн
о
го га
за. Проще всего для этой цели было и
с-
польз
о
вать единицы массы (кг или т). Однако историч
е
ские и технические прич
и
ны привели к тому, что количество пр
и-
родного газа измеряется в един
и
цах объёма (
м
3
). Это до
с
т
а-
точно неудобно, так как в равных объёмах при ра
з
л
ичных давлениях соде
р
жится разная масса пр
и
родного газа, соде
р-
жащая различную тепловую эне
р
гию. Поэтому количество природного газа измеряют в так называемых но
р
мальных к
у-
бометрах
, т.е. приведённых к «нормал
ь
ным» условиям.
Скорость среды
(пара, воды) и лине
йная скорость пер
е-
мещения деталей ту
р
бины измеряется в м/с (метров в секу
н-
ду). Н
а
пример, скорость течения пара в элементах турбины составляет 50 –
500 м/с. Как правило, интенси
в
ность вибр
а-
ции измеряе
т
ся так называемой вибр
о
скоростью
, измеряемой в мм/с непо
средственно прибором. Нормальный уровень ви
б-
рации соста
в
ляет 2,8 мм/с, предельно допустимый уровень 7,1 мм/с –
при этом уровне турбина должна быть о
с
тановл
е-
на. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
7
Частота вращения
измеряется числом обор
о
тов в секу
н-
ду или минуту. Поскольку частота сети в наше
й стране равна 50 Гц, то частота вращения ту
р
боагрегатов составляет 50 или 25 об/с (соответстве
н
но 3000 или 1500 об/мин). Сила
и вес тел в си
с
теме СИ измеряется в ньютонах
(Н). Однако на практике часто пользуются внесистемной един
и-
цей –
килограмм
-
силой
(к
гс). Необходимо помнить, что 1 кгс = 9,8 Н ≈ 10 Н.
Давление
в системе СИ измеряются в паскалях
1 Па = 1 Н/м
2
.
Паскаль –
это очень малая величина, п
о
этому испол
ь
зуют кратные величины: килопаскаль
(кПа) и мег
а
п
а
скаль
(МПа). Иногда используют бары:
1 бар =
10
5
Па = 100 кПа,
что примерно соотве
т
ствует атмосферному да
в
лению.
Полезно запомнить, что давление за конденс
а
ционной п
а-
ровой турб
и
ной составляет около 3 –
8 кПа. Давление пара перед современными паровыми турбинами 12 –
30 МПа, п
е-
ред газовыми турбинами 1
,0 –
1,8 МПа. Рассмо
т
ренные ед
и-
ницы измер
е
ния давления в условиях эксплуатации оборуд
о-
в
а
ния электростанций не и
с
пользуются, главным о
б
разом, по причине отсу
т
ствия на ТЭС приборов с градуировкой в па
с-
калях. На ТЭС обычно использ
у
ется техническими атм
о
сф
е-
рам
и
(ат):
1 ат = 1 кгс/см
2
= 9,8 ∙ 10
4
Па = 98 кПа = 0,098 МПа.
Кроме технических атмосфер, применяемых в технике, используют ф
и
зические атмосферы (
атм
):
1 атм ≈ 1,033 ат ≈ 1,013 ∙ 10
5
Па.
Многочисленное об
о
рудование тепловых эле
к
тростанций работает при давл
ении p
меньшем, чем атмосферное давление
B
.
Их разность Н = B
–
p
называется разряж
е
нием
. Разряжение измер
я
ется неп
о-
средственно пр
и
бором. Электрическая и те
п
ловая энергия в системе СИ измер
я-
ется в джоулях
(Дж), а мощность –
в ва
т
тах
(Вт): 1 Вт = 1 Дж/с.
Электрическую мо
щ
ность турбоагрегатов и электроста
н-
ций обычно представляют в мегава
т
тах
(1 МВт = 10
6
Вт) или миллионах киловатт (1 МВт = 10
3
кВт). Реже, к
о
гда речь Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
8
идёт о мощности энергосистем, используют гигаватты
(1 ГВт = 10
3
МВт). Электрическую эне
р
ги
ю в практике теплоэне
р
гетики обычно измеряют в киловатт
-
часах
(кВт
∙
ч). Очевидно, что
1 кВт
∙
ч = 3600 кДж.
Количество тепловой энергии
измеряется либо в джоулях, либо в калориях
(кал): 1 кал = 4,1868 Дж.
Чаще используются величины, кратные кал
о
рии -
килок
а-
л
ория
(ккал), мегакалория
(Мкал) и, особенно гигакалория
(Гкал):
1 Гкал = 10
3
Мкал = 10
6
ккал = 10
9
кал.
Тепловая мощность
(теплопроизводител
ь
ность) обычно измеряется в Гкал/ч, но иногда и в м
е
нее привычных един
и-
цах –
мегаваттах. Полезно по
м
нить, что 1 Гкал
= 1,16 МВт.
Например, теплопр
о
изводительность мощной ТЭЦ с 5 энергоблоками 250 МВт составляет 1650 Гкал/ч = 1914 МВт.
Плотность
или обра
т
ная ей величина –
удел
ь
ный объём
измеряются соответственно в кг/м
3
или м
3
/кг. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
9
ГЛАВА II
Типы те
пловых электростанций
Тепловой электрич
е
ской станцией
называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в эле
к
трическую и (в общем случае) тепловую энергию. Тепловые электр
о
станции можно классиф
и
цировать по различным признакам.
1.
По виду использу
е
мого топлива тепловые электроста
н-
ции раздел
я
ются на электростанции, работающие на орган
и-
ч
е
ском топливе и ядерном горючем. За электростанциями
, работающими на орган
и
ческом т
о-
пливе, во врем
е
на, когда ещё не было атомных электроста
н-
ций (А
ЭС), исторически сл
о
жилось н
а
звание тепловых (ТЭС –
тепловая электр
и
ческая станция
), которые в свою очередь делятся на конденсационные электр
о
станции (КЭС) и тепл
о-
электроцентрали (ТЭЦ). Именно в этом смысле ниже мы б
у-
дем употре
б
лять этот термин, хотя и ТЭЦ
, и АЭС, и газоту
р-
бинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электроста
н-
ции (ПГЭС) также являются теплов
ы
ми электростанциями, р
а
б
о
тающие на принципе преобразования тепловой энергии в электрич
е
скую.
В качестве органич
е
ского топлива на ТЭС и
с
пользуется газо
образное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС в Ро
с
сии, особенно в европе
й
ской её части, в качестве основн
о-
го топлива п
о
требляют природный газ, а в качестве резервн
о-
го то
п
лива –
мазут, используя последний в виду его д
о
рог
о-
визны только в кра
й
них случа
ях. Такие ТЭС принято наз
ы-
вать газом
а
зутными
. Во многих р
е
гионах, в основном в аз
и-
атской части России, о
с
новным топливом является энергет
и-
ческий уголь –
низкокалорийный уголь или отходы высок
о-
кал
о
рийного каменного угля. Поскольку перед сжиган
и
ем такие угли
размалыв
а
ют в специальных мельн
и
цах до пыл
е-
видного с
о
стояния, то такие ТЭС н
а
зывают пылеугольными
. 2.
По типу теплосил
о
вых установок, использу
е
мых на ТЭС для преобр
а
зования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турб
о
агрегатов, различаю
т п
а
р
о-
турбинными, газотурби
н
ные и парогазотурбинные электр
о-
станции. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
10
Основой паротурби
н
ных электростанций
я
в
ляются п
а-
ротурбинные установки
(ПТУ), которые для преобразования тепл
о
вой энергии в механич
е
скую используют самую сло
ж-
ную, самую мощную и чрезвычайн
о соверше
н
ную энергет
и-
ческую м
а
шину –
паровую турбину
. Паротурбинные устано
в-
ки –
это основной элемент тепловых ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Газотурбинные тепл
о
вые электростанции
(ГТЭС) осн
а-
щаются газ
о
турбинными установками
(ГТУ), работающими на газовом или, в крайнем с
лучае, жидком (дизел
ь
ном) то
п-
ливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно выс
о-
ка, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции н
а
зываются ГТУ
-
ТЭЦ. Парогазовые тепловые электростанции
компле
к
туются
парогазовыми у
с
тановками
(ПГУ), пре
д
ставляющими ко
м-
бин
а
цию ГТУ и ПТУ, что п
о
зволяет обеспечить выс
о
кую экономичность. ПГУ
-
ТЭС могут выполняться конденсацио
н-
ными (ПГУ
-
КЭС) и с отпуском тепл
о
вой энергии (ПГУ
-
ТЭЦ).
3.
По уровню начал
ь
ного давления пара (
н
а
ча
льные пар
а-
метры пара
) различают ТЭС докрит
и
ческого давления
и свер
х
критического давления
(СКД).
Под начальными п
а
раметрами пара понимают температ
у-
ру и давление пара перед турбинной и соответствующие им п
а
раметры пара на выходе из паровых котлов. Критическ
ое давление –
это 22,1 МПа (225,6 ат). В ро
с-
сийской теплоэне
р
гетике начальные пар
а
метры пара станда
р-
тиз
и
рованы: ТЭС и ТЭЦ стр
о
ятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД –
23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические пар
а
метры пара по технич
е
ским причинам выполн
я
ются с промежуточным перегревом и по блочной схеме.
Паротурбинные эле
к
тростанции на орг
а
нич
е
ском топливе используют перегретый пар, состояние которого определяе
т-
ся температурой и давлен
и
ем. В свою очередь давл
е
ние пара одноз
начно опр
е
деляет температуру нас
ы
щения. Таким обр
а-
зом, начальные параметры пара сводятся к двум темпер
а
т
у-
рам: перегретого и н
а
сыщенного пара. Повышение начальных параметров пара, позв
о
ляющее увеличивать КПД цикла и располагаемый теплоперепад, я
в-
ляется одн
им из основных исто
ч
ников экономии топлива на Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
11
электростанциях. Те
х
нический прогресс на п
а
ротурбинных электроста
н
циях в значительной ст
е
пени проявляется в п
о-
в
ы
шении начальных пар
а
метров пара.
Энергетическую э
ф
фективность повышения начальной температуры пара
можно иллюстрир
о
вать на примере ид
е-
альн
о
го ци
кла Карно. Действ
и
тельно, КПД цикла Карно
0
К
0
K
0
К
t
T
T
1
T
T
T
,
где 0
T
-
начальная и К
T
-
конечная температ
у
ра ци
к
ла, К, при которых теплота подводится к телу и отво
ди
т
ся от него.
Конечная температура пара К
T
современных крупных конденсацио
н
ных турбоустановок изм
е
няется в относительно н
е
широких пределах, от 295 до 310 К. Если принять К
T
= 300 К, то при 0
T
= 600 и 800 К (соответстве
н
но 327 и 527 º
С) КПД ци
к
ла Карно К
t
равен соо
т
ветственно 0,50 и 0,625; при 0
T
= 900 К К
t
= 0,667. Таким образом, КПД ци
к
ла Карно сравн
и-
тельно быстро возрастает в п
о
вышени
ем начальной те
м
пер
а-
туры пара. Повышение начальной температуры пара практ
и
чески о
г-
раничивается прочностными и технол
о
гическими свойс
т
вами м
е
таллов, надёжностью их в работе, а также эконом
и
ческими условиями, их удорожанием с повышен
и
ем температуры, в особе
н
ности при переходе от о
д
ного класса стали к друг
о
му, более совершенному.
С точки зрения терм
о
динамики наиболее э
ф
фективно о
д-
новременное повышение начальной температуры и начальн
о-
го давление п
а
ра.
4.
Энергоблок с пр
о
межуточным перегревом пара и без него.
П
овышение начальн
о
го давления пара (при да
н
ной те
м-
пературе) позвол
я
ет наряду с возможным улучшением тепл
о-
вой экономичности электр
о
станции увеличить мо
щ
ность оборудования при допустимых его размерах (габаритах). Увеличение плотности пара с повыш
е
нием его дав
ления п
о-
зв
о
ляет существенно увел
и
чить массовый его расход и с
о-
вершаемую им работу в проточной части турб
и
ны, размеры которой огр
а
ничиваются конструкти
в
ными условиями. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
12
Промежуточный пер
е
грев пара позволяет ос
у
ществить дополнительный подвод теплоты к рабоч
е
му телу (водяному пару) и повысить его работосп
о
собность. Тем самым ча
с
ти
ч-
но компенсируя огр
а
ничение начальной темп
е
ратуры свежего пара и п
о
вышается КПД цикла. Применение промежуто
ч
ного перегрева пара на конденсационных пар
о
турбинных устано
в-
ках способствуе
т также сн
и
жению конечной влажн
о
сти в п
о-
следних ступенях турбины, повышения н
а
дёжности и экон
о-
мичн
о
сти их работы. Обычно применяется одноступенчатый пром
е
жуточный перегрев пара. Для особенно крупных энергоблоков при д
о-
рогом используемом топливе возможно п
рименение двухст
у-
пенчатого пром
е
жуточного перегрева пара. Такая схема пр
и-
менена на некоторых крупных эне
р
гоблоках в США.
5
.
По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.
Блочные ТЭС
состоят из отдельны, ка
к правило, одноти
п-
ных энергетич
е
ских установок
–
энерг
о
блоков. В энергоблоке
к
а
ждый котёл подаёт пар только для своей турбины, из кот
о-
рой он возвращае
т
ся после конденсации только в свой котёл. По блочной схеме стоят все мощные районные эле
к
троста
н-
ции и ТЭЦ
, кот
о
рые имеют так называ
е
мый промежуточный п
е
регрев пара
. Работа котлов и турбин на ТЭС с поп
е
речными связями обесп
е
чивается по
-
другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него п
и
таются все паровые турб
и
ны ТЭС. По такой схе
ме строятся КЭС без пром
е
жуточного перегрева пара и почти все ТЭЦ на докр
и
т
и-
ческие начальные пар
а
метры пара.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
13
ГЛАВА III
Общее представление о тепловой электроста
н
ции
Рассмотрим типичную конденсационную тепл
о
вую эле
к-
тростанцию
, р
а
ботающую на органич
е
ском топливе, не и
н-
тер
е
суясь пока процессами, происходящими в её об
о
рудов
а-
нии.
Как уже было отмеч
е
но выше, ТЭС –
это о
г
ромное пр
о-
мышленное предприятие по произво
д
ству электроэнергии. О
с
новным «сырьём» для р
а
боты ТЭС является орг
а
ническое топливо, с
оде
р
жащее запас химической энергии, измеряемый те
п
лотой сгорания
сг
Q
.
Топливо подаётся в котёл, куда также для его сжигания подаётся оки
с
литель –
воздух, в котором содержится кисл
о-
род. Воздух берётся из атм
о
сферы. В зависимости от соста
ва и теплоты сгор
а
ния для полного сжигания 1 кг топлива тр
е-
буется от 10 до 15 кг воздуха и, т
а
ким образом, воздух –
это тоже природное «сырьё» для производства электр
о
энергии, для доставки к
о
торого в зону горения н
е
обходимо иметь мощные высокопроизводитель
ные нагнетатели.
В результате химич
е
ской реакции сгорания т
о
плива, при которой угл
е
род C
топлива превращ
а
ется в оксиды CO
2
и CO
, водород H
2
–
в пары воды H
2
O
, сера S
–
в оксиды SO
2
и SO
3
и т.д., образ
у
ются продукты сгорания топлива
–
смесь разли
ч-
ных газов
высокой темп
е
ратуры. Именно тепловая энергия продуктов сгор
а
ния топлива является и
с
точником электр
о-
энергии, вырабатываемой ТЭС. Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущихся внутри труб. К сожал
е-
нию, не всю тепловую
энергию, высв
о
бодившуюся в резул
ь-
тате сгорания топлива, по те
х
ническим и экономич
е
ским причинам удается передать воде. Охлаждё
н
ные до темпер
а-
туры 130 –
160 º
С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу п
о
кидают тепловую электр
о
станцию. Ч
асть теплоты, уносимой дымовыми газ
а
ми, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эк
с-
плуатации, составляет 5 –
15%. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
14
Часть тепловой эне
р
гии, оставшаяся внутри котла и пер
е-
данная воде, обеспечивает образование пара высоких начал
ь-
ных параметров. Этот пар н
а
правляется в паровую турбину
. На выходе из турбины с помощью апп
а
рата, который назыв
а-
ется конденсатором
, подде
р
живается глубокий вак
у
ум: да
в-
ление за паровой турбиной составляет 3 –
8 кПа. Поэтому пар, пост
у
пив в турбину с высоким
давлением, движется к конденсатору, где давл
е
ние мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращ
е
ние его потенц
и-
альной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобр
а
зуется в ней во враще
ние ротора. Ротор турбины связан с ротором электр
о
генератора, в обмотках статора которого генер
и
руется электрическая энергия, представляющая собой конечный п
о-
лезный продукт функциониров
а
ния ТЭС.
Для работы конденс
а
тора, который не только обеспечив
а-
ет низко
е да
в
ление за турбиной, но и заставляет пар конде
н-
с
и
роваться (превращаясь в воду), требуется большое колич
е-
ство холодной в
о
ды. Холодная вода являе
т
ся третьим видом «сырья», поставляемого на ТЭС и для её функционирования не мен
е
е важ
н
а
, чем то
п
ливо. Ри
с.
3.
1. Тепловой баланс газомазутной и пылеугольной (ци
ф
ры в скобках) тепловой электростанции.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
15
Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся пр
и
родных и
с-
точников воды (река, море), либо строят искусственные и
с-
точники (
пруд
-
охладитель
, во
з
душные башенные охл
а
д
и
тели и др.).
Основная потеря тепла на ТЭС возникает из
-
за передачи теплоты конде
н
сации охлаждающей воде, которая затем о
т-
даёт её окружающей среде. С те
п
лом охлаждающей воды т
е-
ряется более 50% тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит сильное тепловое з
а-
гря
з
нение окружающей среды. Часть тепловой эне
р
гии топлива потребляется внутри ТЭС либо в идее тепла (например, на раз
о
грев мазута, пост
у-
пающ
е
го на ТЭЦ в густом виде в железнодорожных цисте
р-
нах), либо в виде электр
о
энергии (н
апример, на привод эле
к-
тродвигателей насосов различного назн
а
чения). Эту часть потерь называют собственными нуждами
. На рис.
3.
1
показана диаграмма превращения теплоты т
о-
плива на ТЭС с тремя газомазутными бл
о
ками электрической мо
щ
ностью по 800 МВт, о
с
редне
нная за годовой п
е
риод.
Отношение количества энергии, отпущенной ТЭС за н
е-
который промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, соде
р
жащейся в сожженном т
о
пливе, называется к
о-
э
ф
фициентом полезного де
й
ствия нетто ТЭС по в
ы
работке электроэнергии
. Понятие КПД нетто ТЭС обычно используется как ун
и-
версальная оценка для сравнения ТЭС в ра
з
личных странах, при нау
ч
ном анализе и в некоторых других случаях. В повс
е-
дневной практике на ТЭС используется другой пок
а
затель –
удельный расход условного топлива
y
b
, и
з
меряемый в г/(кВт
∙
ч). Н
а
помним, что условное то
п
ливо
–
это топливо, име
ю
щее теплоту сгорания ут
сг
Q
= 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг.
Пример
.
На ТЭС сожгли уг
M
= 100 т угля с теплотой сг
о
рания угль
сг
Q
= 3500 ккал/кг или пересчитав на усло
в
ное то
п
ливо 50
7000
3500
100
M
B
уг
y
ут
сг
угль
сг
Q
Q
т у.т.,
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
16
и при этом отпущено в сеть Э
=160.000 кВт
∙
ч. Удельный ра
с-
ход условн
о
го топлива на данной ТЭС составит
3125
,
0
000
.
160
000
.
50
B
y
Э
b
y
кг/(кВт
∙
ч)
или
5
,
312
10
3125
,
0
000
.
160
10
000
.
50
B
3
3
y
Э
b
y
г/(кВт
∙
ч).
Между коэффицие
н
том полезного действия тепловой электростанции (КПД ТЭС) нетто и удел
ь
ным расходом у
с-
ловного топлива существует эл
е
ментарная связь:
ТЭС
y
b
123
; y
ТЭС
b
123
.
Полезно и лег
ко з
а
помнить, что удельному расходу y
b
= 333 г/( кВт
∙
ч) соответствует КПД нетто ТЭС
≈ 37%. Приме
р-
но такой уровень имеет т
и
пичная ТЭС России. Тепловая электроста
н
ция
пропускает через себя огромное количество в
о
ды. Мож
но считать, что для отпуска 1 кВт
∙
ч эле
к
троэнергии требуется примерно 0,12 м
3
охла
ж
дающей воды, которая п
о
ступает к конденсатору с температурой, примерно равной температуре окр
у
жающей среды. В конде
н-
саторе она нагреется на 8 –
10 º
С и покинет его.
Например
, всего один энергоблок мощностью 300 МВт за 1 с использует 10 м
3
охлаждающей воды. Для его работы тр
е-
буется расход воды, примерно равный среднегодовому ра
с-
ходу Москва
-
реки в черте города. Для работы насосов, о
б-
служивающий этот энергоблок, требуется электр
одвигатель мощн
о
стью 2,5 МВт. Огромно и количество используемого воздуха. Для выр
а-
ботки 1 кВт
∙
ч электроэнергии требуется примерно 5 м
3
возд
у-
ха.
Для нормальной раб
о
ты ТЭС, кроме «сырья» (топливо, охлаждающая вода, воздух) требуется масса других матери
а-
лов:
масло для работы системы смазки, регулирования и з
а-
щиты турбин, реагенты (смолы) для очистки раб
о
чего тела, многочисленные ремонтные материалы. Наконец, мощные ТЭС обслуживаются большим колич
е-
ством персонала, который обеспечивает т
е
кущую эксплуат
а-
цию, те
хническое обслуживание оборудования, анализ те
х
н
и-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
17
ко
-
экономических пок
а
зателей, снабжение, управление и т.д. Орие
н
тировочно можно считать, что на 1 МВт установле
н
ной мощности требуется 1 персона и, следовательно, персонал мощной ТЭС составляет несколько т
ы
с
яч человек.
Любая конденсацио
н
ная паротурбинная эле
к
тростанция включает в себя четыре обязательных элемента:
• энергетический к
о
тёл
, или просто котёл, в который по
д
водится пит
а
тельная вода под большим давлением, то
п-
ливо и а
т
мосферный воздух для г
о
рения. В топке котла идёт процесс горения топлива –
химическая энергия то
п
лива пр
е-
вращается в те
п
ловую и лучистую эне
р
гию. Питательная вода
протек
а
ет по трубопр
о
водной системе, распол
о
женной внутри котла. Сг
о
рающее топливо является мощным исто
ч-
ником те
п
лоты, котора
я передаётся питательной воде. П
о-
следняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле пер
е
гревается сверх темп
е-
р
а
туры кипения. Этот пар с температурой 540 º
С и давлением 13 –
24 МПа по одному или нескольким трубопроводам под
а-
ётся в паровую турбину;
• турбоагрегат
, с
о
стоящий из паровой ту
р
бины, эле
к-
трогенератора
и возбудителя
. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень ни
з
кого давления (это давл
е
ние примерно в 20 раз н
и
же атмосферного), прео
б
разует потенц
и-
альную эн
ергию сжатого и нагр
е
того до высокой темпер
а
т
у-
ры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина прив
о
дит электрогенератор, преобразующий кин
е-
тич
е
скую энергию вращения ротора генератора в эле
к
трич
е-
ский ток. Электрог
е
нератор состоит из стат
о
ра,
в электрич
е-
ских о
б
мотках которого генерир
у
ется ток, и ротора, пре
д-
ставляющего собой вр
а
щающийся электромагнит, питание которого осущ
е
ствляется от возбудителя;
• конденсатор
служит для конденсации пара, п
о
ступа
ю-
щего из турбины, и создания глубокого разр
я
же
ния. Это п
о-
зволяет очень существенно сокр
а
тить затрату энергии на п
о-
следующее сжатие о
б
разовавшейся воды и о
д
новременно увеличить р
а
ботоспособность пара, т.е. получить большую мо
щ
ность от пара, выработа
н
ного котлом;
• питательный насос
для подачи питательн
ой воды в к
о-
тёл и создания высокого давления перед турбиной.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
18
Таким образом, в п
а
ротурбинной установки (ПТУ) над рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразов
а-
ния х
и
мической энергии сжига
е
мого топлива в электрич
е-
скую энергию.
Кроме перечисленных эле
ментов, реальная ПТУ допо
л-
нительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения её эффе
к-
тивности. Далее рассмотрим те
х
нологический процесс производства электроэне
р
гии на ТЭС, работающей на газе. К основным
элементам рассматриваемой электр
о
станции относится к
о
тельная установка
, пр
о
изводящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная уст
а
новка
, пр
е-
образующая т
е
плоту пара в механич
е
скую энергию вращения ротора турбоагрегата
, и электрические устройства
(
электр
о-
генератор
, трансформатор
и т.д.), обеспечивающие выр
а-
бо
т
ку электроэнергии. Осно
в
ным элементом является котёл
(
рис.2).
Газ для р
а
боты котла подаётся от газораспредел
и-
тельной станции, подключенной к магистральному газопр
о-
воду. Здесь его давление сни
жается до нескольких атм
о
сфер и он подаё
т
ся к горелкам. Собственно котёл
представляет собой П
-
образную конс
т-
рукцию с газоходами прямоугольн
о
го сечения. Левая её часть называется топкой
. Вну
т
ренняя часть топки св
о
бодна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором н
е-
прерывно подаётся г
о
рячий воздух, нагрева
е
мый в воздух
о-
подогрев
а
теле. Для повышения те
м
пературы воздуха, под
а-
ваемого к горелкам, и
с
пользуется также реци
р
куляция: часть дымовых г
азов, уходящих из котла, специальным вентилят
о-
ров рециркуляции подаё
т
ся к основному воздуху и смешив
а-
ется с ним. Гор
я
чий воздух смешивается с газом и через г
о-
релки ко
т
ла подаётся в его топку
–
камеру, в которой прои
с-
ходит горение топлива. При горении образ
уется факел
, пре
д-
ставляющий собой мощный источник лучистой энергии. Т
а-
ким образом, при горении то
п
лива его химическая эне
р
гия превращается в тепл
о
вую и лучистую энергию факела.
Стены топки облиц
о
ваны экранами –
трубами, к которым подаётся пит
а
тельная вода из эконома
й
зера. На рис.2 изобр
а-
жён так называемый прям
о
точный котёл
, в экранах которого Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
19
Рис.
3.
2. Поперечный разрез по главному корпусу ТЭС
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
20
К рисунку №
3.
2
:
1 –
машинный зал; 2 –
электрогенератор; 3 –
под
ъ
ёмный кран для монтажных и ремонтных работ; 4 –
ЦНД паровой турбины; 5 –
ко
н
денсационное помещение; 6 –
деаэраторная этажерка; 7 –
д
е-
аэратор; 8 –
котельное о
т
деление; 9 -
подъёмный кран для обслуж
и-
вание котла; 10 –
котёл; 11 -
воздух
о
подогр
е
ватель; 12 –
дымовая труба; 13 –
дымосос; 14 -
вент
и
л
я
тор реци
ркуляции горячих газов; 15 –
забор воздуха; 16 –
помещение блочного щита управления; 17 –
паропров
о
ды; 18 –
конденсатные нас
о
сы; 19 –
конденсатор; 20 –
возбудитель электрогенер
а
тора;
питательная вода
, прох
о
дя трубную систему котла только 1 раз, нагреваетс
я и испаряется, превращаясь в сухой насыще
н-
ный пар. Широкое распространение получили бар
а
банные котлы
, в экранах которых осуществляется мног
о
кратная ци
р-
куляция пит
а
тельной воды, а отделение пара от котловой в
о-
ды происходит в барабане
.
Пространство за то
п
ко
й котла достаточно гу
с
то заполн
е-
но трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горяч
и
ми дымовыми газами, п
о
степе
н-
но остывающими при движении к дымовой трубе (
рис.
3.
2).
Сухой насыщенный пар поступает в основной паропер
е-
греват
ель, с
о
стоящий из потолочного, ширмового и конве
к-
тивн
о
го элементов. В основном пароперегревателе пов
ы
ш
а-
ется его температура и, следовательно, потенц
и
альная эне
р-
гия. Получе
н
ный на выходе из конве
к
тивного пароперегрев
а-
теля пар высоких параметров покидает кот
ёл и поступ
а
ет по паропроводу к пар
о
вой турбине. Мощная паровая ту
р
бина
обычно состоит из нескольких как бы отдел
ь
ных турбин –
цилиндров
. К первому цилиндру –
цилиндру высокого давл
е
ния
(ЦВД) пар подводится прямо из котла, и поэтому он имеет высокие пар
а
метры (для турбин свер
х
критического давления (СКД) –
23,5 МПа, 540 º
С, т.е. 240 атм/540 º
С). На выходе из ЦВД да
в-
ление пара составляет 3 –
3,5 МПа (30 –
35 ат), а его темпер
а-
тура составляет 300 –
340 º
С. Если бы пар продолжал расш
и-
рятся в турбине дальше от
этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что дл
и-
тельная работа турбины была бы нево
з
можна из
-
за эрозио
н-
ного износа его деталей в п
о
следнем цилиндре. Поэт
о
му из ЦВД относительно холодный пар возвращае
т
ся обратно в к
о-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
21
тёл в так называемый промежуто
ч
ный пароперегреватель
. В нём пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его темпер
а
тура повышается до и
с
ходной (540 º
С). Получе
н-
ный пар направляется в цилиндр среднего давления
(ЦСД). После расширения в ЦСД до давлен
ия 0,2 –
0,3 МПа (2 –
3 ат) пар п
о
ступает в один или н
е
сколько одинаковых ц
и
лин
д
ров низкого давления
(ЦНД). Таким образом, ра
с
ширяясь в турбине, пар вращает её р
о-
тор, соед
и
ненный с ротором эле
к
трического генератора
, в статорных обмотках кот
о
рого образуетс
я электр
и
ческий ток. Трансформ
а
тор
повышает его напр
я
жение для уменьшения потерь в линиях электр
о
передачи, передаёт часть выработа
н-
ной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему. И котёл, и турбина м
о
гут работать только при очень в
ы-
соком качестве питательной воды
и пара, допускающим лишь н
и
чтожные примеси других веществ. Кроме того, ра
с-
ходы пара огромны (н
а
пример, в энергоблоке 1200 МВт за 1 с испаряе
т
ся, проходит через турб
и
ну и конденсируется более 1 т в
оды). Поэтому но
р
мальная работа энергобл
о
ка возможна только при создании замкнутого ци
к
ла циркуляции рабочего тела высокой частоты.
Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденс
а-
тор
–
теплоо
б
менник, по трубкам кот
о
рого непрерывно пр
о-
тек
а
ет охлаждающая в
ода
, подаваемая циркуляцио
н
ным н
а-
сосом
из реки, в
о
дохранилища или спец
и
ального охладител
ь-
ного устройства (градирни). Градирня
(
рис. 3.
3)
–
это желез
о-
бетонная пустот
е
лая вытяжная башня выс
о
той до 150 м и в
ы-
ходным диаметром 40 –
70 м, к
о
торая создаёт самотя
гу для воздуха, поступающего снизу через воздухон
а
правля
ю
щие щиты. Вну
т
ри градирни на высоте 10 –
20 м устанавл
и
ваются оросительное (разбрызг
и
вающее) устройство.
Во
з
дух, дв
и-
жущийся вверх, заставляет часть капель (пр
и
мерно 1,5 –
2%) исп
а
рят
ь
ся, за счёт чего
охл
а
ждается вода, поступа
ю
щая из конденсатора и н
а
гретая в нём. Охлаждённая вода собир
а
ется внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру, и оттуда ци
р
кул
я-
ционным насосом она подаётся в конденсатор. Наряду с об
о-
ротным, и
с
пользуют прямоточное водоснабжение
, пр
и кот
о-
ром о
х
лаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в неё ниже по течению.
Пар, поступающий из Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
22
турбины в межтрубное пространс
т
во конденсатора, конде
н-
сируется и стекает в низ. Образующийся конденсат конде
н-
сатным насосом
подаётся через группу р
е
генеративных п
о-
догрев
а
телей низкого давления
(ПНД) в деаэратор
.
Рис.
3.
3. а –
разрез градирни (слева) и фасад (справа); б –
элемент градирни крупный планом; 1 –
подводящие трубопроводы; 2 -
вод
о-
ра
с
пределительные трубопроводы с разбрызгивающими соплами; 3 -
щиты оросительного устройства плёночного типа; 4 –
каркас орос
и-
теля; 5 –
водоуловитель; 6 –
водосборный бассейн; 7 –
вытяжная железобетонная башня; 8 –
воздухонаправляющие щиты; 9 –
си
г-
нальные огни
.
В ПНД температура конденсата повышается за
счёт те
п-
лоты конденсации пара, отбираемого из ту
р
бины. Это позв
о-
ляет уменьшить расход топлива в котле и повысить экон
о-
мичность электростанции. В деаэраторе происходит деаэр
а-
ция
–
удаление из конденсата растворённых в нём газов, н
а-
руша
ю
щих работу котла. И
з деаэратора пит
а
тельная вода питател
ь
ным насосом
, приводимым в действие электродвиг
а
телем или специальной паровой турбиной, подаё
т
ся в группу подогреват
е
лей выс
о-
кого давления
(ПВД). Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
23
Регенеративный п
о
догрев конденсата
в ПНД и ПВД –
это основной и очень вы
годный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расширился в турбине от входа до тр
у
бопров
о-
да отбора, выраб
о
тал определённую мо
щ
ность, а поступив в рег
е
неративный подогрев
а
тель, передал своё тепло конденс
а-
ции питательной воде (а не охлаждающей!), повысив её те
м-
пературу и тем самым сэкономив ра
с
ход топлива в котле. Те
м
пература питательной в
о
ды котла за ПВД, т.е. п
е
ред п
о-
ступлением в котёл, составляет в зависимости от начальных параметров 240 –
280 º
С. Рис.
3.
4. Тепловая схема паротурбинной установки ТЭС.
1
–
основной пароперегреватель; 2 –
ЦВД; 3 –
промежуточный п
а-
роперегреватель; 4 –
ЦСД; 5 –
ЦНД; 6 –
электрогенератор; 7 –
ко
н-
де
н
сатор; 8 –
конденсатный насос; 9 –
БОУ; 10 –
конденсатный насос; 11 –
группа подогревателей низкого давления; 12 –
деаэр
а-
тор; 13 –
пит
а
тельный электронасос; 14 –
группа подогревателей высокого давл
е
ния;
Газообразные проду
к
ты сгорания топлива, о
т
дав свою о
с-
новную тепл
о
ту питательной воде, п
о
ступающего на трубы эк
о
номайзера
и в воздухоп
о
догреватель, в которых они охл
а-
ждаются до те
м
п
ературы 140 –
160 º
С и направляются с п
о-
мощью дымососа к дымовой тр
у
бе. Дымовая труба создаёт разрежение в топке и газ
о
ходах котла; кроме того, она ра
с-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
24
сеивает вредные продукты сгорания в вер
х
них слоях атм
о-
сферы, не допуская их высокой ко
н
центрации в нижних
сл
о-
ях. Схематическое из
о
бражение оборудования и связей ме
ж-
ду ним, пре
д
ставлено на рис. 3.
4.
Для изображения оборуд
о-
в
а
ния электростанции во всей его взаимосвязи по пару, ко
н-
денсату, пит
а
тельной воде использую
т
ся тепловые схемы
-
гр
а
фическое изображение о
т
дельных элементов и тр
у
бопр
о-
водов с помощью условных обозначений. Привыкнув к у
с-
ловным обозначениям, легко пр
о
читать даже самую сло
ж
ную тепл
о
вую схему. В заключении этого раздела необходимо пару слов ск
а-
зать о главном корпусе ТЭС. Основным строител
ь
ным с
ооружением ТЭС является главный корпус, поперечный разрез кот
о
рого показан на р
и-
сунке 2. Он состоит из трёх отд
е
лений: турбинного, д
е
аэр
а-
торного
и котельного. Турбинное отделение
включает в себя рамный фундамент –
железобето
н
ное сооружение, состо
я
щее из н
ижней фунд
а-
ментной плиты, устано
в
ленной на грунт, верт
и
кальных к
о-
лонн и верхней фундаментной плиты, опирающейся на к
о-
лонны. На верхнюю фундамен
т
ную плиту, расположе
н
ную на высотной отметке 13,5 м, устанавливают п
а
ровую турбину
, электр
о
генератор
и возбудите
ль
(эту совокупность наз
ы
в
а-
ют турбоагрегатом
).
Помещение, в котором располагается турбина, называется машинным з
а
лом
(или машзалом). Ту
р
боагрегаты, закрытые м
е
таллическим кожухами, размещаются поперёк машзала, между ними имеются свободные пр
о
странства. По
д полом машзала находится конденсацио
н
ное помещ
е-
ние
, где расп
о
лагается конденсатор
, присоединённый своими входными патрубками к выходному патрубку ту
р
бины. Как правило, на н
у
левой отметке или ниже неё размещают также ко
н
денсаторные насосы, н
а
сосы маслоснаб
жения
и некот
о-
рое другое обор
у
дование. Котельное отделение находится в правой части главного корпуса. Здесь размещаются котлы. За стеной котельного о
т-
дел
е
ния на открытом воздухе располагается воздухоп
о
догр
е-
ватели, дымососы
и дымовая труба
(обычно общая дл
я н
е-
скольких энергоблоков). Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
25
Между турбинным и котельным отделением размещают деаэраторное отделение
. На деаэрато
р
ной этажерке разм
е-
щают деаэраторы
. Конденсат, подвергаемый деаэрации, и пар для его нагрева д
е
аэраторы получают из турбинного о
т-
деления. Из де
аэраторов питательная вода поступает к пит
а-
тельному насосу и затем в подогреватель высокого давления (а из них в ко
т
лы). В деаэраторном п
о
мещении на высотной о
т
метке машзала располаг
а
ют щиты управления ко
т
лами и турбинами со вс
е
ми необходимыми приб
о
рами и автомат
и-
кой. Здесь находятся операторы, управляющие работой ТЭС. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
26
ГЛАВА IV
Раздельная и ко
м
бинированная выр
а
ботка эле
к
троэнергии и тепла.
Пусть для некоторого потребителя, например города тр
е-
буется в некот
о
рый момент кол
ичество электроэнергии э
N
(в ед
и
ницу времени) и количес
т
во тепла т
Q
, то технич
е
ски проще всего получить их раздельно. Для этого можно п
о-
строить конде
н
сационную ПТУ (рис.
4.
1)
электрической
Рис.
4.
1. Схема раздельн
ой выработки электроэнергии. Конденсац
и-
онная ТЭС (КЭС). 1 –
энергетический котёл; 2 –
п
а
ровая турбина; 3 -
конденсатор; 4 –
пит
а
тельный насос;
мощностью э
N
с глуб
о
ким вакуумом, создава
е
мым конде
н-
сатором, кот
о
рый охлаждается водой. Пр
и температуре о
х-
л
а
ж
дающей воды порядка 15 –
20 º
С можно получить давл
е-
ние в конденсаторе 0,04 –
0,06 ат (3 –
4 кПа), а температура ко
н
денс
и
рующегося пара будет с
о
ставлять порядка 30 –
35 º
С. Кр
о
ме того, для прои
з
водства тепла т
Q
можно построить РТС (
рис.2),
в водогрейном котле кот
о
рой циркулирующая сет
е
вая вода будет нагреват
ь
ся, например, от 70 до 110 º
С. При раздельном прои
з
водстве
т
Q
тепла и э
N
электроэне
р-
гии общая з
а
трата тепла, которая буде
т п
о
лучена из топлива, с
о
ставит
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
27
ПТУ
э
т
разд
N
Q
Q
к
где к
-
КПД котла, составляющий 90 –
94%; ПТУ
-
КПД конденсац
и
онной ПТУ, равный пр
и
мерно 45%.
Рис.
4.
2. Схема раздельной выработки тепла. Районная теплова
я ста
н
ция (РТС). 5 –
водогрейный котёл; 6 –
потребитель тепла; 7 –
сет
е
вой насос;
Ту же задачу прои
з
водства электроэнергии и тепла можно решить по
-
другому. Вместо конде
н
сатора на КЭС можно у
с-
тановить сетевой подогр
е
ватель, от которого пол
у
чать кол
и-
чество
теплоты т
Q
. Конечно, поскольку нагретая сетевая в
о-
да должна иметь температуру порядка 110 º
С, то давл
е
ние в сетевом подогрев
а
теле (и за паровой турб
и
ной) должно быть не 0,05 ат (как в конденсаторе турбины КЭС), а на уровне 1,2 ат. Пр
и этом давление образующийся из конде
н
сирующего пара конденсат будет иметь температуру примерно 120 º
С, что и обеспечит нагрев сетевой воды до 110 º
С.
Таким образом, в о
д
ной энергетической уст
а
новки выр
а-
батывается о
д
новременно электрическая энергия и тепло
в требу
е
мых количествах. Поэтому такое производство тепла и электроэнергии назыв
а
ют комбинированным
. Термины «ко
м-
бинирова
н
ное производство» и «те
п
лофикация» -
синонимы. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
28
Изображенная на рис.
4.
3
установка является не чем иным как простейшей ТЭЦ с турбинной с пр
о
тиводавлением
(так как давление за ней, как пр
а
вило, выше атмосферн
о
го). Рис.
4.
3. Схема комбинированной выработки тепла и электроэне
р-
гии. 1 –
энергетический котёл; 2 –
паровая турбина; 4 –
питател
ь-
ный насос; 6 –
потребитель тепла; 7 –
сетевой нас
ос; 8 –
сетевой подо
г
реватель;
Расход тепла при ко
м
бинированной выработке при тех же э
N
и т
Q
с
о
ставит:
к
э
т
разд
N
Q
Q
В этой формуле ПТУ
= 1, учтено, что тепло, в
ы
ходящее с паром из
турб
и
ны, не отдается бесполезно охлаждающей воде в ко
н
денсаторе, а полностью отдаётся в сетевом подо
г
реват
е-
ле тепловому потр
е
бителю. При этом не сж
и
гается дополн
и-
тельное топливо в водогрейном котле. При теплофикации всегда возникает экономия топлива. Физ
ическая пр
и
чина экономии топлива очевидна: теплота конде
н
сации пара, покидающего паровую турбину, отдаётся не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребит
е-
лю. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
29
Чем хуже конденсац
и
онная паротурбинная у
с
тановка, т.е. чем меньше ПТУ
, тем эффективнее теплофикация, так как большее количество тепла, передававшееся охла
ж
дающей воде при раздел
ь
ной выработке, теперь п
е
редаётся сетевой в
о
де. Экономия зависит от соотношения электрич
е
ской и те
п-
ловой мощности т
э
Q
N
. Чем боль
ше э
N
при фиксирова
н-
ной т
Q
, тем большая конденсац
и
онная мощность зам
е
щ
а
ется экономичной тепл
о
фикации.
Приведённая на рис.
4.
3
простейшая тепл
о
фикационная ПТУ позв
о
ляет легко понять пр
е
имущество комбинир
о
ва
н-
ной выраб
отки. Однако она имеет существенный недостаток: с её помощью нельзя произвольно изм
е
нять соотношения между электрической и тепловой мощностью. Изменение л
ю-
бой из них приводит к автоматическому измен
е
нию другой и не всегда в соответствии с требов
а
ниями потр
ебителей. Чаще всего ПТУ такого типа и
с
пользуют там, где требуе
т
ся изм
е-
нение по опред
е
лённому графику только одного параметра, обычно тепловой нагрузки т
Q
.
Для того, чтобы и
с
ключить этот недостаток, теплофик
а-
ционную ту
р
бину выполняют с
регул
и
руемым отбором
пара нужных параметров и с конденсацией пара в конце процесса расширения (
рис.
4.
4).
С помощью р
е
гулирующих клапанов КР
-
1 и КР
-
2
соответственно перед ЦВД и ЦНД можно в ш
и-
роких пределах изм
е
нять независимо электр
и
ческую мо
щ-
ность и отпус
к тепла. Если клапан РК
-
2
закрыть полностью и н
а
править весь поступивших в турбину пар в сетевой подо
г-
реватель, то турбина будет работать как турб
и
на с против
о-
давл
е
нием и выгода от теплофикации будет максимальной. Так обычно работают тепл
о
фикационные турби
ны зимой, когда требуется много тепла. Если, наоб
о
рот, открыть полн
о-
стью РК
-
2
и закрыть проток с
е
тевой воды через сетевой п
о-
догр
е
ватель, турбина будет работать как ко
н
денсационная с макс
и
мальной потерей тепла в конденсаторе. Так обычно р
а-
ботаю теплофикацио
н
ные турбины летом. Экономичность раб
о
ты турбоустановки с те
п
лофикац
и-
онной турбиной зависит от соотношения расходов пара в с
е-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
30
тевой подогреватель и конденс
а
тор: чем оно больше, тем больше экономия топлива. Таким образом, тепл
о
фикация всегда приводит к эко
н
о-
мии топлива, которая в масштабах всей России оценивается примерно в 15%. Однако при этом следует помнить, что пар, идущий в сетевой подо
г
реватель, вырабатывается энергет
и-
ческим, а не пр
о
стым водогрейным ко
т
лом. Для транспорт
и-
ровки пара нужны паропроводы большого диаметра
Рис.
4.
4. Схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной. 1 –
энергетический котёл; 2 –
сетевой подогреватель; 3 –
конденс
а
тор; 4 –
потребитель; 5 –
сетевой подогреватель; 6 –
конденсато
р
ный н
а
сос; 7 –
питательный насос;
на высок
ие, иногда свер
х
критические параметры пара. Те
п-
лофикац
и
онная турбина и её эксплуатация существенно сложнее, чем конденсационная. В ко
н
денсационном режиме т
е
плофикац
и
онная турбина работает менее экономи
ч
но, чем конденсац
и
онная. Теперь перейдём к п
о
казателя
м, характеризу
ю
щим эк
о-
номичность раб
о
ты ТЭЦ. Как было показ
а
но выше, для эк
о-
номичн
о
сти ТЭС используется один показатель -
коэфф
и
ц
и-
ент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
31
полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный ра
сход условн
о
го топлива. Необход
и
мость только в одном п
о
казателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС о
т
пускает только один вид энергии –
электроэнергию. ТЭЦ отпускает два в
и
да энергии –
электрич
е
скую и те
п-
ловую. Поэтому для оценки качества раб
о
ты ТЭЦ необход
и-
мо иметь также два показателя.
Первым показателем является коэффициент полезного использования топлива
. Если у конденс
а
ционных ТЭС России он не превышает 40%, то для ТЭЦ он может достигать 85%(а 15% составляют потери с уходящими
газ
а
ми энергетических и вод
о
грейных котлов, с конде
н
сации той части пара, к
о
торая проходит в конде
н
сатор, собственные ну
ж
ды
). Вторым показателем является выработка эле
к
троэнергии на тепловом потреблении
т
э
Q
N
. Я
с
но, что если, напр
и-
мер, две ТЭЦ отпускают од
и
наковое количество тепла и имеют одинаковый к
о
эффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии. Эти два показателя полностью характеризуют экономи
ч-
ность работы ТЭЦ. На практике и в отче
т
ной
документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомян
у
тым выше показателям: уже известный расход у
с
ловного топлива на прои
з
водство электроэнергии э
b
кг/(кВт
∙
ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла т
b
в кг/Гкал. Для ТЭЦ т
b
= 150 –
170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в с
о-
о
т
ветствии с нормативными документами по распред
е
лению затраченного то
п
лива на производство электроэнергии и те
п-
ла. В заключении ра
с
смотри
м технологический процесс п
о-
лучения гор
я
чей воды на ТЭЦ. Технология произво
д
ства электроэнергии на конденсац
и-
онной ТЭС и ТЭЦ практически не отл
и
чается. Мало того, к
о-
гда ТЭЦ не отпускает тепла (это чаще всего происх
о
дит л
е-
том или же сразу после ввода в экс
плуат
а
цию, когда ещё те
п-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
32
ловые сети не готовы), она раб
о
тает просто как конденс
а
ц
и-
онная ТЭС. Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличие на ТЭЦ водонагревател
ь
ной (теплофикационной) сетевой установки. О
с
тывшая в теплоприёмн
и
ках тепловой сети
обра
т
ная сет
е-
вая вода поступает к сетевым насосам I
под
ъ
ёма. Насосы I
подъёма п
о
вышают давление сетевой воды, исключая её з
а-
кип
а
ние при нагреве в сетевых подогревателях и обесп
е
чивая её пр
о
качку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса I
подъема сетевая вода пос
ледов
а
тельно проходит через трубную си
с
тему сетевых подогревателей. Нагрев сетевой воды в них осущ
е
ствляется теплотой ко
н
денсации пара, о
т-
бираем
о
го из двух отборов пар
о
вой турбины. Отбор пара осуществляе
т
ся пи таких давлениях, чтобы темпер
а
тура его конденс
ации в сетевом подогр
е
вателе была достаточной для н
а
грева сетевой воды.
Нагретая в сетевых подогревателях сетевая вода поступ
а-
ет к сетевым насосам II
подъёма, кот
о
рые подают её в пик
о-
вый водогрейный котёл
и обеспечивают её прокачку через всю часть тепловой
сети. Для нагрева сетевой воды в пиковом водогре
й
ном котле в него от газ
о
распределительного пун
к
та подаётся природный газ, а от дутьевого вент
и
лятора –
воздух. Нагревая до требуемой температ
у
ры, сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой в
оды и из него -
тепл
о-
вым потреб
и
телям. Второе существенное отличие турбоустановки отоп
и-
тельной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденс
а-
ционной, а т
е
плофикационной паровой турбины –
турбины, п
о
зволяющей выполнить большие регулируемые отборы пара на с
етевые подогреватели, регулируя их давления. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
33
ГЛАВА V
Параметры и схемы промежуточного перегрева пара
На современных эле
к
тростанциях на органич
е
ском то
п-
ливе применяют, как правило, газовый пр
о
межуточный пер
е-
грев пара
при этом можно получить в
ысокую температуру п
а
ра, близкую к начальной температуре, и выбрать оптимал
ь-
ное, достаточно высокое давление пром
е
жуточного перегр
е-
ва. Промежуточный перегр
е
ватель размещают обычно в ко
н-
вективной шахте п
а
рового котла, в области температур д
ы-
мовых газов 600 –
700 º
С. Такое разм
е
щение промежуточного перегревателя имеет о
с
новной целью повысить надежность и упростить сложные операции пуска и остановки современных крупных энергоблоков. Промежуточный перегр
е
ватель, ра
з-
мещенный в зоне невысоких темпер
а
тур газов, не
требует сп
е
циального охлаждения во время указанных опер
а
ций. Температура пром
е
жуточного перегрева в
ы
бирается обычно приме
р
но равной начальной те
м
пературе свежего пара 540 –
570 º
С. На некоторых электростанциях в США температура промежуто
ч
ного перегрева на
10 –
30 º
С превышает темпер
а-
туру свежего пара. Это можно осуществить, выполняя пр
о-
межуточный перегр
е
вать комбинированного радиационно
-
конвективного типа.
Эффективность пр
о
межуточного перегрева пара в дейс
т-
вительном цикле проявляется в бол
ь
шей мере, чем в теорет
и-
ческом. Это объясняется благоприятным действием промеж
у-
точного перегрева пара на внутренний отн
о
сительный к.п.д. ступеней турбины после промеж
у
точного перегрева. К.п.д. этих ступеней возрастает в связи с повышением те
м
пературы пара, работа
ю
щего в эт
их ступенях, и снижением влажности п
а
ра в последних ступенях турбины до 8 –
10%. Оптимальное значение давления промежуточного пер
е-
грева пара до зада
н
ной температуры можно определить вар
и-
антными расчётами. При одност
у
пенчатом промежуточном перегреве пара м
ожно р
е
комендовать следующие соотнош
е-
ния давлений пара промежуточного п
е
регрева п.п.
p
и свежего пара 0
p
:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
34
0
п.п.
p
)
20
,
0
15
,
0
(
p
.
Так, например, при 0
p
, равных 13,0 и 24,0 МПа, значений п.п.
p
составляют соответственно 2,0 –
2,6 и 3,6 –
4,8 МПа, что близко к значениям для реальных энергоблоков мощностью от 150 до 1200 МВт. Аналогично при дву
х
ступенчатом промежуто
ч
ном пер
е-
греве пара опт
и
мальные значения давл
е
ний верхней ступени I
п.п.
p
и нижней ступени II
п.п.
p
составляют:
0
I
п.п.
p
)
30
,
0
25
,
0
(
p
и 0
I
п.п.
II
п.п.
p
)
09
,
0
06
,
0
(
p
)
30
,
0
25
,
0
(
p
.
Энергетически опт
и
мальное давление пром
е
жуточного перегрева пара зависит, в частности, от температуры перегр
е-
того пара и соотн
ошения зн
а
чений термического к.п.д. цикла до и после пром
е
жуточного перегрева.
Вторая ступень пр
о
межуточного перегрева пара даёт д
о-
полнительное повышение к.п.д. и соо
т
ветственно дополн
и-
тел
ь
ную экономию теплоты в размере 1,5 –
2,5%, что для энергоблоков бол
ьшой мощности и при дорогом топливе м
о-
жет оправдать усложнение и удорожание установки из
-
за вт
о-
рой ступени промежуточного перегрева пара. При зависимости те
р
мического и внутреннего к.п.д. ту
р-
боустановки с одноступенчатым пром
е
жуточным перегревом п
а
ра от н
ачального давления при постоянной начальной те
м-
пературе пара, опт
и
мум начального давления пара сущес
т-
венно возра
с
тает благодаря промеж
у
точному перегреву. Ос
о-
бенно быстро возрастает к.п.д. при одновременном повыш
е-
нии начальных значениях давления и те
м
перату
ры, например при с
о
пряженных их значен
и
ях. Схемы с газовым пр
о
межуточным перегревом наряду с основным пр
е
имуществом –
высокой тепловой экономичн
о-
стью –
имеют и недостатки. К ним относятся: наличие прот
я-
женных трубопров
о
дов промежуточного пер
е
грева, энерге
т
и-
ческая п
о
теря в них, усложнение паровых котлов (
рис. 5.
1).
Большая вместимость паропроводов проме
жуточного п
е-
регрева и перегревателя вызы
вает опасность разго
на турб
и
ны Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
35
при сбросе нагрузки и
требует применения сп
е
циальных за
щитных устройств. Для этого
перед выпу
ском пара в ту
р-
бину после промеж
у
точного перегрева, кроме регулирующих кл
а
панов, применяют защитно
-
отсечные клапаны, из
Рис.
5.
1. Схема простейшей конденсационной эле
к
тростанции с г
а-
зовым промежуточным перегревом пара
ко
торых пар из систе
мы промежуточного пере
грева отв
оди
т-
ся через редукц
и
онно
-
охлади
тельное ус
т
ройство (РОУ) в конденс
а
тор тур
бины. Наличие г
а
зового промежуточного пе
-
регревателя усложняет схему регулирования п
а
рового котла из
-
за необх
о
димости дополни
тельно регулировать темп
ер
а-
туру пара п
о
сле промежуточн
о
го перегрева.
Указанные недостатки отсутствуют при па
ровом пром
е-
жуточном перегреве конденсиру
ющимся паром (рис. 5.
1).
Паровой пер
е
грев можно выполнить, используя для этого н
е-
ко
торую часть свежего пара или пара из отбора ту
рб
и
ны. Т
е-
плообмен в этом случае происхо
дит при температуре не вы
ше кр
и
тической (около 647 К) или
немного выше (при сверх
-
критическом начал
ь
ном давлении свежего па
ра). Это опред
е-
ляет нев
ы
сокую возможную темп
е
ратуру промежуточного перегрева пара, соответс
т
венно пониженное его давление и малый энерг
е
т
и
ческий эффект. Теор
е
тически при низком да
в-
лении промежуточного перегре
ва возможно даже сниж
е
ние термического КПД теоретического ци
к
ла. Однако пов
ы
ше
ние внутреннего относител
ь
ного КПД ступе
ней турб
и
ны в связи
с уменьшением конечной влажности пара приводит
,
в коне
ч-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
36
ном сч
е
те
,
к пов
ы
шению КПД турбоустановки на 2
–
3% бл
а-
годаря паровому пр
о
межуточному пере
греву
.
Длина паропроводов промежуточного пе
регрева резко с
о-
кращается по сравнению с длиной пар
о
проводов газо
вого п
е-
р
е
грева.
Ко
э
ффиц
и
ент тепл
о
передачи в паро
-
паровом теплоо
б-
меннике относ
и
тельно высок, и теп
лообменники относител
ь-
но ко
м
пактны.
Емкост
ь системы п
а
рового промежуточно
го перегрева также относ
и
тел
ьно невелика, однако защитно
-
отс
ечные ус
т-
ро
й
ства перед вх
одом пер
е
гретого пара в турбину все же тр
е-
буются.
Промежуточный пер
е
грев па
ром из отбо
ра ту
р
бины (рис. 5.
1) позволяет получить дополнительную работу пара в ту
р-
б
ине, но из
-
за низкой температуры греющег
о
пара энергет
и-
ческий эффект при этом не выше, а даже н
есколько ниже, чем при перегреве све
жим паром (КПД п
о
вышается на 1
–
2%).
Из
-
за
малой экономии топлива и удорожа
ния оборудов
а-
ния, прежде вс
е
го парового котла, пар
о
вой промежуточный перегрев не получил распр
о
стран
е
ния. В настоящее вре
мя паровой перегрев с
вежим и отборным па
ром прим
е
няют на АЭС с турбинами насы
щенного пара с целью ограничения влажности пара в ступенях этих ту
р
бин. При и
с
поль
зовании греющего пара низкого давления про
исходит лишь снижен
ие влажности, т. е. под
сушка (
без перегрева) рабочег
о пара тур
-
бины.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
37
ГЛАВА VI
Регенеративный подогрев
питательной воды
Регенеративный п
о
догрев основного конде
н
сата и пит
а-
тельной воды котлов осуществляется паром, отработавшим в турбине. Греющий пар, совершив работу в турб
и
не, конде
н-
сируется в п
о
догревателях. Выделенная этим паром теплота во
з
вращается в котёл, как бы при этом происходит рег
е
нер
а-
ции теплоты, закл
ю
ченной в отработавшем паре. Регенеративный п
о
догрев питательной воды (конденсата турбины) п
о
вышает КПД турбоуст
а
новки на 10 –
12 % и
пр
и-
меняется на всех совр
е
менных паротурбинных электроста
н-
ций. Турбины выполняют с 7 –
9 регенеративными о
т
борами пара и применяют соответствующее число последовательно вкл
ю
ченных подогревателей (ступеней подогрева). П
о
выш
е-
ние КПД турбоуст
а
новки электрост
анции обусловливается вырабо
т
кой электроэнергии без потерь теплоты в конде
н
с
а-
торе. В теплофикационных турбинах отпуск теплоты внешнему потребителю позволяет в ещё больших масштабах выраб
о-
тать электроэнергию без потерь теплоты в конденсаторе ту
р-
бины, что п
риводит к росту КПД турбоустано
в
ки, но при этом термич
е
ский КПД цикла t
сн
и
жается, когда как при р
е
генеративном подогреве растёт. Действительно, если при регенеративных отб
о
рах теплота отдаётся снова питательной воде котла и после че
го смешив
а-
ется с ней –
т.е. термический КПД возрастает. Если мы будем рассматривать те
п
лофикационные турбины, то теплота ко
н-
денсиру
ю
щего пара передаётся с
е
тевой воде, а не питател
ь-
ной, тем самым необход
и
мо расходовать дополн
и
тельную теплоту для п
о
догрева п
ит
а
тельной воды. Существенным отл
и
чием регенеративных о
т
боров пара от теплофик
а
ционных является огран
и
ченность количества и
с-
пользуемой отработавшей теплоты турбин в завис
и
мости от возможного п
о
догрева питательной воды. Но на отработа
в-
шую те
п
лоту регенерат
ивных о
т
боров топливо не расход
у
е
т-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
38
ся. На отработавшую теплоту турбин для вне
ш
него потреб
и-
теля расход
у
ется дополнительное к
о
личество топлива. Расход пара на подо
г
реватель зависит от его типа, схемы включения, параметров пара и воды. Применяют регенер
а-
ти
в
ны
е подогреватели см
е
шивающего и поверхнос
т
ного т
и-
пов. Рис.
6.
1. Схема регенеративного подогрева воды в смешивающих п
о
догревателях. Одноступенчатый подогрев. ПК –
паровой котёл; Т –
турбина; Г –
ген
е
ратор; К –
конденсатор; КН –
конденса
тный н
а-
сос; П –
перегреватель; ПН -
Для регенеративного подогрева воды на эле
к
тростанции применяют преимущественно повер
х
ностные подогреватели и частично –
смешивающие. Смешивающие подогрев
а
тели энергетически выго
д
нее, так как в них возм
о
жен наиболее вы
сокий п
о
догрев воды –
до темпер
а
туры насыщения гре
ю-
щ
е
го конденсируемого пара.
Смешивающие подо
г
реватели дешевле и н
а
дежнее п
о-
верхностных, обеспечивают лучший водный режим устано
в-
ки. Однако после каждого смешивающего подогрев
а
теля (за отдельным искл
ю
чением)
необходима уст
а
новка перекач
и-
вающих насосов, так как давление в каждом последующем по ходу воды подогревателей выше, чем в предыдущем (
рис.
6.
1).
Поверхностные подо
г
реватели свободны от эт
о
го недо
с-
татка: достаточно иметь конденсатный н
а
сос, перекачива
ю-
щий воду через группу поверхнос
т
ных подогревателей ни
з
к
о-
го давления (ПНД), и п
и
тательный насос, перек
а
чивающий воду через группу подогревателей высокого давления (ПВД) (
рис. 6.
2).
В поверхностных п
о
догревателях из
-
за терм
и
ческого с
о-
противления металла трубок в
ода н
а
гревается до температ
у-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
39
ры ниже температуры нас
ы
щения (конденсации) греющего пара.
Значение недогрева воды определяют технико
-
экономическим расчётом; чем меньше недогрев, тем меньше расход теплоты на топлива, но тем больше поверхность н
а-
грева и стоимо
сть подогревателя.
Рис.
6.
2. Схема турбоустановки с поверхностными подогрев
а
телями. ПК –
паровой котёл; Т –
турбина; Г –
генератор; К –
конденсатор; КН –
конденсатный насос; П1, …, П6 –
перегр
е
ватели; ДН -
др
е-
нажный насос; СМ1, СМ2 –
смеситель; Д –
деаэ
ратор; ПВД -
подо
г-
реватель регенеративный высокого давления
.
Расходы пара на п
о
догреватели определяют из уравнений их теплового и материального баланса. Уравнения теплового б
а
ланса составляют согласно следующим принципам:
-
смешивающие подо
г
реватели –
су
мма теплот, подвод
и-
мых к подогрев
а
телю, равна сумме теплот, отводимых из п
о-
догрев
а
теля;
-
поверхностные п
о
догреватели –
теплота, о
т
даваемая греющими пот
о
ками, равна теплоте, пол
у
чаемой подогрева
е-
мой в
о
дой (основным конденс
а
том).
Оптимальные пар
а
метры реген
еративного подогрева в
о-
ды на КЭС
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
40
Определению и выб
о
ру при проектировании энергоблока подлежат следующие параметры и характеристики регенер
а-
тивного по
догрева воды: конечная температура п
о
догре
ва питательной воды; число отборов пара и ст
у
пеней подогрева в
оды; распределение по
догрева между отдельными посл
е
д
о-
вательно включенными подогревателями (ступ
е
нями).
Конечную температ
у
ру питательной воды в
ы
бирают
на основании те
х
нико
-
экономиче
ских ра
с
ч
е
тов энергоблока
.
С повышением темп
е
ратуры питательной воды в знач
и-
тельных пределах тепловая эко
номичность турбоустановки и энерг
о
блока в целом улучшается, расход топлива уменьша
-
ется. Вследствие увелич
е
ния расхода свежего пара котел и трубопроводы удорожаются, од
нако то
п
ливо и зольное х
о-
зяйство, тягодутьевые устройств
а, техническое водоснабж
е-
ние удешевляются.
По минимуму расче
т
ных затрат (с учетом стоимости то
п-
лива) опр
е
деляют экономиче
скую темп
е
ратуру питательной воды. В зависимости от начального давления пара она пр
и-
ни
мается равной около 230 °С при p
0
=
13 МПа и око
ло 265 °С при p
0 = 24 МПа
.
С увеличением числа отборов пар
а и сту
пеней подогрева воды к.п.д.
ту
р
боустановки повышается, однако стоимость подо
г
реватель
ной установки во
з
растает. С учетом этих фак
-
торов дл
я современных крупных турбоустановок принимают семь –
д
е
вять регенератив
ных отборов п
ара.
Общий подогрев воды распределяют меж
ду о
т
дельными ступенями, и
с
пользуя анали
тические м
е
тоды и
вариантные ра
с
четы.
Регенеративный п
о
догрев воды на ТЭЦ
.
При регенеративном подогреве питательной в
о
ды на ТЭЦ к выработк
е электроэнергии на тепл
о
вом потреблении доба
в-
ляют выработку ее паром регенеративных отборов. К
.п.д. ту
р
бо
установки ТЭЦ по производству электроэнер
гии во
з-
раст
а
ет особенно значительно при ма
лом пропуске пара в конденс
а
тор (на 20 –
25% относительно к.п.д.
турб
о
установки без р
е
ге
неративного подогрева воды).
На ТЭЦ регенерати
в
ные отборы осущест
вляют подогрев не только ко
н
денсата турбин, но и о
б
ра
т
ного конденсата от внешн
их потре
бителей теплоты и добав
очной в
о
ды, компен
-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
41
сирующей в основном внешние потери па
ра и конденсата у потр
е
бителя. Обратный конден
сат от потребителей имеет, как правило, более выс
о
кую температуру, чем о
с
новной конден
-
сат. Доля его в общем потоке пит
а
тельной во
ды довольно значительна, поэтому сумма ре
генеративных о
т
боров на ТЭЦ и абсолю
т
ная экон
о
мия теплоты от регенерации менее зна
-
чительна, чем на конде
н
сационных электро
станциях с теми же н
а
чальными параметрами пара и расходом пара и пит
а-
тельной воды.
Однако относительная экономия теплоты и п
о
вы
шение к.п.д. теплоф
и
кационных турбоус
тан
о
вок и ТЭЦ благодаря рег
е
нерации оказы
ваются зн
а
чительно больше, чем у анал
о-
гич
ных конденсац
и
о
н
ных электростанций и турбо
установок, если о
т
носить экономию
теплоты не к полному расходу те
п-
лоты на турбоустановку, а к расходу теплоты на пр
о
изводс
т-
во электроэ
нергии.
Рис. 6.
3. Схема ТЭЦ с регенеративным подогревом питательной в
о
ды (одн
о
ступенчатый подогрев)
.
Сказа
нное выше илл
ю
стрируют рис. 6.
3,
на к
о
тором пок
а-
зана схема ТЭЦ с одноступен
чатой рег
е
н
е
рацией
.
Регенеративные отб
о
ры пара не должны выте
с
нять н
ео
б-
ходимые отборы пара на внеш
него потр
е
б
и
теля. Расчетный пропуск свежего пара через тепл
о
фикационную турбину в
ы-
би
рают с учетом рег
е
неративных отборов.
Регенеративный п
о
догрев воды в турбоуст
а
новках нас
ы-
щенного в
о
дяного пара
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
42
Анализ простых те
п
ловых схем
АЭС по
зволяет выявить основные закономерности оп
тимизации их параметров. Пр
о-
стые тепловые схемы АЭС с огр
а
ниченной (н
а
пример, двух
-
ступенчатой) регенерац
и
ей отражают основ
ные особенности Рис.
6.
4. Упрощенная схема турбоустановки насыщенного в
о
д
я
ног
о пара с сепаратором влаги, паровым промежуточными пер
е
греват
е-
лями и двухступенчатым регенеративным подо
г
ревом воды.
паротурбинных установок на насыщенном паре: внешняя с
е-
парация влаги, паровой промежуточный перегрев св
ежим и отбо
р
ным паром (рис. 6.
4). П
р
и
няты
подо
греватели рег
е
нер
а-
ции смешивающего типа. Сложность расчета такой схемы об
у
словлена вводом в систему реген
е
рации влаги из сепа
-
ратора и конденсата греющего пара (дрена
жа) из паровых промеж
у
точных перегр
е
вате
лей.
ГЛАВА VII
Устройство
совреме
н
ной ГТУ
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
43
Традиционная совр
е
менная газотурбинная у
с
тановка (ГТУ) –
это сов
о
купность воздушного ко
м
прессора
, камеры сгорания
и газовой турбины
, а та
к
же вспомогательных си
с-
тем, обеспечивающих её работу. Совокупность ГТУ и эле
к-
трического генер
а
тора на
зывают газоту
р
бинным агрегатом
. Важно подчеркнуть одно отличие ГТУ от ПТУ. В состав ПТУ не входит котёл, точнее котёл ра
с
сматривается как о
т-
дел
ь
ный источник тепловой энергии; при таком ра
с
смотр
е-
нии котёл –
это н
е
кий энергетический об
ъ
ёкт, в который вх
о-
дит
п
и
тательная вода с темпер
а
турой п.в.
t
, а выходит пар с параметрами 0
p
и 0
t
. Паротурбинная установка без котла как физического объекта работать не м
о
жет. В ГТУ камера сг
о-
р
а
ния –
это её неотъемлемы
й элемент.
Газотурбинные уст
а
новки отличаются дост
а
точно бол
ь-
шим разнообр
а
зием. Далее будем ра
с
сматривать наиболее пе
р
спективные и наиболее используемые в энергет
и
ке ГТУ простого цикла
.
Принципиальная схема ГТУ простого цикла
пок
а
зана на рис. 7.
1.
Воздух и
з атмосферы поступает на вход воздушного компре
с
сора
, который представл
я
ет собой роторную турб
о-
машину с проточной ч
а
стью, состоящей из вр
а
щающихся и неподвижных решёток. Отношение да
в
ления за компресс
о-
ром b
p
к давлению перед ним a
p
называется степенью сж
а-
тия
воздушного компре
с
сора и обозначается как k
(
a
b
p
p
k
). Ротор компрессора приводится газовой ту
р-
биной
. Поток сжатого воздуха подаётся в одну, две или более к
а
мер сгорания
. Пр
и этом в большинстве случаев ко
н
стру
к-
ций газотурбинных установок поток воздуха, идущий из ко
м-
прессора, разделяется на два потока. Первый поток направл
я-
е
т
ся к горелочным устройс
т
вам, куда также подаётся топл
и
во (жидкое или газ
о
образное). При сжигании топлив
а образую
т-
ся пр
о
дукты сгорания высокой температуры. К ним по
д
м
е-
шивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы пол
у
чить газы (их называют рабочими газами) с допу
с
тимой для деталей газовой турбины температурой. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
44
Рис.
7.
1. 1 –
входной пат
рубок воздушного компрессора; 2 –
во
з
дух из атмосферы; 3 –
проточная часть воздушного компрессора; 4 -
сж
а
тый воздух; 5 –
зона ввода вторичного воздуха для гор
е
ния; 6 -
корпус камеры сгорания; 7 –
пламенная труба; 8 –
гор
е
лочные ус
т-
ройства; 9 –
горящий фак
ел; 10 –
горячие газы; 11 –
проточная часть газовой турбины; 12 –
уходящие газы ГТУ; 13 –
опорный подши
п-
ник; 14 –
выходной диффузор; 15 –
стяжной болт; 16 –
опорно
-
упорный подшипник; 17 –
вал
-
проставка для присоединения эле
к-
трогенератора
.
Рабочие газы с давл
е
нием c
p
(
c
p
<
b
p
из
-
за гидравлич
е-
ского сопр
о
тивления камеры сгор
а
ния) подаются в прото
ч-
ную часть газовой турб
и
ны
, принцип действия к
о
торой такой Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
45
же, как и принцип действия паровой турбины (
отличие сост
о-
ит лишь в том, что газовая турбина работает на пр
о
дуктах сг
о
рания топлива, а не на паре). В газовой ту
р
бине рабочие газы расш
и
ряются практически до атмосферного давления d
p
, поступают в выходной диффузор
, и из него –
либо сразу с дымовую трубу, либо предварительно в какой
-
либо теплоо
б-
ме
н
ник, использующий тепл
о
ту уходящих газов ГТУ
.
Вследствие расшир
е
ния газов в газовой турб
и
не, после
д-
няя вырабатыв
а
ет мощность. Весьма зн
а
чительная её часть (пр
и
мерно половина) тратиться на пр
ивод компрессора, а о
с-
тавшаяся часть –
на привод электрогенерат
о
ра
. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при её марк
и-
ровке. Для изображения схем ГТУ применяют условные обозн
а-
чения, подобные тем, которые принято и
с
пользовать для ПТУ (
рис. 7.
2).
Рис. 7.
2. Схема ГТУ простой схемы с условных обозначениях.
Из вышесказанного становиться ясным, поч
е
му описа
н-
ная ГТУ назыв
а
ется ГТУ простого цикла
. Более простой ГТУ быть не может, так как она с
о
держит минимум необх
о
димых компонентов, обе
с
печив
ающих последов
а
тельные процессы сжатия, нагрева и расширения р
а
бочего тела: один ко
м
пре
с-
сор, одну или н
е
сколько камер сгорания, работающих в од
и-
наковых условиях, и одну газовую турбину. Наряду с ГТУ простого цикла, сущес
т
вуют ГТУ сложного цикла
, которые мо
гут содержать несколько компрессоров, турбин и камер Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
46
Рис.
7.
3. Устройство ГТУ V
94.3 фирмы Siemens
: 1 –
ротор электрог
е-
нератора; 2 –
вал
-
проставка; 3 –
передняя опора ротора; 4 –
шахта подвода воздуха от комплексного воздухоочистительного устройства; 5 –
стяжной болт ротора; 6 –
обо
д
ные трубопроводы; 7 –
проточная часть газовой турбины; 8 –
выходной патрубок ГТУ (диффузор); 9 –
задняя опора ротора; 10 –
пламенная труба камеры сгорания; 11 –
корпус камеры сгорания; 12 –
горелочные устройства; 13 –
выходной
диффузор компрессора; 14 –
трубопровод подачи воздуха; 15 –
труб
о-
провод подачи топливного газа; 16 –
проточная часть компрессора; 17 -
се
р
водвигатель; 18 –
передняя опора ГТУ
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
47
сгорания. ГТУ не отлич
а
ются высокой экономи
ч
ностью из
-
за высокой те
м
пературы у
ходящих газов. Усложнение схемы позв
о
ляет повысить её экон
о
мичность, но одновреме
н
но тр
е-
бует увеличение к
а
питаловложений и усло
ж
няет эксплуат
а-
цию. На рис.
7.
3
изображено устройство ГТУ V
94.3
фирмы Si
e
mens
: I
–
эле
к
трогенератор; II
–
ко
м
прессор; III
–
турби
на; IV
–
камера сгорания. Атм
о
сферный воздух от ко
м
плексного воздухоочист
и
тельного устройства (КВОУ) поступает в ша
х-
ту 4, а из неё –
к проточной части 16 воздушного ко
м
пресс
о-
ра. В компрессоре происходит сжатие возд
у
ха. Степень сж
а-
тия в т
и
пичных компрессора
х с
о
ставляет порядка k
= 13 –
17, и таким образом да
в
ление в тракте ГТУ не превышает 1,3 –
1,7 МПа (13 –
17 ат). Это ещё одно отличие ГТУ от паровой турбины, в которой давл
е
ние пара больше, чем да
в
ление г
а-
зов в ГТУ в 10 –
15 раз. Мало
е давление рабочей среды об
у-
славл
и
вает малую толщину ст
е
нок корпусов и лёгкость их прогрева. Именно это делает ГТУ очень мане
в
ренной, т.е. способной к быстрым пускам и ост
а
новкам. Если для пуска паровой турбины в зав
и
симости от её начального темпер
а-
турного
состояния требуется от 1 ч до н
е
скольких часов, то ГТУ может быть введена в р
а
боту за 10 –
15 минут. При сжатии в ко
м
прессоре воздух нагрев
а
ется. Оценить этот нагрев можно по простому пр
и
ближенному соотнош
е-
нию:
25
,
0
a
b
T
T
к
где b
T
и a
T
-
абс
о
лютные температуры во
з
духа за и п
е-
ред компре
с
сором. Если, например, a
T
= 300 К, т.е. темпер
а-
тура окружающего воздуха 27 º
С, а k
=16, то b
T
= 600 и, следо
вательно воздух н
а
гревается на 300
273)
-
(300
-
273)
-
(600
t
º
С.
Таким образом, за компрессором температ
у
ра воздуха с
о-
ставляет 300 –
350 °С. Воздух между стенками пламенной тр
у
бы и корпуса камеры сг
о
рания движется к горело
ч
ному устройству, к кот
о
ро
му подается и топли
в
ный газ. Поскольку топл
и
во должно п
о
ступать в ка
меру сгорания, где давл
е
ние 1,3 –
1,7 МПа, то да
в
ление газа должно быть большим. Для Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
48
возможн
о
сти регулирования его расхода в камеру сгора
ния требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давл
е-
н
ие в ка
мере. Если в подводящем газ
о
проводе имеется такое давление, то газ по
дается в камеру сгорания прямо с газора
с-
пределительного пункта (ГРП)
или газора
с
пределительной станции (ГРС)
. Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой устанавли
в
ают дожимной газовый компре
с-
сор
, как правило либо поршневой, либо винтовой
.
Расход топливного г
а
за составляет вс
е
го пр
и
мерно 1 –
1,5 % от расхо
да воздуха, поступающего от компрессора, поэт
о-
му со
з
дание высокоэко
номичного дожимного г
а
зового ко
м-
прессора пре
д
ставляет определенные технические трудности.
Внутри пламенной трубы
образуются проду
к
ты сгорания высокой те
м
пературы. После подм
е
шивания вторичного во
з-
духа на выходе из ка
меры сгорания она несколько сниж
а
ется, но достигает тем не менее, в ти
пичных совр
е
менных ГТУ 1350
–
1400 °С.
Из камеры сгорания горячие газы п
о
ступают в проточную часть га
зовой турбины. В ней газы ра
с
ширяются до практич
е-
ски атмосферного давления, так как пространство за газ
о
вой турбиной сообщ
а
ется либо с дымовой тр
у
бой, либо с тепл
о-
обм
енн
и
ком, гидравлическое с
о
противле
ние которого н
е
в
е-
лико.
При расширении газов в газовой турбине на ее валу со
з-
дается мощ
ность. Эта мощность частично расходуется на привод воздушно
го ком
прессора, а ее избыток –
на привод ротора
электрогенератора. Одна из
характерных ос
о
бенн
о-
стей ГТУ состоит в том, что компрессор тр
е
бует примерно полов
и
ны мощности, развиваемой газовой турбиной. Напри
-
мер, в создаваемой в Ро
с
сии ГТУ мощностью 180 МВт (это и есть полез
ная мощность) мощность ко
м
прессора составляет 196 МВт. Э
то одно из принц
и
пиальных отличий ГТУ от ПТУ: в последней мо
щ
ность, идущая на сжатие питательной воды даже до давления в 23,5 МПа (240 ат) со
ставляет всего н
е-
сколько процентов от мощности паровой турб
и
ны. Свя
зано это с тем, что вода –
малосжимаемая жидко
сть, а воздух для сжа
тия требует много энергии.
В первом, достаточно грубом приближении, температуру газов за ту
р
биной можно оценить по простому соотношению:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
49
25
,
0
d
c
T
T
к
.
Поэтому, если k
=16, а температура перед ту
р
биной c
T
= 1400 °С = 1673 К, то температура за ней составляет пр
и
мерно 836
16
1673
T
T
25
,
0
25
,
0
c
d
к
К = 563 °С.
Таким образом, темп
е
ратура газов за ГТУ дост
а
точно в
ы-
сока, и значи
тельное количество тепл
о
ты, полученной при сж
и
гании топлива, в бук
вальном смы
с
ле уходит в дымовую трубу. Поэтому при автономной ра
боте ГТУ ее КПД невелик: для типичных ГТУ он соста
в
ляе
т 35 –
36%, т.е. сущ
е
ственно меньше, чем КПД ПТУ. Дело, однако, ка
р
д
и
нальным об
-
разом измен
я
ется при установке на «хвосте» ГТУ теплоо
б-
м
енника (сете
вого подо
г
ревателя или котла
-
утилизатора для комбин
и
рованного цик
ла)
.
За газовой турбиной устанавливают диффузор –
плавно расширяю
щийся канал, при течении в кот
о
ром скорос
т
ной напор г
а
зов частично преобразуе
т
ся в давление. Это позв
о
л
я-
ет имет
ь за газовой ту
р
биной дав
ление меньшее, чем атм
о-
сферное, что ув
е
личивает р
а
ботоспосо
б
ность 1 кг газов в турбине и, следовательно, повыш
а
ет ее мощность.
Теперь более подро
б
нее рассмотрим возду
ш
ный компре
с-
сор, камеру сгорания и газовую турб
и
ну.
Воздушный к
омпре
с
сор
.
Компрессорами наз
ы
вают машины, предназн
а
ченные для повышения давления и перемещения газов (в частности во
з-
д
у
ха). Основной способ р
а
боты современных турб
о
компре
с-
соров –
динамич
е
ский –
обеспечивает н
е
прерывность сжатия газа и его перемещение благо
д
а
ря силовому воздействию вращающихся лопаток на поток газа. Компрессора –
важный элемент технол
о
гической схемы совреме
н
ной энергетической ГТУ, а воздух, сжимаемый в нём, поступает в камеры сгор
а-
ния и затем в виде горячих газов в газовую турбину устано
в-
ки.
По конструкции ко
м
прессоры чаще всего ра
з
деляют на осевые и рад
и
альные (центробежные). В ГТУ применяют преим
у
щественно осевые ко
м
прессоры. Повышение давление в них происх
о
дит до 2 МПа и более, этим они отличаются от Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
50
осевых вентиляторов, в которых отношен
ие да
в
лений на в
ы-
ходе и входе значительно меньше. Конструктивная схема осевого компрессора ГТУ пре
д-
ставлена на рис. 7.
4.
Рис. 7.
4. Сечение НК
-
НК –
на входе в компрессор; КК
-
КК –
на вых
о-
де из компрессора; А
-
А и Б
-
Б на входе в проточную часть компре
с-
сор
а и на выходе из неё соответственно; 1 –
входной патрубок; 2 –
конфузор; 3 –
спрямляющий аппарат; 4 –
вал компрессора с сист
е-
мой у
п
лотнений; 5 –
подшипник; 6 –
выход воздуха из компрессора; 7 –
диффузор; 8 –
входной направляющий аппарат
.
В ней можно выде
лить основные элементы, кот
о
рые обеспечивают работу компрессора. Воздух через комплексное воздухооч
и
стительное и шумопода
в
ляющее устройство (КВОУ) забирается из а
т
мосферы и поступает во входной патрубок 1 (сеч
е
ние НК
-
НК
) и кольцевой конфузор 2, а пок
и-
дает компрессор через спрям
и
тельный аппарат 3, дифф
у
зор 7 и выходной патрубок 6 (сечение КК
-
КК
). О
с
новное назнач
е-
ние этих неподвижных элементов –
подвести воздух к раб
о-
чим ступеням компрессора, а затем отвести его, обесп
е
чив минимальные потери, равномерное поле
скор
о
стей и давл
е-
ний воздуха. В современных осевых ко
м
прессорах путь во
з-
духа весьма сложен. После конфузора установлен входной направляющий аппарат (ВНА) 8. Далее расположены рабочие ст
у
пени компрессора I
, II
, …
,
z
, каждая из которых с
о
стоит из рабочего л
оп
а
точного аппарата –
раб
о
чего колеса (РК) и сл
е-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
51
дующего за ним непо
д
вижного направляющего аппарата (НА). В некот
о
рых конструкциях осевых компрессоров пе
р-
вые ст
у
пени имеют также пов
о
ротные направляющие а
п
пар
а-
ты, которые вместе с ВНА включены в систему управ
ления работой ГТУ. Рабочие лопатки обычно укреплены на дисках и вместе с валом, на котором они расположены, обр
а
зуют р
о-
тор компрессора. Статором компресс
о
ра
называют корпус с разъёмом и закрепленн
ы
ми в нём направляющими лопатками. В конс
т-
рукцию также вход
ят подшипники 5 и вал компрессора с си
с-
темой уплотнений 4. П
о
следние предотвращают подсос во
з-
духа из атм
о
сферы во входную часть и утечки на выходе пр
о-
то
ч
ной части. В современных ГТУ входной направляющий аппарат (ВНА) делают п
о
воротным. Необходимость в пов
оротном ВНА вызв
а
на стремлением не допу
с
тить снижение экон
о-
ми
ч
ности при снижении н
а
грузки ГТУ. Дело закл
ю
чается в том, что валы компрессора и электрог
е
нератора имеют од
и
нак
о
вую частоту вращения, равную частоте сети. П
о-
этому, если не использ
о
вать ВНА, то ко
личество воздуха, подава
е
мого ко
м
прессором в камеру сгор
а
ния, постоянно и не зав
и
сит от нагрузки турбины. А изменить мощность ГТУ можно только изменением расхода топлива в камеру сгорания. П
о
этому при уменьшении расхода то
п
лива и неизменности к
о
личества во
здуха, под
а
ваемого компрессором, снижается температура рабочих газов и перед г
а
зовой турбиной, и за ней. Это прив
о
дит к очень зн
а
чительному снижению экон
о
мичности ГТУ. П
о
ворот лопаток при сниж
е
нии нагрузки на 25 -
30º позвол
я
ет сузить прохо
д
ные сечения ВНА
и умен
ь
шить расход во
з
духа в к
а
меру сгорания, поддерж
и
вая пост
о
янным соотн
о
ш
е
ние между расходом воздуха и топлива. У
с
т
а
новка входного напра
в
ляющего аппарата позв
о
ляет по
д
держивать темп
е
рат
у-
ру газов перед газовой турбиной и за ней пост
о
янной в диап
а-
зоне мо
щн
о
сти примерно 80 –
100%. Камера сгорания ГТУ
.
Камеры сгорания эне
р
гетический ГТУ –
устро
й
ства, предназначенные для преобразования химич
е
ской энергии топлива в тепловую энергию рабоч
е
го тела, имеющего пар
а-
метры, соответствующие требованиям технологич
е
ск
ого пр
о-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
52
цесса. Заданный температурный уровень продуктов сгор
а
ния перед газовой турбиной обесп
е
чивается подачей воздуха в количестве, превыша
ю
щем необходимое для полного сгор
а-
ния топлива. Тип камеры сгорания и её конструкция зависят от назн
а-
чения, компоновк
и, направления потоков р
а
бочего тела, к
о-
личества горелок и др. Камеры сг
о
рания можно подразделить по назначению, компоно
в
ке в схеме ГТУ, констру
к
ции ко
р-
пуса и пламенных труб, количеству горелок в одной пламе
н-
ной трубе. Выносные камеры сг
о
рания располагают
ся пе
р
пендик
у-
лярно или пара
л
лельно продольной оси ГТУ, их легче комп
о-
н
о
вать, обслуживать и р
е
монтировать. Наличие длинных г
а-
зоходов между камерой сгорания и газ
о
вой турбиной улу
ч-
шает перемешивание продуктов сгорания с воздухом. О
д
н
о-
временно увеличиваю
т
ся п
отери напора, масса и габариты установки. Выносные камеры сг
о
рания нашли широкое применение в ГТУ, однако в последнее время росси
й
ские и зарубежные прои
з
водители энергетический ГТУ отказываются от и
с
пол
ь-
зования камер сгор
а
ния данного типа. Кольцевая каме
ра сг
о
рания
отличается ко
м
пактностью и легкостью конструкции и располаг
а
ется между компресс
о
ром и газовой турбиной вокруг вала ГТУ. Её рабочий об
ъ
ем пре
д-
ставляет собой сплошное кольцевое пр
о
странство между вн
у
тре
н
ними и наружными об
е
чайками пламенных труб.
Число форсунок выбир
а
ется таким, чтобы фронт пламени полн
о
стью з
а
полнял сечение кольцев
о
го пространства пл
а-
ме
н
ной трубы. Виды сжигаемых в к
а
мерах сгорания топлив
.
Энергетические ГТУ ориентированы на сжиг
а
ние газоо
б-
разных и жи
д
ких органических топлив, от
вечающих весьма жёс
т
ким требованиям, об
у
словленным спецификой технол
о-
гического проце
с
са. Подавляющее число современных энергетич
е
ских ГТУ рассчитывают на сжигание природного газа, поступающего на электростанцию с мест
о
рождений по магистрал
ь
ным газ
о-
провода
м. Запасы этого топлива на ТЭС по понятным прич
и-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
53
нам не предусматривают, поэтому актуален вопрос о резер
в-
ном топливе для ГТУ.
В качестве резервного топлива, когда основным является природных газ, можно использовать как жидкое топливо, с
о-
хр
а
няемое в топливны
й р
е
зервуарах, так и приро
д
ный газ, поступающий по независимой газовой м
а
гистрали. Принц
и-
пиал
ь
ным является вопрос о давлении поступающего на эле
к-
тростанцию маг
и
стрального природного газа. С учётом п
о-
терь на газораспределительном пункте ТЭС это давление на 0,3 –
0,5 МПа должно превышать максимальное давление воздуха, напра
в
ляемого из компрессора в камеры сгорания ГТУ. В тех случаях, когда это у
с
ловие не соблюдается, н
е
о
б-
ходима установка д
о
жимных компрессоров п
о
вышение да
в-
ления. Необходимо помнить, что в дож
имных компре
с
сорах все элементы, вх
о
дящие в соприкосновен
и
ем с газовым топл
и-
вом, нельзя смазывать маслом.
Газовая турбина
.
Газовая турбина явл
я
ется наиболее сложным элементов ГТУ, что об
у
словлено в первую оч
е
редь очень высокой те
м-
пературой рабочих газов, протекающих через её проточную част
ь
: темп
е
ратура газов перед турб
и
ной 1350 º
С в насто
я-
щее время считается «ста
н
дартной», и ведущие фи
р
мы раб
о-
тают над освоен
и
ем начальной температуры 1500 º
С. Здесь уместно напомнить, что начальная температура пара для п
а-
ро
вых турбин составляет 540 º
С, а в перспективе -
температ
у-
ра 600 –
620 º
С. Стремление повысить начальную температуру связано, прежде всего, с выигрышем в экономи
ч
ности, которой она даёт (
таб. №
7.
1). Повышение начальной температуры с 1100 до 1450 º
С даёт ув
е
личение абсолютного к.п.д. с 32 до 40 %, т.е. приводит к экономии то
п
лива в 25%. Конечно, часть этой экономии св
я
зана не только с повыш
е
нием температуры, но и с совершенствованием др
у
гих элементов ГТУ, а о
п
ределя
ю-
щим фактором все
-
таки является начал
ь
ная т
емпература. Для обеспечения дл
и
тельной работы газовой турбины и
с-
пользуют соч
е
тание двух средств. Пе
р
вое средство -
прим
е-
нение для наиболее нагруженных деталей жаропрочных м
а-
териалов, способных с
о
противляться действию высоких м
е-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
54
ханических нагрузок и темпер
атур. Второе средство -
охла
ж-
дение наиболее горячих деталей. Таблица №
7.
1.
Повышение к.п.д. дейс
т
вующих
ГТУ в связи с ро
с
том темпер
а-
туры перед газ
о
вой турбиной
Серия
Температура
К.п.д.
Серия «
E
»
1100 ºC
32%
Серия «
F
»
1180 –
1260 ºC
36%
Серия «
FA
»
1290
–
1315 ºC
38%
Серия «
G(H)
»
1315 –
1450 ºC
40%
Для охлаждения бол
ь
шинства современных ГТУ испол
ь-
зуется воздух, отбираемый из различных ступеней воздушн
о-
го ко
м
прессора. Уже работаю ГТУ, в которых для охл
а
жд
е-
ния используется в
о
дяной пар, который явл
я
ется лучшим о
х-
лажда
ю
щим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух п
о-
сле нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой турбины. Система охлаждения газовой турбины
–
наиб
о
лее сло
ж-
ная система в ГТУ, определяющая её срок службы. Она обе
с-
п
е
чивае
т не только подде
р
жание допустимого уровня темп
е-
ратуры рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элеме
н-
тов, дисков, несущих рабочие лопатки, и пр. Эти система чрезвычайно сильно ра
з
ветвлена и организуется так, чтобы каждый охла
ж
даемый элемент получал охла
ждающий воздух тем параметров и в том кол
и
честве, который необх
о
дим для поддержание его оптимальной температуры. Излишнее охл
а-
ждение д
е
талей так же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным затратам охлаждающего возд
у-
ха, на сжатие кото
р
о
го в компрессоре затрач
и
вается мо
щ-
ность турбины. Кроме того, повышенные расходы воздуха на охл
а
ждение приводят к сниж
е
нию температуры газов за ту
р-
биной, что очень сущ
е
ственно влияет на работу оборудов
а-
ния, устано
в
ленного за ГТУ (например, паротурбинной у
ст
а-
новки, работающей в составе ПГУ). Наконец, система охла
ж-
дения должна обе
с
печивать не только нео
б
ходимый уровень темпер
а
тур деталей, но и равн
о
мерность их прогрева, и
с
кл
ю-
чающую появление опасных температурных напряжений, Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
55
циклическое воздействие которых п
р
и
водит к появлению тр
е-
щин. Газовая турбина обы
ч
но имеет 3 –
4 ступени, т.е. 6 –
8 венцов решёток, и чаще всего охлаждаются лопатки всех ве
н-
цов, кр
о
ме рабочих лопаток п
о
следней ступени. Влияние параметров наружного воздуха на х
а
рактерист
и-
ки энергетич
е
ск
ой ГТУ
.
На работу энергетич
е
ской ГТУ существенное влияние оказывают пар
а
метры наружного воздуха: температуры, да
в-
ления и влагосодержания. Колебания давление наружного воздуха на де
й
ствующих установках происходят в ограниче
н
ных пределах, что опр
е-
д
е
ляет не
большое их вли
я
ние на работу ГТУ. Ещё меньшее влияние оказыв
а
ет изменение влагосоде
р
жания рабочего т
е-
ла. Зн
а
чительно большими б
ы
вают колебания темпер
а
туры наружного воздуха. В условиях различных районов России эти кол
е
бания могут быть от +45 до -
55 º
С. Вли
яние темп
е
р
а-
туры учитывается пре
ж
де всего при рассмотрении нерасчё
т-
ных режимов р
а
боты ГТУ. Во всех случаях при изменении давления, те
м
пературы или влажности наружного воздуха изм
е
няется его плотность. Уменьшение, например, плотности снижает масс
о
вый расхо
д воздуха, заб
и
раемого из атмосферы компрессором. Таким о
б
разом меняется мощность ГТУ и все её характер
и
стики. Дополнительные пот
е
ри давления воздуха на входе в компрессор также воздействует на работу установки. К таким пот
е
рям следует отнести не только п
отери давления в во
з-
душных фильтрах, ш
у
моглушителях, но и пот
е
ри в испар
и-
тельных охл
а
дителях, подогревателях воздуха на входе в ко
м-
прессор, в антиобледен
и
тельной системе и др. Изменение температ
у
ры наружного воздуха в наибол
ь-
шей степени ок
а
зывает влияние на осно
в
ные характеристики ГТУ. Переход к отрицательным температурам наружного воздуха увеличивает его плотность, расход воздуха через компрессор, эле
к
трическую мощность ГТУ и электрический к.п.д. у
с
тановки. В этих условиях возрастает расход выхо
д-
ных газов
ГТУ, а их те
м
пература уменьшается. Так как в настоящее время широкое распр
о
странение п
о-
лучили пар
о
газовые технологии, то стабилизации температ
у-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
56
ры на выходе из ГТУ предаё
т
ся большое значение –
т
е
плота выходных газов п
о
лезно используется для нагрева сетево
й воды и генерации технологич
е
ского пара или генерации пара двух или трёх давл
е
ний и выработки дополн
и
тельной эле
к-
троэнергии в паротурбинной установке (тепловые схемы ПТУ). В этих условиях важными параметрами являются эле
к-
трический к.п.д., а также значение
параме
т
ров выходных г
а-
зов и ди
а
пазон их изменения. Стабилизация темп
е
ратуры воздуха, пост
у
пающего в компрессор энергетических ГТУ
.
В современных конс
т
рукциях энергетических ГТУ удае
т-
ся существенно стабилизировать темпер
а
туру выходных г
а-
зов. Для этой цел
и используются входной направляющий а
п-
парат и поворотные н
а
правляющие аппараты первых
Рис. 7.
5. Тепловая схема ГТУ с воздейств
и
ем на температуру зас
а-
сываемого компре
с
сором воздуха. ЭГ –
электрогенератор; К -
ко
м-
прессор; КС –
камера сгорания; ГТ –
газов
ая турбина; КВОУ -
ко
м-
плексное во
з
духоочистительное устройство
.
ступеней компрессора у
с
тановки и система регул
и
ров
а
ния ГТУ. Изменением угла поворота лопаток этих устройств уд
а-
ётся вносить определённые коррективы в характер
и
стики ГТУ. Такое технич
е
ское ре
шение проблемы условно можно назвать внутренним
Существуют решения по стабилизации характ
е
ристик энергетических ГТУ, которые можно н
а
звать внешними
. Ср
е-
ди них можно отметить: во
з
действие на температуру нару
ж-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
57
ного воздуха, заб
и
раемого компрессором из атмосфе
ры. Это воздейс
т
вие осуществляется в зоне отрицательных темпер
а-
тур и обеспечивает повышение температуры забираемого воздуха. Тем самым огр
а
ничиваются чрезмерные повыш
е
ния мощности у
с
тановки и снижение те
м
пературы выходных г
а-
зов. Для технического осущ
е
ствле
ния данного решения в во
з-
духозаборном ус
т
ройстве устанавливают теплообменники, через которые пропускают греющую среду: пар, воду. Подо
г-
рев воздуха можно также осуществить, и
с
пользуя также те
п-
лоту части выходных газов ГТ. В современных условиях эк
с-
плуатации
ГТУ допу
с
тимо подмешивать часть выходных г
а-
зов к засас
ы
ваемому воздуху (рис. 7.
5).
По опытным да
н
ным, д
о
бавка 4 –
5% выходных газов в комплексное во
з
духооч
и-
стительное ус
т
ройство ГТУ простой те
п
ловой схемы позв
о-
ляет п
о
высить температуру з
а
сасываемого возду
ха по
ч
ти на 15 –
20 º
С.
Температуру забира
е
мого из атмосферы возд
у
ха можно изменять и в з
о
не высоких положител
ь
ных температур, что п
о
зволяет улучшить характ
е
ристики ГТУ. Относител
ь
но пр
о-
стое решение –
ра
з
местить во входном канале воздухозабо
р-
ного устро
й
ств
а после воздушных фильтров испарительный охладитель или теплоо
б
менные поверхности сп
е
циального холодильного агрегата. Испарительное охл
а
ждение
основывается на разбрызг
и-
вании в потоке воздуха определенного количества воды, к
о-
торая, испаряясь, понижает те
м
п
ературу воздуха, увел
и
чив
а-
ет его плотность и, следовательно, массовый расход воздуха через ко
м
прессор. Вода, распыля
е
мая в потоке воздуха, о
х-
лаждает его до температ
у
ры мокрого термометра. Так, при температуре н
а
ружного воздуха +35 º
С (сухой термометр) и от
н
о
сительной влажности 60% испарительный охлад
и
тель, работающий с к.п.д. 85%, может снизить те
м
пературу возд
у
ха на входе в компрессор до 29 º
С, п
о
высив его влажность до 92%. При этом мощность ГТУ возрастёт на 3%, а электрич
е-
ский к.п.д. пр
и
близительно на 0,2
%. При этом способе охл
а-
ждения поступающего в компре
с
сор воздуха необходимо помнить, что конденсация и унос влаги способны у
с
корить загрязнение ко
м
прессора и, следовательно, снизить эксплу
а-
тационные характеристики установки. Наибольшая выгода от и
с
паритель
ных охладителей достигается в условиях жаркого Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
58
и сухого климата. При этом диапазон темп
е
ратур наружного воздуха, в котором используется испарительное охлажд
е
ние, ограничен температ
у
рой 7 º
С из
-
за возможной опасности о
б-
леденения компрессора при более низких
температурах. Э
ф-
фективность охлаждения зависит от относительной влажн
о-
сти воздуха. Эффективность исп
а
рительного охлаждения ограничена относительной влажностью атмосферного воздуха, который нельзя охладить ниже температ
у
ры мокрого термометра. Рис. 7.
6. Охлаждение поступающего воздуха с и
с
пользованием о
х-
ладителя компрессионного типа до температуры перед компресс
о-
ром +15 º
С. ТО –
т
е
плообменник; Н –
насос; ЦН –
циркуляционный насос; Гр –
градирня; КХ
-
к –
холодильная машина парокомпресс
и-
онного цикла; К –
компрессор; Т –
топливо; ГТ –
газовая турбина
.
Большими возможн
о
стями обладают охладит
е
ли
-
теплообменники, в к
о
торых снижение темпер
а
туры воздуха перед ко
м
прессором не ограничено температурой мокрого термометра. Обычно и
с
пользуют один из двух вариантов у
с-
тановок: с холодильниками компре
с
сорного или абсорбцио
н-
ного типа (рис. 7.
6).
Приведённая на рис. 7.
6 схема снижения темп
е
ратуры з
а-
сасываемого компрессором воздуха п
о
зволила увеличить эле
к
трическую мощность ГТУ приблизительно на 7% при увел
и
чении удельного
расхода теплоты на 0,6%, что стало результатом п
о
вышения сопротивления входного тракта ко
м-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
59
пре
с
сора примерно на 40 кПа из
-
за размещения тепл
о
обме
н-
ного оборудования. Преимущества, недо
с
татки и области примен
е
ния ГТУ
.
Главным преимущес
т
вом ГТУ является её ко
м
пактность. Действительно, прежде всего, в ГТУ о
т
сутствует паровой к
о-
тёл, -
сооружение, достигающее большой высоты и тр
е
бу
ю-
щее для установки о
т
дельного помещения. Св
я
зано это о
б-
стоятельство, прежде всего с вы
соким да
в
лением в камере сгор
а
ния (1,2 –
2 МП
а); в котле горение про
исходит при а
т-
мосферном давлении и соотве
т
ственно объем о
б
разую
щихся
горячих газов оказывается в 12 –
20 раз бол
ь
ше. Далее, в ГТУ про
цесс расширения газов происходит в газовой ту
р
бине, с
о-
стоящей
всего из 3 –
5 ступеней, в то время
как паровая ту
р-
бина, имеющая такую же мо
щ
ность, со
стоит из 3 –
4 ц
и
лин
д-
ров, заключающих 25 –
30 ступеней. Даже с уч
е
том и камеры сгорания, и воздушного ко
м
прессора ГТУ м
ощ
ностью 150 МВт имеет длину 8 –
12 м, а длина п
а
ровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом испо
л
нении в 1,5 раза бол
ь-
ше. При этом для паровой ту
р
бины кроме котла необх
о
димо предусмотреть уст
а
новку конденс
а
тора с ци
р
куляционными и конде
н
сатными насосами, сист
е
му регенерации из 7 –
9 п
о-
догревателей, питател
ь
ные турбонасосы (от одно
го до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на б
е
тонн
ое основание маши
н
ного зала, а ПТУ требует рамн
о
го фундамента в
ы
сотой 9 –
16 м с размещ
е
нием паровой турб
и-
ны на верхней фундаментной плите и вспомогательного об
о-
ру
дования –
в конде
н
сационном помещ
е
нии.
Компактность ГТУ п
о
зволяет осуществить ее сборку на турбинном за
воде, доставить в маши
н
ный зал железнодоро
ж-
ным или автодорожным тран
с
портом для установки на пр
о-
стом фундаменте. Так, в частности, транспорт
и
руется ГТУ с встр
о
енными кам
ерами сгорания. При транспор
тировке ГТУ с выносными камерами п
о
следние транспорт
и
руются от
-
дельно, но легко и быс
т
ро присоединяются с п
о
мощью фла
н-
цев к м
о
ду
лю компрессор
–
газовая ту
р
бина. Паровая турбина п
о
ста
в
ляется много
численными узлами и д
е
талями, мо
нтаж как ее с
а
мой, так и многочислен
ного вспомогательного об
о-
рудов
а
ния и связей между ними занимает в несколько раз больше вр
е
мени, чем ГТУ
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
60
ГТУ не требует охла
ж
дающей воды. Как следс
т
вие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водосна
б-
ж
е
ния с насосной установ
кой и градирней (при оборо
т
ном вод
о
снабжении). В результате все это прив
о
дит к тому, что сто
и
мость 1 кВт уст
а
новленной мо
щ
ности газотур
бинной эле
к
тростанции значительно меньше. При этом сто
и
мость собст
венно ГТУ (компре
с
сор + камера сг
о
рания + газовая турбина) из
-
за ее сложности ок
а
з
ы
вается в 3
—
4 раза больше, чем стоимость паровой тур
бины т
а
кой же мощн
о
сти.
Важным преимущес
т
вом ГТУ является ее выс
о
кая мане
в-
ренность, оп
ределяемая малым уро
в
нем давления (по сравн
е-
нию с давлением в паро
в
ой турбине) и, следов
а
тельно, ле
г-
ким прогревом и охлаждением без воз
никновения опасных те
м
пературных напря
жений и деформаций.
Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из кот
о-
рых, прежде всего, необходимо отметить меньшую экон
о-
мичность, чем у паросилово
й уст
а
новки. Средний КПД до
с-
таточно хор
о
ших ГТУ с
о
ставляет 37 –
38 %
, а п
а
ротурби
н
ных энергобл
о
ков –
42 –
43 %. Потолком для мощных эне
р
гетич
е-
ских ГТУ, как он видится в настоящее время, явл
я
е
т
ся КПД на уровне 41 –
42 %, (а может быть и выше с учетом больши
х резервов по
вышения начальной температуры). Меньшая эк
о-
номичность ГТУ связ
а
на с высокой темпер
а
т
у
рой уходящих газов.
Другим недостатком ГТУ является невозмо
ж
ность и
с-
пользования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в н
а
стоящее время. Она мо
жет хор
ошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, на
пример д
и
зельном. Пар
о-
силовые энерг
о
блоки могут раб
о
тать на любом топливе, включая самое некач
е
с
т
венное.
Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнитель
но низкая экономи
ч
ность и высокие стоимость и
с
пользуемого топлива и маневренность определ
я
ют осно
в-
ную область и
н
дивидуального исполь
зования ГТУ: в энерг
о-
си
с
темах их следует прим
е
нять как пиковые или р
е
зервные источники мо
щ
ности, работа
ю
щие н
е
сколько часов в сутки.
Вместе с тем сит
уация кардинально изменяется при и
с-
пользовании теп
лоты уходящих газов ГТУ в теплофикацио
н-
ных у
с
т
а
новках или в комбини
рованном (парогазовом) цикле.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
61
ГЛАВА VIII
Парогазовые устано
в
ки электростанций
Парогазовыми
наз
ы
ваются энергетические установки, в кото
рых те
п
лота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно и
с
пользуется для выработки электроэнергии в пароту
р
бинной цикле.
Рис.
8.
1. Принципиальная схема простейшей ПГУ утилизацио
н
ного т
и
па: 1 –
пароперегреватель; 2 –
испаритель; 3 –
эконома
й
зер; 4 –
барабан; 5
–
конденсатор паровой турбины; 6 –
питател
ь
ный насос; 7 –
опускная труба испарителя; 8 –
подъёмные трубы испарителя.
На рис. 1 показана принципиальная схема простейшей
парогазовой установки так называем
о
го утилизационного типа
. Уходящие газы ГТУ п
о
ступа
ют в котёл
-
утилизатор
-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
62
те
п
лообме
н
ник противоточного типа, в котором за счёт тепла горячих газов генерируе
т
ся пар высоких параме
т
ров, напра
в-
ляемый в пар
о
вую турбину. Котёл
-
утилизатор представляет собой шахту прямоугол
ь-
ного сечения, в которой размещены п
о
в
ерхности нагрева, о
б-
р
а
зованные оребрёнными трубами, внутрь которой подаётся рабочее тело п
а
ротурбинной установки (вода или пар). В пр
о-
стейшем случае поверхн
о
сти нагрева котла
-
утилизатора с
о-
стоят из трёх элементов: эконома
й
зера
3, испарителя 2 и п
а-
роперегре
вателя 1. Це
н
тральным элементов явл
я
ется испар
и-
тель
, состо
я
щий из барабана
4 (дли
н
ного цилиндра, запо
л-
ня
е
мого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно у
с
тановленных вертикал
ь
ных труб собс
т-
венно и
с
парителя 8. Испаритель работает на принципе е
с
т
е-
ственной конвекции. Испарительные трубы н
а
ходятся в зоне более выс
о
ких температур, чем оп
у
скные. Поэтому в них в
о-
да нагревается, частично и
с
паряется и поэтому стан
о
вится легче и поднимается вверх в барабан. Освобо
ж
дающее место заполняется боле
е холодной водой по опускным трубам из бар
а
бана. Насыщенный пар собирается в верхней ча
с
ти бар
а-
бана и направляе
т
ся в трубы пароперегрев
а
теля
1. Расход пара из б
а
рабана 4 компенсируется подводом из экономайз
е-
ра 3. При этом поступающая вода, прежде чем исп
а
р
иться полностью, мног
о
кратно пройдёт через и
с
парительные тр
у-
бы. П
о
этому описанный котёл
-
утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией
. В экономайзере прои
с
ходит нагрев поступа
ю
щей пит
а-
тельной воды практически до темпер
а
туры кипения (на 10 –
20 º
С меньше, чем темпер
а
тура насыщенного пара в барабане, полностью о
п
ределяется давлением в нём). Из барабана сухой насыщенный пар поступ
а
ет в пароперегреватель, где перегр
е-
вается сверх температуры насыщения. Температура получа
е-
мого перегретого пара 0
t
вс
е
гда, меньше, чем темпер
а
тура газов г
, поступа
ю
щего из газовой турбины (обы
ч
но на 25 –
30 º
С). Под схемой котла
-
утилизатора на рис. 8.
1 показано изм
е-
нение те
м
пературы газов и рабочего тела при их движении н
а
встречу друг другу. Те
м
пература газов плавно
уменьшается от значения г
на входе до значения yx
температура уход
я-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
63
щих газов. Движущаяся на встречу питательная вода пов
ы-
шает в экономайзере свою температуру до те
м
пературы к
и-
п
ения (точка a
). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нём происходит испарение воды. При этом её темп
е
ратура не изменяется (процесс a
–
b
)
. Точка b
рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегр
е
ва
теле происходит его п
е
регрев до знач
е-
ния 0
t
.
Образующийся на в
ы
ходе из пароперегревателя пар н
а-
правляется в пар
о
вую турбину, где, расш
и
ряясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденс
а-
тор, конденсируется и с пом
ощью питательного насоса 6, п
о-
вышающего давление питательной в
о
ды, направляется снова в котёл
-
утилизатор. Таким образом, при
н
ципиальное отличие пар
о
силовой установки (ПСУ) ПТУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле
-
утилизаторе не сжи
гается, а нео
б-
ходимая теплота для работы ПСУ ПГУ теплота берётся от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же н
е
обходимо отметить ряд важных технических отл
и
чий паросиловой устано
в
ки п
а-
рогазовой установки от паросиловой установки тепловой электростанции.
1. Темп
ература уход
я
щих газов ГТУ г
практ
и
чески о
д-
нозначно опред
е
ляется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой ту
р-
бины. В большинстве с
о
временных ГТУ темпер
а
тура уход
я-
щих газов с
о
ставляет 530 –
5
80 º
С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 º
С). По условиям н
а
дё
ж-
ности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды п.в.
t
на входе в к
о
тёл
-
утилизатор не должны быть мень
ше 60 º
С. Те
м
пер
а-
тура газов yx
, пок
и
дающих котёл
-
утилизатор, всегда выше, чем темпер
а
тура п.в.
t
. Реально она н
а
ходится на уровне yx
100 º
С и, следовательно, к.п.д. котла
-
утилизатора составит
843
,
0
15
555
100
555
ку
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
64
где для оценки принято, что температура газов на выходе в котёл
-
утилизатор равна 555 º
С, а температ
у
ра наружного во
з-
духа 15 º
С. При работе на газе обычный энергетический котёл ТЭС имеет к.п.д. на уровне 94%. Таким обр
а
зом, котёл
-
утилиза
тор в ПГУ имеет к.п.д. сущес
т
венно более низкий, чем к.п.д. котла ТЭС. 2. Далее, к.п.д. пар
о
турбинной установки ра
с
смотренной ПГУ сущес
т
венно ниже, чем к.п.д. ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, ген
е
рируемого котлом
-
утилизато
ром, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не им
е-
ет системы регенерации. А иметь её она в принципе не м
о-
жет, так как повыш
е
ние температуры п.в.
t
пр
и
ведёт к ещё большему снижению к.п.д. котла
-
утилизатора. Тем не менее, при этом к.п.д. ПГУ оказыва
ется весьма высоким. Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ простой схемы рис.
8.
2, причём
при рассмотрении будем пр
и-
нимать далеко не самые лучшие экономические показатели о
т
дельных элементов оборудования. Рис.
8.
2. Превращение теплоты в работу
в простейшей ПГУ утилиз
а-
ционного типа.
Пусть в камере сгор
а
ния ГТУ сожжено некот
о
рое колич
е-
ство газа, из которого получено
Q
КС = 100 МВт
∙
ч теплоты. Д
о
пустим, что к.п.д. ГТУ с
о
ставляет 34%. Это означ
а
ет, что в Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
65
ГТУ будет пол
у
чено Э
ГТУ
= 34 МВт
∙
ч электроэн
ергии. Кол
и-
ч
е
ство теплоты Q
КУ
= Q
КС
-
Э
ГТУ = 100 –
34 = 66 МВт
∙
ч
поступает в котёл
-
утилизатор. Пусть его к.п.д. равен η
КУ
= 75%. Тогда в дымовую трубу из котла уйдёт Q
УХ = Q
КУ (1 -
η
КУ
) = 66 ( 1 -
0,75 ) = 16,5 МВт
∙
ч
а количество тепла Q
ПТУ
= Q
КУ
-
Q
УХ
= 49,5 МВт
∙
ч пост
у
пает в паротурби
н
ную установку для прео
б
разования в электр
о
эне
р-
гию. Пусть её к.п.д. будет равен η
ПТУ
= 0,3; тогда эле
к
трог
е-
нератор паровой турбины выработает Э
ПТУ
= Q
ПТУ
η
ПТУ
= 49,5
∙0,3 = 14,85 МВт
∙
ч
электроэнергии. Всего ПТУ выр
аботает
Э = Э
ГТУ
+ Э
ПТУ
= 34 + 14,85 = 48,85 МВт
∙
ч
электроэнергии и, след
о
вательно, к.п.д. ПГУ с
о
ставляет ок
о-
ло 49%. Приведённые рассу
ж
дения позволяют получить простую формулу для о
п
ределения КПД ПГУ ут
и
лизационного типа:
η
ПГУ
= η
ГТУ
+ (1 -
η
ГТУ
)
∙
η
КУ
∙
η
ПТУ
Эта формула способна объяснить, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 20 –
25 лет. Е
с
ли к примеру взять ГТУ типа ГТ
-
100
-
3М, то её к.п.д. η
ГТУ
= 28,5%, а те
м
пература за ГТУ г
= 398 º
С. При такой температуре газов в котле
-
ути
лизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 º
С, и к.п.д. паротурбинной установки будет соста
в
лять примерно 14%. Тогда при η
КУ
= 0,75 КПД ПГУ составит η
ПГУ
= (1 –
0,285)
∙ 0,75 ∙ 0,14 = 0,36.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
66
и целесообразнее постр
о
ить обычный паротурби
н
ный
эне
р-
гоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправда
н
ным лишь после создания выс
о-
котемпературных ГТУ, которые не только обеспечили её в
ы-
сокий к.п.д., но и создали усл
о
вия для реализации пар
о
ту
р-
бинного цикла высокой экономи
чности. Из выше изложенных соотношений можно пол
у
чить практически униве
р
сальное соотношение м
е
жду мощностями газоту
р
бинной и паротурбинной частью ПГУ:
ПТУ
ку
ПТУ
ГТУ
)
1
(
N
N
ГТУ
ГТУ
т.е. это соотношение опр
е
деляет только к.п.д. эл
е
ментов ПГУ. Для рассмо
т
ренног
о выше примера это отношение с
о-
ставляет 2,3 или 2 –
т.е. мощность ГТУ примерно вдвое выше, чем мощность паровой турб
и
ны. Именно это соотнош
е
ние объясняет, почему обычно для двух ГТУ строится одна ПТУ.
Представление об ус
т
ройстве электростанции с ПГУ даёт р
ис. 8.
3, на к
о
тором
изображена ТЭС с тремя энергоблоками. К
а
ждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4, каждая из которых свои уходящие газы выс
о
кой температуры напра
в
ляет в свой котёл
-
утилизатор 8. Пар, генер
и
руемый этими котлами, направляется в одну пар
о
вую турбину 10 с электр
о
генератором 9 и конденс
а
тором, расположенным в конденсационном пом
е
щении под турбиной. К
а
ждый такой энергоблок имеет суммарную мо
щ
ность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность приме
р
но 150 МВт). Между в
ы
ходным диффузором 5 и котлом
-
утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) трубу 12 и г
а
зопло
т-
ный шибер 6. Ш
и
бер позволяет отсечь к
о
тёл
-
утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную труду с атм
о
сф
е-
ру. Такая необход
и
мость может возникнуть при непола
дках в пароту
р
бинной части энергоблока (в турбине, котле
-
утилизаторе, генераторе и т.п.), когда её требуется откл
ю-
чить. В этом случае мощность энергоблока б
у
дет обеспеч
и-
ваться только ГТУ, т.е. энергоблок м
о
жет нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпа
с
ная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
67
Рис. 8.
3. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens
)
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
68
К рисунку №
8.
3. 1 –
КВОУ; 2 –
блочный трансформатор; 3 –
эле
к-
трогенератор ГТУ; 4 –
ГТУ типа V
94.2; 5
–
перехо
д
ной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 -
шибе
р
ная задвижка; 7 –
д
е
аэратор; 8 –
котёл
-
утилизатор; 9 -
электроген
е
ратор паровой ту
р-
бины; 10 –
паровая турбины; 11 –
до
ж
девая заслонка котла
-
утилизатора; 12 –
байпасная труба; 13 –
помеще
ние для оборудов
а-
ния очистки жи
д
кого топлива; 14 –
баки жи
д
кого топлива;
шибера котёл
-
утилизатор отсекается от газов ГТУ, и после
д-
ние выводятся на полную мощность в сч
и
танные минуты. З
а-
тем можно медленно ввести в работу котёл
-
утилизатор и п
а-
ровую турбину.
При нормальной раб
о
те шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в к
о-
тёл
-
утилизатор. Газоплотный шибер имеет большую площадь, предста
в-
ляет собой сло
ж
ное техническое устройс
т
во, главным треб
о-
ванием к которому являе
тся выс
о
кая плотность, поскольку 1% потерянного тепла ч
е
рез неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3%. Поэтому ин
о-
гда о
т
казываются от установки байпасной трубы, хотя это сущ
е
ственно усложняет эксплуатацию.
Между котлами
-
утили
заторами энергобл
о
ка устанавл
и-
вают один деаэратор, который пр
и
нимает конденсат для д
е-
аэрации из конденсатора паровой турбины и разд
е
ляет его на два котла
-
утилизатора. Классификация ПГУ
.
Выше было рассмо
т
рена ПГУ самого простого и самого распростране
н
ного
типа –
утилизацио
н
ного. Однако мног
о-
обр
а
зие
ПГУ достаточно вел
и
ко. Ниже будут рассмо
т
рены наиболее популя
р
ные и интересные с техн
и
ческой точки зр
е-
ния ПГУ.
По назначению ПГУ подразделяют на конде
н
сац
и
онные и теплофикаци
онные. Первые из них в
ы
рабатывают
то
лько эле
к
троэнергию, вторые –
служат и для нагрева сет
е
вой в
о
ды в подогреват
е
лях, подключаемых к п
а
р
о
вой турбине.
По количеству рабочих тел, ис
пользуемых в ПГУ, их д
е-
лят на би
нарные и монарные. В бинарных ус
тановках рабочие тела г
а
зотурбинно
го цикла (в
о
з
дух и продукты горения то
п-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
69
лива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разд
е-
лены. В мона
р
ных установках рабочим телом турбины явл
я-
ется смесь продуктов сгорания и водяного пара.
Рис.
8.
4. Принципиальная схема монарной устано
в
ки. 1 -
компре
с-
сор;
2 –
камера сгорания; 3 –
парог
а
зовая установка; 4 –
котёл
-
утилизатор; 5 –
пит
а
тельный насос; 6 -
водоподготовительная уст
а-
но
в
ка;
На рис.
8.
4 показана схема монарной ПГУ
. В
ы
ходные газы ГТУ напра
в
ляются в котёл
-
утилизатор, в котором
п
о
даётся вода питательн
ым насосом 5. Полученный на выходе пар п
о-
ступает в камеру сгорания 2, смеш
и
вается с продуктами сг
о-
рания и образующаяся о
д
нородная смесь направл
я
ется в газ
о-
вую турбину 3. Смысл этого следующий: часть воздуха, ид
у-
щего из воздушного компрессора и служащая для
уменьш
е-
ния темп
е
ратуры рабочих г
а
зов до допустимой по у
с
ловиям прочности деталей газовой турбины, за
мещается паром, на пов
ы
шение давления которого питательным насосом в с
о-
стоянии воды затрачив
а
ется меньше энергии, чем на повыш
е-
ние давле
ния воздуха в ком
прессоре. Вместе с тем, п
о
скольку Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
70
газ
о
паровая смесь по
кидает котел
-
утилизатор в виде пара, то тепло ко
н
денсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значител
ь
ную величину, уходит в д
ы
мовую трубу.
Техническая трудность организации конденсаци
и пара из парогазо
вой смеси и связанная с этим нео
б
ходимость пост
о-
янной р
а
боты мощ
ной водоподг
о
товительной установки я
в-
ляется главным недо
с
татком ПГУ монарного типа.
Большинство ПГУ о
т
носится в ПГУ бинарного типа. С
у-
ществующие б
и
нарные ПГУ можно разд
е
лит
ь на несколько типов: утилизационные ПГУ, ПГУ со сбросом выходных г
а-
зов ГТУ в энергетич
е
ский котёл, ПГУ с «выте
с
нением» рег
е-
нерации, ПГУ с высоконапорным парогенератором и др. Ра
с-
смотрим их более подро
б
нее. Парогазовые устано
в
ки утилизационного типа
.
В э
тих установках те
п
ло уходящих газов ГТУ утилизир
у-
ется в котлах
-
утилизаторах с получен
и
ем пара высоких пара
-
метров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимущест
вами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ я
в
ляются высокая эко
номичность (в ближай
шие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, мен
ь
шая потребность в охла
ж
дающей воде, малые вре
д
ные выбросы, высокая м
а
невренность. Как показано выше, утил
и-
зационные ПГУ требуют высокоэк
о
номичных высокотемп
е-
р
а
тур
ных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для ген
е
ри
рования пара высоких параметров для пар
о-
ту
р
бинной установки (ПТУ).
Современные ГТУ, отв
е
чающие этим требован
и
ям, пока могут работать либо на природном газе, либо на лёгких сортах жидкого топлива. На рис.1 п
оказана так называемая одноконту
р
ная утил
и-
зационная ПГУ
. Через поверхности нагрева котла
-
утилизатора (
эконо
майзер
,
испаритель
,
пар
о
перегреватель
) такой ПГУ проходит одинаковое к
о
личество рабочего тела (воды и пара). При этом обнаруживается его сер
ь
езный н
е-
достаток, связа
н
ный с необходимостью удовлетворения двух пр
о
тиворечивых требований. С одной стороны, КУ до
л
жен генери
ровать пар в
ы
соких параметров, в пе
р
вую очередь в
ы-
сокой те
м
пературы, для того чтобы обеспечить высокую эк
о-
номичность ПТУ. Но запас тепло
вой энергии, соде
р
жащийся Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
71
Рис.
8.
4. Схема дву
х
ко
н
турной утил
и
зац
и
онной ПГУ. 1 –
б
а
рабан конт
у
ра НД; 2 –
б
а
р
а-
бан конт
у
ра ВД; ПННД –
п
и
т
а
тельный насос низк
о
го давл
е
ния; ГПК –
газ
о
вый подо
г
рев
а-
тель ко
н
денс
а
та; ИСП -
исп
а
р
и
тель; ПП -
пар
о
пер
е
грев
а
тель; ЭК -
эк
о
нома
й
зер;
в выходных газах ГТУ, может обеспечить эти п
а
раметры при малых расх
о
дах питательной в
о
ды. Но тогда этот
расход не м
о
жет охладить газы, пост
у
пающие в котел, до низкой те
м-
пературы, и п
о
этому уменьшается к.п.д. котла
-
утилизатора (кот
о
рый и без
того невы
сок). С др
у
гой стороны, пропуск большого количества п
и
тательной воды хотя и обе
с
печивает Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
72
низкую те
м
пературу уходящих газов котла и его вы
сокую эк
о
номичность, не позволяет получить высокие пар
а
метры пара за ним, что приводит к снижению к.п.д.
ПТ
У. О
т
сюда возн
и
кает идея –
необ
ходимо через «хвостовые» п
о
верхн
о
сти котла (по газу) пропускать боль
шое кол
и
чество воды, а через вхо
д
ные малое. Так рождается идея двухко
н
турного ко
т
ла
-
утилизатора, схема которого в составе дву
х
контурной ПГУ показана на ри
с. 8.4
.
Конденсат из конде
н
сатора паровой турбины питател
ь-
ным насосом ни
з
кого давления ПННД п
о
дается в эконома
й-
зер ко
н
тура низкого
давле
ния, который обычно называют г
а-
зовым подогревателем конденсата ГПК
.
Часть конде
н
сата (25 –
30 %), нагретого в ГПК почти
до температу
ры кипения, п
о
дается в барабан низкого давления 1
, где он испар
я
ется. Сухой насыщенный пар поступает в паропер
е
греватель ПП контура низ
кого давления и из него направляется в ЦНД п
а-
р
о
вой турбины. Большая часть питательной воды сжимается пит
а
т
ельным насосом высокого дав
ления ПНВД и подается в контур высокого давления, состоящий из эко
номайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП. Полученный пар в
ы
сокого давления направл
я
ется в ЦВД паровой ту
р
бины. Пройдя ЦВД, он смешивается с паром из к
онтура низкого давления, и суммарный расход пара поступает в ЦНД.
По описанной дву
х
контурной схеме выполн
я
ется пода
в-
ляющее число утилизационных ПГУ, обесп
е
чивающих КПД в 50 –
52 %.
Самые современные ПГУ выполняются тре
х
конту
р
ными. Увеличение числа контуров
более трех нец
е
лесообразно, так как выигрыш в эконо
мичности не окупается ростом кап
и
т
а-
ловложений.
И двухконтурная, и трехконтурная ПГУ могут быть в
ы-
полнены без пр
о
межуточного перегрева и с пр
о
межуточным перегр
е
вом пара в котле
-
утилизаторе, однако, как пр
авило, промежуточный перегрев и
с
пользуют в трехконтурных ПГУ. Как и в традицио
н
ных ПТУ, главная цель п
роме
жуточного перегрева в ПГУ –
обеспечить д
о
пу
с
тимую влажность в по
-
следних ступенях паровой турбины. При правильном выборе давления в пром
е
жуточном пар
оперегрев
а
теле повышается и экон
о
мичность ПГУ.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
73
ПГУ со сбросом в
ы
ходных газов ГТУ в эне
р
гетический котёл
.
Час
то такие ПГУ н
а
зывают кратко «сбросн
ы
ми», или ПГУ с низкон
а
порным парогенератором (рис. 8.
5). В них т
е-
пло уходящих газов ГТУ, с
о
держащих достаточн
ое
количес
т-
во кислорода, н
а
правляется в энергетич
е
ский котел, з
а
мещая в нем воздух, подаваемый дуть
е
выми вент
и
ляторами котла из ат
мосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоп
о-
догревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют выс
о-
кую те
м
пературу. Г
лавным пре
имуществом сбросной схемы является возмо
ж
ность использования в п
а
ро
турбинном цикле нед
о
рогих энергетических твердых топлив.
Рис.5. Схема сбросной ПГУ: 1 –
энергетический котёл; 2 –
паровая турбина; 3 –
конденсатор; 4 –
питательный насос
В
сбросной ПГУ то
п
ливо направляется не только в кам
е-
ру сгорания ГТУ, но и в энергетич
е
ский котел (рис. 8.
5), пр
и-
чем ГТУ работает на лег
ком топливе (газ или д
и
зельное то
п-
ливо), а эне
р
гетический котел –
на л
ю
бом топливе. В сбро
с-
ной ПГУ реализуется два те
р
мод
инамич
е
ских цикла. Теплота
, поступившая в камеру сгорания ГТУ вм
е
сте с топливом, пр
е-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
74
образ
у
ется в эле
к
троэнергию так же, как и в утилизацио
н
ной ПГУ, т.е. с к.п.д.
на уровне 50 %, а теплота, пост
упившая в энергет
и
ческий котел –
как в обычном паротурбинном ци
к
ле, т.е. с к.п.д.
на уро
в
не 40 %. Однако дост
а
точно высокое с
о-
держание кислорода в уходящих г
а
зах ГТУ, а так
же необх
о-
димость иметь за энерг
е
тическим котлом малый коэфф
и
циент избытка во
з
духа приводят к тому, что доля мощности пар
о-
ту
р
бинного цикла составля
ет примерно 2/3, а доля мо
щ
ности ГТУ –
1/3 (в отличие
от утилизационной ПГУ, где это соо
т-
ношение о
б
ратное). Поэтому к.п.д. сбросной ПГУ составляет примерно
3
,
43
50
3
1
40
3
2
ПГУ
%,
т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ор
и-
ентировочно можно считать, что в сравнении с обычным п
а-
ротурбинным циклом эко
номия топлива при и
с
пользов
а
нии сбросной ПГУ примерно вдвое мень
ше, чем экономия т
о
пл
и-
ва в утил
и
зационной ПГУ.
Кроме того, схема сбро
с
ной ПГУ оказывае
т
ся очень сложной, так как необходимо обеспеч
ить а
в
тономную работу пар
о
ту
р
бинной части (при в
ы
ходе из строя ГТУ), а п
о
скольку воздухоподогр
е
ватель в котле отсут
ствует (ведь в энергет
и-
ческий котел при работе ПГУ п
о
ступают г
о
рячие газы из ГТУ), то необходима уст
а
новка сп
е
циальных кал
о
риферов, на
грева
ющих воздух перед подачей его в энергетический к
о-
тел.
ПГУ с «вытеснением» регенерации
.
Идея такой ПГУ с
о
стоит в том, что регенер
а
тивные п
о-
догреватели о
т
ключаются от паровой турбины, а для подо
г-
рева питательной воды энерг
е
тического котла использ
у
ется тепло
уходящих газов ГТУ. Сэкономленный пар отборов служит для выр
а
ботке дополнительной мощности в паровой ту
р
бине. При этом теплота конденсации сэкономле
н
ного пара теряется в ко
н
денсаторе, а не возвращ
а
ется питательной воде. Поэтому выигрыш в эк
о
номии возникае
т тогда, когда эта п
о-
теря будет меньше, чем экономия т
о
плива за счёт уменьш
е-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
75
ния потери теплоты с уход
я
щими газами ГТУ. ПГУ с выте
с-
нением регенерации даёт наименьшую экон
о
мию топлива (около 4%), однако она позволяет на
д
строить паротурбинный энергоблок с мин
имал
ь
ными переделками.
Схема ПГУ с высок
о
напорным парогенерат
о
ром
.
Схема ПГУ с высок
о
напорным парогенерат
о
ром (котлом) показана на рис. 8.
6. В такой
ПГУ в
ы
соконапорный пароген
е-
р
а
тор (ВНГ) играет одн
о
временно роль и энергет
и
ческого котла ПТУ, и к
а
меры сгор
ания ГТУ. Для этого в нём подде
р-
живае
т
ся высокое давление, со
з
даваемого компрессором ГТУ. Для повышения эк
о
номичности перед ВПГ устанавл
и-
вается газовый подогреватель конденсата ГПК
, уменьша
ю-
щий те
м
пературу уходящих газов. Рис. 8.
6. Схема ПГУ с высокон
апорным парогенератором. ГТУ –
газотурбинная установка; ВПГ –
высоконапорный парог
е
нератор; ГПК –
газовый подогреватель конденсата;
Серьёзную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием
продуктов коррозии внутр
енней части парогенератора.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
76
Устройство горизонтального котла
-
утилизатора
.
Схема горизонтального трёхконтурного котла
-
утилизатора
показана на рис. 8.
7. Каркас котла имеет ра
м-
ную конструкцию. На «крыше» котла помещают барабаны, из которых вниз идёт нескольк
о
опускных труб Г
-
образной фо
р-
мы. В низу к ним подсоединяются коллекторы, которые ра
з-
дают воду на систему оребрённых испарительных труб. Вода поднимается по ним и частично испаряется. Сверху испар
и-
тельные трубы также объединяются коллекторами, из кот
о-
рых п
о трубам пароводяная смесь возвращается в барабан. В барабане происходит отделение пара от воды, которая вновь поступает в опускные трубы, а сухой насыщенный пар по трубам направляется в пароперегреватель. Рис. 8.
7. Конструкция горизонтального трехкон
турного котла
-
утилизатора.
На рис. 8.
7 цифрами обозначено: 1,3,5 –
барабаны выс
о-
кого, среднего и низкого давлений соответственно; 2 –
м
о-
дуль поглощения оксидов азота; 4,6,16 –
испарительные тр
у-
бы с
о
ответственно контуров среднего, низкого и высокого давл
е
ний; 7 –
экономайзер контура
низкого давления; 8 –
первый пакет труб экономайзера контура высокого давления и конт
у
ра среднего давления; 9 –
пароперегреватель контура Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
77
низкого давления (1 ряд труб); 10 –
второй пакет труб экон
о-
майзера контура высокого давле
ния; 11 –
пароперегреватель контура среднего давления (1 ряд труб); 12 –
второй пакет промежуточного пароперегревателя; 13 –
второй пакет пар
о-
перегрев
а
теля контура высокого давления; 14 –
первый пакет промежуточного пароперегревателя; 15 –
первый пакет пар
о-
перегр
е
вателя высокого давления; 17 –
опускная труба; I
–
вход газов от ГТУ; II
–
выход газов из котла
-
утилизатора;
Преимущества и недостатки ПГУ
.
Перечислим все достоинства и недостатки ПГУ.
1. Парогазовая установка —
самый экономичный двиг
а-
тель, исполь
зуемый для получения электр
о
энергии. На рис. 8.
8 показано, как изменялся КПД ПГУ по мере их развития. Рис.
8.
8. Сравнение экономичности разных типов с теоретич
е
ской. 1 –
теоретический к.п.д.; 2 –
одноконтурные ПГУ; 3 –
двухконтурные ПГУ без промежуточ
ного перегрева; 4 –
тре
х
контурные ПГУ без промежуточного перегрева; 5 -
трехко
н
турные с промежуточным перегревом.
Кривая 1
представляет собой так называемый теоретич
е
ский к.п.д., т.е. максимальный к.п.д., который мо
жет быть п
о
лучен при достигнутом уровн
е температуры перед газовой турб
и-
ной. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную темп
е-
рат
у
ру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный
к.п.д. около 42 %, что сост
а
вит 63 % от теоретического к.п.д.
ПГУ Коэффициент полезного действия трехконтурной ПГУ с пр
о-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
78
м
ежуточным перегревом пара, в которой тем
пература газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450 °С, уже сег
о
дня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возмо
ж
ного уровня. Нет сомнений в том, что КПД можно увеличить еще больше (и это ран
ьше или позже произойдет). Весь вопрос состоит только в том, какой ценой будет дост
и-
гаться это повыш
е
ние в настоящее время.
2. Парогазовая установка –
самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объяс
няется высоким к.п.д. –
ведь вся та теплот
а, содерж
а
щаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электро
энергию, выбрасывается в окружающую среду и происх
о
дит ее тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов от ПГУ по сравне
-
нию с п
а
росиловой будет ровно в той степени, на скол
ько меньше расход топлива на произво
д
ство электроэнергии.
Далее ПГУ дают сущес
т
венно меньшие выбросы оксидов азота (
NO
x
) не только потому, что в ГТУ сжигается газ, а мн
о
гие паросиловые ТЭС работают на угле, но и потому, что в то
п
ках энергетических котлов и
с
пользуется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытк
а-
ми воздуха и длительным пребыванием топливо
-
воз
душной см
е
си при в
ы
сокой температуре.
3. Парогазовая установка –
очень маневренный двиг
а
тель, с которым в маневренности может с
равниться только авт
о-
номная ГТУ.
Потенциаль
но высокая маневренность ПГУ обеспечивается наличием в ее схеме ГТУ, изменение нагру
з-
ки кот
о
рой происходит в считанные минуты. Для реализации этих п
о
тенциальных маневренных возможностей ПГУ долж
-
на быть оснащена б
айпасной трубой. Для возможности гл
у-
бок
о
го разгру
жения ПГУ она должна быть многовальной.
4.
При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС по
требление охлаждающей воды ПГУ пр
и
мерно втрое меньше. Это опреде
ляется тем, что мощность паросиловой части
ПГУ составляет 1/3 от об
щей мощности, а ГТУ охла
ж-
дающей воды практически не треб
у
ет.
5.
ПГУ имеет умеренную стоимость установленной ед
и-
ницы мощно
сти, что связано с меньшим объемом строител
ь-
ной части, с отсутствием сло
ж
ного энергетического котла, дорогой
дымовой трубы, сист
е
мы реге
неративного подогрева Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
79
питательной воды, использ
о
ванием более про
стых паровой турбины и системы технического в
о
доснабжения.
6. ПГУ имеют существенно меньший строительный цикл. ПГУ, осо
бенно о
д
новальные, можно вводить поэтапно.
Это упрощает проблему инвест
и
ций. Парогазовые установки практически не имеют недоста
т-
ков, скорее сле
дует говорить об определенных ограничениях и требованиях к оборудова
нию и топливу. Установки, о кот
о-
рых идет речь, требуют использования природного газа
. П
о-
пытки использования тяжелых сортов жи
д
кого и тем
более твердого топлива требуют сложных систем подготовки то
п-
ли
ва и очистки образующегося газа, что приводит к сущес
т-
вен
ному уменьшению к.п.д.
(до 42
—
44 %). Впрочем, для Ро
с-
сии, где доля ис
пользуемого д
ля энергетики отно
сительно недор
о
го газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ, имеются все во
з-
можности для с
о
оружения ПГУ.
В заключении можно отметить, что строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в со
временной тепл
о-
энергетики.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
80
ГЛАВА IX
Устройство и функционирование АЭС
Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего
вместо органического топлива.
Ядерное горючее получают из природного урана
, который добывают либо в шахтах, либо в открытых карьерах, либо способом подземного выщелачивания. Природный уран это смесь в о
с-
новном неделящегося изотопа урана 238
U
(более 99%) и д
е
л
я-
щегося изотопа 235
U
(0,71%), который и представляет собой ядерное горючее. Для работы реа
кторов АЭС требуется об
о-
гащение урана. Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки на котором 90% природного обеднённого урана направляется на хранение, а 10% приобретают обогащение до нескольких процентов (3,3 –
4,4% д
ля энергетических реакторов).
Обогащенный уран (точнее –
диоксид урана) направляе
т-
ся н
а завод, изготавливающий твэлы –
тепловыделяющие эле
менты
.
Из диоксида урана изготавливают цилиндрич
е
ские таблетки диаметром около 9 мм
и высотой 15 –
30 мм. Эти таблетки
помещают в герметичные тонкостен
ные циркони
е-
вые трубки длиной почти в 4 м. Это и есть твэлы. Твэлы со
-
бирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по н
е
сколько сотен штук, ко
торые удобно помещать и извлекать из активной з
о-
ны р
е
актора.
Все
дальнейшие процессы «
горения» –
расщепления ядер 235
U
с об
разованием осколков деления, радиоакти
в
ных газов, распуханием табле
ток и т.д. происходят внутри трубки твэла, герметичность которой долж
на быть гарант
и
рована.
После постепенного расщепления 235
U
и уменьшения его ко
нц
ентра
ции до 1,26%
, когда мощность реактора сущес
т-
венно уменьшается, тепловыделяющие сборки
извлекают из реактора, некоторое время хранят в бас
сейне выдержки, а з
а-
тем направляют на радиохимич
е
ский завод для пе
реработки.
Таким образом, в отличие от ТЭС, г
де топливо сжигается полностью (по крайней мере, к этому стремятся), на АЭС д
о-
биться 100 % расщепле
ния ядерного горючего невозмо
ж
но. Отсюда –
невозможность оцени
вать к.п.д.
АЭС с помощью удельного расхода условного топлива. Здесь же необходимо подчеркнут
ь
, что АЭС не использует воздух для окисл
е
ния Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
81
топлива, отсутствуют какие
-
либо выбросы золы, оксидов с
е-
ры, азота, углерода и так далее, характерных для ТЭС. М
а
ло того, даже р
а
диоактивный фон вблизи АЭС меньше, чем у ТЭС (этот фон создается элементами, содер
жащимися в золе). Результатом деления ядер расщепляющи
х
ся элемен
тов в ядерном реакторе является выделение огромного количес
т
ва тепла, которое используется для получения п
а
ра.
Таким образом, ядерный реактор АЭС —
это аналог п
а-
ров
о
го котла в ПТУ ТЭС. Сама ПТУ АЭС принципиально не отличается от ПТУ ТЭС: она также содержит паровую турб
и-
ну, конденсатор, систему регенера
ции, питательный насос, конденсатоочистку. Так же, как и ТЭС, АЭС по
требляет гр
о-
мадное количество воды для охлаждения ко
н
денсаторов
.
Полезным
продуктом работы АЭС служит электроэнергия Э. Для оцен
ки эффективности АЭС, точнее
энергоблока АЭС, служит его к.п.д.
нетто
η
нетто
= Э/
Q
реак
где Э –
выработанная за выбранный период электроэне
р
гия; Q
реак
–
те
пло, выделившееся в реакторе за этот пер
и
од
.
Подсчитанный таким образом к.п.д.
АЭС составляет всего 30 –
32 %, но сравнивать его с к.п.д. ТЭС, составляющим 37 –
40 %, строго говоря, не вполне правомочно.
Подобно тому, как ТЭС имеет отходы в виде золы и др
у-
гих выбросов, АЭС также имеет отходы, однак
о они ос
о
бого вида. Это в первую оче
редь отработавшее ядерное топливо, а также другие радиоактивные ос
татки. Эти отходы утилиз
и-
руют: сначала их выдерживают в специальных бассейнах для уменьшения радиоактивности, а потом н
а
правляют на пе
-
реработку на ради
охимические заводы, где из них извлекают ценные компоненты, в том числе и несг
о
ревшее в реакторе топливо.
Таким образом, АЭС –
это энергетическое предприятие, вырабатывающее электроэнергию из энергии, выделяющейся при радиоактивном распаде элементов, содер
жащих в твэлах.
Представление о ядерном реакторе
.
Принципиальная схема ядерного реактора на так наз
ы-
ваемых теп
ловых (ме
д
ленных
) нейтронах показана на рис.
9.
1.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
82
Необходимо н
апом
нить
, что расщепление ядра делящегося эл
е
мента происходит вследствие попадания в него нейтрона. При этом возникают движущиеся с большой скоростью о
с-
колки деления (ядра дру
гих элементов) и 2 –
3 новых нейтр
о-
на. Последние способны вызы
вать деление новых ядер и х
а-
рактер дальнейшего процесса будет зави
сеть от характера изм
е
нения баланс
а нейтронов. Если из образующихся после каждого акта расщепле
ния ядра 2 –
3 нейтронов, 1 –
2 не
й-
трона бу
дут «погибать» (т.е. не вызывать акта следующего дел
е
ния), то оставший
ся и расщепивший следующее ядро 1 не
й
трон будет постоянно «поддер
живать» их сущ
ествование. Рис.
9.
1. Схема ядерного реактора на тепловых нейтронах. 1 –
рег
у-
лирующий стержень; 2 –
биологическая защита; 3 -
отр
а
жатель; 4 –
замедлитель; 5 –
твэл.
Если, например, в некоторый начальный мо
мент сущес
т-
вов
а
ло 100 нейтронов, то при опис
анных выше условиях этот уровень нейтронов будет поддерживаться постоянным, и р
е-
акция де
ления будет н
о
сить стационарный характер. Если число нейтронов будет увеличиваться, то произойдет тепл
о-
вой взрыв, если уменьшаться, то ре
акция прекратится (или пере
й
д
ет на меньший уровень тепловыделения).
Чем выше Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
83
стаци
о
нарный уровень числа существующих нейтронов, тем больше мо
щ
ность реактора.
Образующиеся в результате деления нейтроны могут быть быстрыми (т.е. иметь бол
ь
шую скорость) и медленными (тепловыми). Вероятно
сть з
а
хвата медленного нейтрона ядром и его последующего расщепления больше, чем быстр
о-
го нейтрона. Поэтому твэлы окружают замедлителем (обы
ч-
но это вода, графитовая кладка и другие материалы). Быстрые ней
троны замедляются, и поэтому рассматр
и
ваемые ниже э
нергетические реакторы относятся к реакторам на медле
н-
ных (тепловых) нейтронах.
Для уменьшения утечки нейтронов из реактора его сна
б-
жают отража
телем. Обычно он делается из таких же мат
е-
риалов как и замедлитель.
Изменяют мощность реактора с помощью стержне
й си
с-
темы регули
рования и защиты (СУЗ), выполненных из мат
е-
риалов хорошо поглощаю
щих нейтроны. При опускании стержней (
рис. 1)
поглощение ней
тронов увеличивается, о
б-
щее число нейтронов уменьшается, и мощность р
е
актора также уменьшается вплоть, до полной
остановки.
Реактор окружается биологической защитой –
кладкой из тяжелого бетона, предохраняющей персонал от воздейс
т
вия медленных и быстрых нейтронов и ионизирующего излуч
е-
ния.
Количество стационарно существующих нейтронов опр
е-
деляет число образующихся о
сколков деления ядер, кот
о
рые разлетаются в разные стороны с огромной скоростью. То
р-
можение осколков приводит к разо
греву топлива и ст
е
нок твэлов. Для снятия это
го тепла в реактор (рис. 9.
1) подае
т
ся
теплоноситель, нагрев которого и представляет цель раб
о
ты ядерного реактора. В наиболее распространенных т
и
пах ядерных реакторов в качестве теплоносителя и
с
пользуют обычную воду, ест
е
ст
венно, высокого качества.
Практически вся мировая атомная энергетика базируется на корпус
ных реакторах. Как следует из самог
о названия, их главной особенно
стью является использование для размещ
е-
ния активной зоны толст
о
стен
ного цилиндрического корпуса.
В свою очередь корпусные р
е
акторы выполняют с водой под давлени
ем (
ВВЭР –
водо
-
водяной энергетический реа
к-
тор)
,
и кипя
щие
. В водо
-
водяном реакторе циркулирует Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
84
только вода под высоким да
в
лением. В кипящем реакторе в его корпусе над поверх
ностью жидкости образуется нас
ы-
щенный водяной пар, который направ
ляется в паровую ту
р-
бину. В России реакторы кипящего типа не строят. В корпу
с-
ных реакторах и теплоносителем, и з
а
медлителем является вода.
Альтернативой корпусным реакторам являются канал
ь-
ные реакторы, которые строили только в Советском Союзе под названием РБМК –
ре
актор большой мощности канал
ь-
ный. Такой реактор предста
в
ляет собой
графитовую кладку с многочисленными каналами, в каждый из которых вставляе
т-
ся как бы небольшой кипящий реактор малого диаметра. З
а-
мед
лителем в таком реакторе служит графит, а теплоносит
е-
лем –
вода.
Технологические схемы производства электроэнергии на АЭС
.
Реакторы типа ВВЭР используют для строительства дву
х-
ко
н
турных АЭС. Как следует и
з названия, такая АЭС (рис. 9.
2)
состоит из двух кон
туров. Первый контур расположен в реакторном отделении. Он включа
ет реактор типа ВВЭР (
в
о-
до
-
водяной энергетический реакт
ор)
, через который с пом
о-
щью главного циркуляционного насоса (
ГЦН)
прокачивается во
да под давлением 15,7 МПа (160 ат). На входе в реактор вода имеет тем
пературу 289 °С, на выходе –
322 °С. При да
в-
лении в 160 ат вода может закипеть, и, таким образом, в пе
р-
вом ко
н
туре двухконтурной АЭС всегда циркулирует толь
ко вода без образ
о
вания пара.
Из ядерного реактора вода с температурой 322 °С пост
у-
пает в пароге
нератор
.
Парогене
ратор –
это горизонтальный цилиндрический сосуд (барабан), частично заполненный п
и-
тател
ьной водой второго контура; над водой имеется паровое пространство. В воду погружены многочис
ленные трубы п
а-
рогенератора ПГ
, в которые поступает вода из ядерного реа
к-
тора. Мо
жно сказать, что парогенератор –
это кипятильник, выпари
вающий воду при повыше
н
н
ом давлении. С помощью питательного насо
са ПН и
соответствующего выбора турб
и-
ны в парогенераторе создается давление существенно мен
ь-
шее, чем в первом контуре (для реактора ВВЭР
-
1000 и турб
и-
ны мощностью 1000 МВт это давление свежего п
а
ра
p
0
=
60
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
85
Рис.
9.
2
. Схема двухко
н
ту
р
ной АЭС с в
о
до
-
в
о
д
я
ным р
е
а
к
тором типа ВВЭР. ГЦН –
главный ци
р
к
у-
л
я
ц
и
о
н
ный н
а
сос; ПГ –
п
а
р
о
ген
е
р
а
тор; ПН –
п
и
т
а
тельный н
а
сос; ЦВД, ЦНД –
ц
и
линдр в
ы
с
о
кого и ни
з
кого да
в
л
е
ний; ПП –
п
а
р
о
п
е
ре
г
р
е
ватель; ЯР –
ядерный р
е
а
к
тор; С –
с
е
п
а
р
а
тор
.
ат)
. Поэтому уже при нагреве до 275 °С вода в парогенерат
о-
ре закипает вследствие нагрева ее т
е
плоносителем,
имеющим температуру 322 °С. Таким образом, в парогенер
а
торе, являю
-
щимся связывающим звеном первого и вт
о
рого контура (но Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
86
расположен
ном в реакторном о
тделении), ген
е
рируется с
ухой насыщенный пар с давлением p
0
= 60 ат и температурой t
0
= 275 °С (свежий пар). Если го
ворить стро
го, то этот пар –
влажный, однако его влажность мала (0,5 %). И сейчас н
е
о
б-
ходимо отметить первую особенность АЭС –
ни
з
кие на
-
ч
альные параметры и влажный пар на входе в ту
р
бину.
Этот пар направляется в ЦВД паровой
турбины. Здесь он расширяется до давления пр
и
мерно 1 МПа (10 ат). Выбор этого давления обусловлен тем, что уже при этом давл
е
нии влажность пара достигает 10 –
12 %, и ка
пли влаги, движ
у-
щиеся с большой скоростью, приводят к интенсивной эрозии и размывам деталей проточной части паровой ту
р
бины.
Поэтому из ЦВД пар
напра
в
ляется в сепаратор
-
пароперегреватель (СПП). В сепараторе С от пара отдел
я
ется влага, и он поступает в паро
перегреватель, где его п
а
раметры доводятся до значений 10 ат, 250 °С. Таким обр
а
зом, пар на выходе из СПП является перегретым, и эти пара
метры в
ы-
браны такими, чтобы получить допустимую влажность в ко
н-
це турбины, где у
г
роза эрозии еще большая, чем за ЦВД.
Пар
с указанными параметрами поступает в ЦНД
. Расш
и
рившись в ЦНД, пар по
ступает в конденсатор, а из него в конденсатно
-
питательный тракт
. Важно отметить, что во втором контуре циркулирует н
е-
радиоактивная среда, что существенно упрощает эксплуат
а-
цию и по
вышает безопасность АЭС. На рис. 9.
3
показана схема одноконтурных АЭС
. Одн
о-
контур
ной она называется потому, что и через реактор, и ч
е-
рез паротурбинную установку циркулирует одно и то же р
а-
бочее тело
.
Питательная вода с помощью ГЦН с параметрами 80 ат и 265 °С из раздаточного коллектора подводится к многочи
с-
ленным (в РБМК
-
1000 их 1693) параллельным технологич
е-
ским каналам, размещенным в ак
тивной зоне реакт
о
ра. На выходе из каналов па
роводяная смесь с паросодержанием 14 –
17 % соб
и
рается в коллекторе и по
дается в бараба
н
-
сепаратор
. Барабан
-
сепаратор сл
у
жит для раз
деления пара и воды. Образующийся пар с параметр
а
ми 6,4 МПа (65 ат) и 280 °С направляется прямо в паро
вую турбину. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
87
Рис.
9.
3. Схема одноконтурной АЭС с канальным реактором РБМК. ЯР –
ядерный ре
актор; ГЦН –
главный циркуляционный насос; ПП –
пароперегревател
ь; С –
сепаратор; Д –
деаэратор.
Пар, получаемый в реакторе и в сепараторе, является р
а-
диоактивным вследствие наличия растворенных в нем ради
о-
активных г
а
зов, причем именно паропроводы свежег
о пара обладают наибольшим радиоактивным излучением. Поэтому Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
88
их прокладывают в специальных бетонных коридо
рах, сл
у-
жащих биологической защитой. По этой же причине пар к турбине подводится снизу, под отметкой ее обслуживания (пола машинного зала). Пар, расш
ирившийся в ЦВД до да
в-
ления 0,35 МПа (3,5 ат), направля
ется в СПП
, а из них –
в ЦНД (на каждой турбине их также четыре) и в кон
денсаторы. Конденсатно
-
питательный тракт такой же
, как у обычной ТЭС
. Однако многие его элементы требуют биолог
и
ческой защиты о
т радиоактивности. Это относится к конденсатооч
и-
стке и водя
ным емкостям конденсатора, где могут накапл
и-
ваться радиоактивные продукты коррозии, п
о
догревателям регенеративной системы, питаемым радиоа
к
тивным паром из турбины, сборникам сепарата СПП. Одним сл
о
вом, и устро
й-
ство, и эксплуатация одноконтурных АЭС, особенно в час
ти машинного зала, существенно сложнее, чем двухко
н
турных.
Конденсат, пройдя систему регенеративного подогрева воды, приоб
ретает температуру 165 °С, смешивается с в
о
дой, идущей из бараб
ана
-
сепаратора (280 °С) и поступ
а
ет к ГЦН, обеспечивающим питание ядер
ного реактора.
Преимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС
.
Главным преимуществом АЭС перед любыми другими эле
к
тростан
циями является их практическая независимость от источников т
оплива, т.е. удаленности от месторождений урана и радиохимических заводов. Энергетический эквив
а-
лент ядерного топлива в миллионы раз больше, чем орган
и-
ческого топлива, и поэт
о
му, в отличие от угля, рас
ходы на его перевозку ничтожны. Кроме того, замена выр
аботки электр
о-
энергии на газомазутных (факти
чески –
газовых) ТЭС прои
з-
вод
ством электроэнергии на АЭС –
важ
ный способ подде
р-
жания экспор
т
ных поставок газа в Европу.
Это преимущество трансформируется в другое: для большинства стран, в том числе и России, п
роизводство эле
к-
троэне
р
гии на АЭС не дороже, чем на пылеугольных и тем более газомазутных ТЭС. Достаточ
но сказать, что сейчас т
а-
рифы на закупку электроэнергии АЭС электри
ческими сет
я-
ми на 40 –
50 % ниже, чем для ГРЭС различного типа. Осо
-
бенно заметно пр
еимущество АЭС в части стоимости прои
з-
водимой электроэнергии стало заметно в начале 70
-
х годов, когда разразился эне
р
гетический кризис и цены на нефть на Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
89
мировом рынке возросли в несколько раз. Падение цен на нефть, конечно, автоматически снижает конкурент
оспосо
б-
ность АЭС.
Затраты на строительство АЭС находятся примерно на таком же уров
не, как и на строител
ь
ство пылеугольных ТЭС или несколько выше.
Наконец, огромным преимуществом АЭС является ее о
т-
носительная экологическая чистота. В
ыбросы на АЭС пр
о
сто от
сутствуют. Если ТЭС мощно
стью 1000 МВт п
о
требляет в год 8 млн т кислорода для окисления топли
ва, то АЭС не п
о-
требляет кислорода вообще.
Главный недостаток АЭС –
тяжелые последствия аварий в реактор
ном отделении с его разгерметизацией и выбросом радиоакт
ивных ве
ществ в атмосферу с заражением грома
д-
ных пространств. Э
то не требует особых пояснений –
дост
а-
точно вспомнить аварию на Чернобыльской АЭС. Для и
с-
ключения таких аварий АЭС оборудуется сложнейшими сис
-
темами безопасности с многократными запасами и ре
зерв
и-
рованием, обеспечивающими даже в случае так наз
ы
ваемой максимальной проект
ной аварии (местный полный попере
ч-
ный разрыв трубопровода циркуля
ционного контура в реа
к-
торном отделении) исключение расплавления ак
тивной зоны и ее расхолаж
и
вание.
Для обесп
ечения радиационной безопасности АЭС об
о-
рудуют специ
альной приточно
-
вытяжной системой вентил
я-
ции, сложность которой не идет ни в какое сравнение с ве
н-
тил
я
ционной системой ТЭС. Если для по
следней основной задачей является по
д
держание только санитарно
-
техн
ических норм, то вентиляционная система АЭС, кроме решения н
а-
зван
ной задачи должна решать проблему радиационной без
о-
пасности. Для этого АЭС оборудуется системой определе
н-
ного направленного движе
ния воздуха
из зон с малым ради
о-
активным загрязнением в так называе
мые необслужива
е
мые помещения с высоким уровнем радиации (вплоть до со
з
дания в таких помещениях разрежения). В к
о
нечном счете все вен
-
тиляционные потоки поступают к дезактивационным филь
т-
рам и затем к вентиляционной трубе высотой не м
е
нее 100 м.
Се
рьезной проблемой для АЭС является их ликвидация после выра
ботки ресурса, которая по оценкам может соста
в-
лять до 20 % стоимости их строительства
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
90
Здесь следует отметить
также некоторые эксплуатацио
н-
ные особенности АЭС.
АЭС в силу ряда технических причин н
е могут работать в маневрен
ных режимах, т.е. участвовать в покрытии переме
н-
ной части графика электрической нагрузки. Конечно, из
-
за высокой стоимости АЭС должны работать с максимальной нагрузкой, но при их высокой доле в установ
ленной мощн
о-
сти отдельных объединенных энергосистем и при больших неравномерностях графика суточной и недельной нагрузки возникает не
обходимость быстрых нагружений и разгруж
е-
ний АЭС, которые для них крайне неж
е
лательны.
П
араметры энергоблоков АЭС сущест
венно ниже, чем ТЭС: темпер
атура пара перед турбиной почти в 2 раза, а да
в-
ление более чем в 3 раза меньше. Это означает, что работ
о-
способ
ность 1 кг пара, прот
е
кающего через турбину АЭС, оказывается пример
но вдвое мен
ь
ше, чем через турбину ТЭС. Вместе с тем, большие капи
тальные за
траты требуют бол
ь-
шой единичной мощ
ности энергоблоков АЭС. Отсюда –
о
г-
ромные расходы пара через турбоагрегаты АЭС по сравн
е-
нию с турбоагрегатами ТЭС и соответственно огромные ра
с-
ходы охлаждающей воды.
Тем не менее, при всех «недостатках» генерация электр
о-
э
нергии на АЭС развивается.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
91
ГЛАВА X
Словарь общепринятых терминов
Активная зона
–
зона ядерного реактора
, в которой пр
о-
исходит деление ядерного горючего и передача теплоты те
п-
лоносителю
;
АЭС
–
атомная электростанция;
Барабан
–
цилиндрич
еский горизонтальный сосуд, нах
о-
дящийся под давлением, из нижней части которого вода п
о-
ступает в трубную систему испарителя
; из верхней части пар поступает в пароперегреватель
;
Биологическая защита
–
кладка из тяжёлого бетона, предохраняющая персонал реакт
орного отделения АЭС от воздействия медленных и быстрых нейтронов и ионизиру
ю-
щего излучения;
Блочная ТЭС
–
электростанция, состоящая из отдельных энергоблоков
, каждый из которых включает котёл
, паровую турбину
, питательный насос
и систему регенеративного п
о-
догрева
питательной воды;
Быстрые нейтроны
–
нейтроны, образующие в резул
ь-
тате деления ядерного топлива и имеющие большую ск
о-
рость;
ВВЭР
–
водо
-
водяной энергетический реактор
–
корпу
с-
ный реактор, в котором теплоносителем и замедлителем не
й-
тронов является вода, циркулирующая через активную зону под высоким давлением;
Возбудитель
–
электрическая машина, ротор которой с
о-
единён с ротором электрогенератора
, служащая для питания его роторных обмоток, создания вращающегося электрома
г-
нитного поля и генерации тока в обмотках статора электрог
е-
нератора;
Воздухоподогреватель
–
теплообменник котла, служ
а-
щий для утилизации теплоты уходящих газов и нагрева во
з-
духа, подаваемого в топку;
Воздушный компрессор
–
турбомашина, обеспечивающая сжатие атмосферного воздуха перед ег
о подачей в камеру сгорания ГТУ;
Выходной диффузор
–
расширяющийся канал на выходе компрессора и газовой турбины, позволяющий преобразовать скорость выходного потока в давление;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
92
Газовый подогреватель конденсата (ГПК)
–
первая по ходу питательной воды
повер
хность теплообмена котла
-
утилизатора ПГУ
.
Газовая турбина
–
турбомашина, преобразующая поте
н-
циальную энергию продуктов сгорания, полученных в камере сгорания, в механическую энергию вращения её ротора, кот
о-
рый приводит компрессор и/или электрогенератор;
Гр
адирня
–
строительное сооружение в виде вытяжной башни, обеспечивающей тягу воздушной массы; внутри ба
ш-
ни при помощи разбрызгивающих устройств распыляется н
а-
гретая в конденсаторе охлаждающая вода
; за счёт испарения воды в количестве примерно 1% происходит охлаждение в
о-
ды;
ГТУ
–
газотурбинная установка
–
энергетическая уст
а-
новка, неотъемлемыми элементами которой являются во
з-
душный компрессор
, камера сгорания
и газовая турбина
;
ГТУ простого термодинамического цикла
-
газоту
р-
бинная установка, состоящая из одно
го компрессора
, одной или нескольких камер сгорания
, работающих в одинаковых условиях, и одной газовой турбины
, обеспечивающих посл
е-
довательные однократные процессы сжатия, нагрева и ра
с-
ширения рабочего тела ГТУ;
ГТУ сложного цикла
–
ГТУ, термодинамический
цикл которой состоит из нескольких ступеней сжатия, или/и н
е-
скольких ступеней подвода теплоты в камерах сгорания, п
е-
ремежающихся расширением в нескольких газовых турбинах;
ГТЭС
–
газотурбинная тепловая электростанция -
тепл
о-
вая электростанция, основными э
нергетическими установк
а-
ми которой является ГТУ;
Двухконтурная АЭС
–
атомная электростанция, в кот
о-
рой реакторный контур и паротурбинный контур разделены: через ядерный реактор
циркулирует радиоактивная вода под высоким давлением, а паротурбинной установке
циркулирует нерадиоактивный пар и вода при существенно меньшем да
в-
лении;
Двухконтурная ПГУ
–
установка, характерным призн
а-
ком которой является использование двухконтурного котла
-
утилизатора
;
Двухконтурный котёл
-
утилизатор
–
котёл
-
утилизатор
двухконтурной ПГУ
, генерирующий пар высокого и низкого Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
93
давлений с различной температурой. Каждый контур состоит из экономайзера
(или газового подогревателя конденсата
), испарителя
и парогенератора
.
Деаэратор
–
основной элемент деаэрационной установки, служащий для удале
ния газов, растворных в конденсате, в
ы-
зывающих коррозию конденсатно
-
питательного тракта и вн
у-
тренних поверхностей нагрева котла
;
Деаэрация
–
процесс удаления растворимых газов из ко
н-
денсата при его нагреве до температуры насыщения
;
Дымовая труба
–
вертикал
ьный канал, служащий для рассеивания вредных продуктов сгорания и других выбросов, содержащих в уходящих газах котлов
и ГТУ
, в атмосфере на возможно большой площади;
Дымосос
–
вытяжной вентилятор, служащий для создания разряжения в топке котла
;
Замедлитель
–
среда (обычно вода, графитовая кладка и другие материалы), окружающая твэлы
и замедляющие б
ы-
стрые нейтроны
с целью поддержания цепной реакции дел
е-
ния ядер урана;
Испаритель
–
трубная система энергетического котла
или котла
-
утилизатора
ПГУ, в которой пос
тупающая пит
а-
тельная вода испаряется и превращается в пар;
Камера сгорания
–
элемент ГТУ
, в котором происходит сжигание газообразного или жидкого топлива с целью пол
у-
чения продуктов сгорания требуемой температуры;
Канальный реактор
–
реактор, состоящий из
графитовой кладки с многочисленными каналами, в каждой из которых вставляется технологический канал
, являющийся кипящим реактором
малого диаметра; замедлителем
в канальном р
е-
акторе служит графит, теплоносителем
–
вода;
Кипящий реактор
–
корпусной ядерный реактор
, а
к-
тивная зона которого погружена в кипящую воду под выс
о-
ким давлением; над поверхностью жидкости образуется н
а-
сыщенный водяной пар, который направляется в паровую турбину
; Комбинированная выработка тепла и электроэне
р
гии
–
производство электроэне
ргии электрогенератором
, прив
о-
димым паровой турбиной
, и тепла от пара отборов п
а
ровой турбины. Синонимом указанного комбинированного прои
з-
водства является термин «
теплофикация
»;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
94
Конденсатор
–
теплообменный аппарат, основной эл
е-
мент конденсационной установк
и
, служащей для конденсации пара, отработавшего в турбине, при низком давлении, соста
в-
ляющим 3 –
8 кПа;
Конденсатный насос
–
насос, откачивающий конденсат из конденсатора
, подавая его через систему регенеративных подогревателей
в деаэратор;
Конденсационная
установка
–
совокупность конденс
а-
тора,
системы подачи охлаждающей воды в конденсатор с помощью циркуляционных насосов
, системы откачки обр
а-
зующегося из пара конденсата конденсатными насосами
и система удаления воздуха из парового пространства конде
н-
сатора
;
Котёл
–
совокупность устройств, обеспечивающих обр
а-
зование пара или горячей воды путём подвода к ним тепловой энергии от сжигаемого топлива. Котёл
-
утилизатор (КУ)
–
котёл, служащий для генер
а-
ции пара высоких параметров для паровой турбины
ПГУ
за счёт те
плоты уходящих газов ГТУ
;
Критические параметры пара
–
давление 22,1 МПа и температура 372,1 º
С, при которых теплота парообразования равна нулю, а плотность жидкой и паровой фазы одинаковы.
Медленные нейтроны
–
образующиеся в результате д
е-
ления ядер нейтро
ны, обладающие небольшой скор
о
стью и имеющие вероятность захвата ядром и его последу
ю
щего расщепления большую, чем быстрые нейтроны
; быс
т
рые нейтроны замедляются с помощью замедлителя
, и п
о
этому такие энергетические реакторы относятся к реакт
о
рам на медлен
ных (тепловых) нейтронах;
Начальные параметры пара
–
температура и давление пара перед турбинной и соответствующие им параметры пара на выходе из паровых котлов;
Низконапорный парогенератор
–
энергетический котёл
, в который вместо воздуха из атмосферы пост
упают уходящие газы ГТУ
, содержащие достаточное количество кислорода для сжигания дополнительного топлива; низконапорный г
е-
нератор используют в сбросных ПГУ
;
Нормальный кубометр
–
1 м
3
газа или жидкости в «но
р-
мальных» условиях (при температуре 0 º
С и давле
нии 1 атм). Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
95
В нормальных кубометрах измеряют расход электростанцией природного газа и ведут расчёты показателей котлов;
Одноконтурная АЭС
–
атомная электростанция, через ядерный реактор
и паротурбинную установку
которой ци
р-
кулирует одно и то же рабочее тел
о –
вода и водяной пар;
Одноконтурная утилизационная ПГУ
–
ПГУ, котёл
-
утилизатор которой состоит из одного контура.
Отбор турбины
–
пар, выводимый из проточной части турбины для нагрева питательной
и/или сетевой воды;
Отражатель
–
элемент ядерного реактора
, уменьша
ю-
щий утечку нейтронов из активной зоны
; для отражателей используют такие же материалы, как и для замедлителей
;
Охлаждающая вода
–
вода, поступающая в трубный п
у-
чок конденсатора для обеспечения его низкой температуры и соответственно низкого давлен
ия конденсации из реки, пр
у-
да
-
охладителя
или градирни
;
Паровая турбина
–
энергетическая турбомашина, эл
е-
мент парового турбоагрегата
, преобразующий потенциал
ь-
ную энергию пара высоких параметров в механическую эне
р-
гию вращения её ротора, приводящего электрог
енератор;
Парогенератор
–
элемент двухконтурной АЭС
, распол
о-
женной в реакторном отделении
, в котором за счёт теплоты горячего теплоносителя ядерного реактора
(первого контура) происходит генерация пара вот втором контуре для питания паровой турбины
;
Паропе
регреватель
–
трубная система энергетического котла
или котла
-
утилизатора
ПГУ, в которой пар перегр
е-
вается сверх температуры насыщения
с целью повышения к.п.д. турбоустановки
и снижения конечной влажности
пара в паровой турбине;
ПГЭС
–
парогазовые электрос
танции;
ПГУ
–
парогазовая установка –
энергетическая установка, в которой электроэнергия вырабатывается газотурбинной у
с-
тановкой
и паровой турбиной
за счёт теплоты уходящих г
а-
зов ГТУ
;
ПГУ
-
ТЭС
–
парогазовые установки тепловых электрич
е-
ских станций;
ПГУ
-
ТЭЦ
–
парогазовые установки теплоэлектроцентр
а-
лей;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
96
Парогазовая установка утилизационного типа
–
ПГУ, использующая для утилизации теплоты уходящих газов ГТУ котёл
-
утилизатор
без сжигания в нём дополнительного то
п-
лива;
Пиковый водогрейный котёл
–
котёл
, установл
енный на ТЭЦ, для дополнительного нагрева прямой сетевой воды
сверх нагрева в сетевых подогревателях паровой турбины
в холодное время года; обычно этот нагрев осуществляется в пределах 100 –
150 º
С;
Питательная вода
–
вода, поступающая в котёл
;
Природный у
ран
–
смесь в основном неделящегося из
о-
топа урана 238
U
(более 99%) и делящегося изотопа 235
U
(0,71%), который и представляет собой ядерное горючее; пр
и
родный уран добывают в шахтах, в открытых карьерах или способом подземного выщелачивания;
Продукты сгоран
ия топлива
–
смесь газов, полученных в результате химических реакций горения и избыточного во
з-
духа; продуктами сгорания в энергетических котлах являются дымовые газы;
Проточная часть турбины
–
совокупность ступеней турбины
, обеспечивающих преобразование по
тенциальной энергии пара или газа в кинетическую энергию вращения р
о-
тора турбины
. Пруд
-
охладитель
–
искусстве
н
ный водный бассейн большой площади, снабжающий конденсаторы
турбин о
х-
лаждающей водой
и обеспечивающий её охлаждение после нагрева в конденсаторе;
Прямая сетевая вода
–
горячая вода (70 –
150 º
С в зав
и-
симости от времени года), нагреваемая в теплофикационной установке ТЭЦ, направляемая потребителям теплоты;
ПТУ
–
паротурбинная установка
–
энергетическая уст
а-
новка, непрерывно преобразующая потенциальн
ую энергию рабочего тела в механическую энергию вращающегося ротора паровой турбины; неотъемлемыми элементами ПТУ являю
т
ся источник пара (энергетический котёл), паровая турбина, ко
н-
денсатор и питательный насос;
Раздельное производство тепла и электроэнерги
и
-
п
о-
лучение электроэнергии на КЭС
, а тепла в котельных;
РБМК
–
реактор большой мощности канальный;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
97
Реакторное отделение АЭС
–
часть энергоблока АЭС, в которой расположен ядерный реактор
, парогенераторы (или сепараторы), главные циркуляционные насосы и др
угое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу р
е-
акторного контура;
Регенеративный подогреватель –
теплообменный апп
а-
рат, в котором происходит нагрев питательной воды
паром отборов паровой турбины
;
РТС
–
районная тепловая станция –
предприятие, о
бесп
е-
чивающее тепловую сеть прямой сетевой водой
и прин
и-
мающее обратную сетевую воду
для её нагрева в водогре
й-
ных котлах
;
Сбросная ПГУ
–
ПГУ, уходящие газы ГТУ
, которой сбр
а-
сываются в низконапорный парогенератор
, замещают собой атмосферный воздух и уменьша
ют количество топлива, по
д-
водимого в парогенераторе для выработки пара;
Сетевая вода
–
непрерывно циркулирующее рабочее т
е-
ло, подготовленное в специальных подпиточных установках теплосети
, обеспечивающее доставку тепловой энергии от ТЭЦ
до потребителя;
Сет
евой подогреватель
–
теплообменный аппарат, в к
о-
тором нагревается сетевая вода
, проходящая внутри трубной системы, за счёт теплоты конденсации
греющего пара, отб
и-
раемого из проточной части турбины;
Система охлаждения газовой турбины
–
система, обе
с-
печивающ
ая подержание допустимого уровня температур р
а-
бочих и сопловых лопаток, корпусных элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, а также организующая запирание уплотнений подшипников, где циркулирует масло;
Собственные нужды
–
часть электроэнергии, выраб
о-
танн
ой ТЭС, использованной для её работы (на электропр
и-
вод насосов, вентиляторов и т.д.);
Ступень турбины
–
совокупность сопловой (невраща
ю-
щейся) и рабочей (вращающейся) решеток, обеспечивающих преобразование части потенциальной энергии пара в механ
и-
ческую эне
ргию вращения ротора турбины.
Температура насыщения
–
температура, при которой начинается кипения воды или конденсация жидкости из пара; температуры насыщения, конденсации, кипения и испарения Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
98
–
идентичные понятия; их значение зависит только от давл
е-
ния;
Т
епловыделяющая сборка
–
группа твэлов
в несколько сотен штук, собранная в единый блок, который удобно пом
е-
щать и извлекать из активной зоны реактора
;
Тепловыделяющие элементы (твэлы)
–
герметичные тонкостенные циркониевые трубки длиной до 4 метров, в к
о-
тор
ые помещают цилиндрические таблетки из обогащенного урана; в твэле происходит процесс расщепления ядер 235
U
с выделением теплоты, используемого для нагрева теплонос
и-
теля
;
Теплоноситель
–
рабочее тело теплообменников, в час
т-
ности ядерных реакторов
, подверга
емое нагреву или охла
ж-
дению; нагреваемый теплоноситель называют горячим, а о
х-
лаждаемый –
холодным;
Теплосеть
–
система теплопроводов, насосных станций и теплообменных аппаратов, обеспечивающая непрерывную подачу тепловой энергии в виде горячей воды потреби
телям и её возврат на ТЭЦ
;
Теплота конденсации
–
теплота, выделяющаяся при пр
е-
вращении насыщенного пара в воду вследствие конденсации; эффект выделения теплоты конденсации используется для нагрева холодных теплоносителей конденсирующимся п
а-
ром;
Технологиче
ский канал
–
элемент канального реактора
, представляющий собой совокупность парогенерирующего устройства, графитовой кладки и элементов их установки;
Тонна условного топлива
–
количество топлива, при сжигании которого образуется 7 млн ккал;
Трехконтурная П
ГУ
–
парогазовая установка с трё
х-
контурным котлом
-
утилизатором
;
Трёхконтурный котёл
-
утилизатор
–
котёл трёхко
н-
турной ПГУ
, содержащий три контура генерации пара трёх различных давлений и температур для использования в пар
о-
вой турбине;
Турбина с противодавле
нием
–
паровая турбина типа Р с конечным давлением, больше атмосферного;
Турбоагрегат
–
совокупность паровой турбины
, электр
о-
генератора
и возбудителя
, объединенных одним валопров
о-
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
99
дом, обеспечивающая преобразование потенциальной эне
р-
гии пара в электроэнерги
ю;
Турбоустановка
–
последовательная совокупность пар
о-
вой турбины, конденсатора, конденсаторных насосов, ПНД, деаэратора, питательных насосов и ПВД
, обеспечивающих преобразование потенциальной энергии пара, выходящего из котла
, в механическую энергию вращ
ения валопровода ту
р-
бины и возвращения питательной воды
в котёл
;
ТЭС
–
тепловая электрическая станция -
комплекс оборуд
о-
вания и устройств, преобразующих энергию топлива в электрич
е-
скую
;
ТЭЦ
–
теплоэлектроцентраль -
районные электростанции, вырабатывающие э
лектрическую и тепловую энергию;
Условное
топливо
–
топливо с теплотой сгорания 29.308 кДж/кг или 7000 ккал/кг;
Уходящие газы ГТУ
–
газы, покидающие ГТУ
и напра
в-
ляемые в дымовую трубу
или котёл
-
утилизатор ПГУ
;
ЦВД
–
цилиндр высокого давления –
цилиндр турб
ины, в который поступает свежий пар из котла; после расширения в ЦВД пар направляется либо в ЦСД
, либо на промежуто
ч
ный перегрев
котел;
Цилиндр турбины
–
самостоятельный узел паровой ту
р-
бины
, имеющий собственный ротор и статор, паровпускной и выходной паро
вые патрубки;
Циркуляционный насос
–
насос, подающий охлажда
ю-
щую воду
в трубный пучок конденсатора
турбины;
ЦНД
–
цилиндр низкого давления –
цилиндр турбины, в который поступает пар из цилиндра среднего давления
(ЦСД); после расширения в ЦНД пар направляет
ся в конденсатор
;
ЦСД
–
цилиндр турбины, в которой поступает пар из ц
и-
линдра среднего давления (ЦСД); после расширения в ЦСД пар направляется в цилиндр низкого давления
(ЦНД);
Экономайзер
–
элемент трубной системы энергетическ
о-
го котла
или котла утилизатор
а
, в которой происходит пре
д
варительный нагрев питательной воды
перед её подачей в барабан
;
Электрогенератор
–
электрическая машина, преобр
а-
зующая механическую энергию вращения её ротора в эле
к-
трический ток, подаваемый на трансформатор
;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
100
Энергетический котё
л
–
котёл, вырабатывающий пар высоких параметров для последующего использования в п
а-
ровой турбине
; различают котлы барабанные и прямото
ч
ные;
Ядерное горючее
–
обогащённый до 3,3 –
4,4% уран, п
о-
лучаемый на обогатительных заводах из природного урана
;
Ядерный
реактор
–
элемент АЭС, в котором осуществл
я-
ется генерация пара высокого давления для последующего использования в паровой турбине
;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
101
ГЛАВА XI
Задание и требования на курсовую работу
В соответствии с заданием необходимо
:
1. Рассчитать и построить энергетическую характерист
и-
ку для паротурбинной установки.
2. Рассчитать и построить энергетическую характерист
и-
ку для парового (энергетического) котла.
3. Рассчитать и построить энергетическую характерист
и-
ку для энергоблока.
4. Р
ассчитать и построить график суточной нагрузки эне
р
гоблока.
5. Найти согласно графику суточной нагрузки потребля
е-
мую мощность объекта.
6. Найти значение удельного потребления топлива для каждой области мощностей.
7. Найти основные показатели расхода топлив
а для эне
р-
гоблока в соответствии с графиком нагрузки. 8. Найти суммарное время работы энергоблока в году.
9. Найти основные годовые показатели энергоэффекти
в-
ности энергоблока.
Курсовая работа должна включать в себя
:
1. Титульный лист, оформленный согласн
о требованиям, которые приняты в МИЭЭ.
2. На отдельном листе задание на курсовую работу в с
о-
ответствии с номером варианта.
3. Расчёты, которые должны быть выполнены в той п
о-
следовательности, которая разобрана в примере. Они м
о
гут быть сделаны как от руки, так и на компьютере. Наиболее рациональным является выполнение курсовой работы в си
с-
теме Mathcad
. Расчёты должны быть выполнены с размерн
о-
стями.
4. Энергетические характеристики и график нагрузки должны выполняться на отдельных листах формата А4, с г
о-
ризон
тальным расположением.
Курсовая работа выполняет на листах формата А4 с одн
о-
стороннем заполнением листа. Все листы, кроме первого –
титульного, должны быть пронумерованы. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
τ
кап
τ
тр
τ
ав
t
7
t
6
t
5
t
4
t
3
t
2
t
1
β
тм
β`
β``
α
тм
α`
α``
D
ном
[
т/час
]
B
ном
[
т/час
]
N
тм [
МВт
]
N`
[
МВт
]
N``
[
МВт
]
N
ном
[
МВт
]
№ Вариа
н
та
0.077
0.0365
0.0275
24
22
18
10
6
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
1
0.077
0.0365
0.0295
24
22
18
10
6
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
159
270
300
400
500
2
0.087
0.0265
0.0245
24
22
18
11
7
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
145
157
290
300
450
520
3
0.047
0.0365
0.0275
24
21
18
10
8
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.07
1.03
145
147
300
300
500
600
4
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.077
0.0365
0.0275
24
22
19
10
7
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
125
127
28
0
320
410
500
5
0.077
0.0365
0.0275
24
22
18
10
6
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
310
410
500
6
0.077
0.0365
0.0175
24
22
18
10
6
3
0
1.12
1.09
1.04
1.09
1.06
1.03
139
157
270
310
400
510
7
0.077
0.0365
0.0275
24
22
18
10
6
2
0
1.12
1.08
1
.04
1.09
1.06
1.03
135
157
370
400
500
600
8
0.077
0.0315
0.0295
24
22
18
10
6
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
350
350
600
700
9
0.077
0.0365
0.0275
24
22
18
10
7
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
177
400
500
700
800
10
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.078
0.0367
0.0265
24
22
18
10
6
2
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
11
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
12
0.078
0.0367
0.0165
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
13
0.078
0.0267
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
14
0.078
0.0367
0.0365
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
15
0.078
0.0467
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.0
4
1.09
1.06
1.03
135
157
270
300
400
500
16
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
300
350
450
500
17
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
137
300
350
450
500
18
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
125
157
300
350
450
500
19
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.13
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
300
350
450
500
20
0.078
0.0367
0.0265
24
22
17
11
7
3
0
1.12
1.09
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
300
350
450
500
21
0.078
0.0367
0.0265
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
135
157
300
350
450
500
22
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.078
0.0367
0.0265
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
23
0.078
0.0467
0.0265
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.0
4
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
24
0.078
0.0367
0.0465
24
23
17
13
8
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
25
0.098
0.0367
0.0265
24
23
17
12
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
26
0.078
0.0467
0.0365
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
27
0.078
0.0367
0.0365
24
23
17
11
8
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
195
197
490
550
700
800
28
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.098
0.0367
0.0365
24
23
17
11
8
4
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
29
0.098
0.0267
0.0365
24
23
18
11
8
4
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
30
0.078
0.0267
0.0365
24
23
17
12
8
4
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
31
0.078
0.0367
0.0265
24
23
18
11
8
4
0
1.12
1.08
1.0
4
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
32
0.078
0.0467
0.0265
24
23
17
12
8
4
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
33
0.098
0.0467
0.0365
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
590
650
750
900
34
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
0.098
0.0367
0.0365
24
23
17
11
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
187
610
680
780
950
35
0.078
0.0467
0.0365
24
23
17
11
8
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
188
610
680
780
950
36
0.088
0.0467
0.0365
24
23
17
12
7
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
185
189
610
680
780
950
37
0.098
0.0367
0.0365
24
23
17
11
6
3
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
186
187
610
680
780
950
38
0.098
0.0467
0.0345
24
23
17
11
7
4
0
1.12
1.08
1.04
1.09
1.06
1.03
187
187
610
680
780
950
39
0.098
0.0467
0.0365
24
23
18
11
7
3
0
1.12
1.08
1.0
4
1.09
1.06
1.03
188
187
610
680
780
950
40
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
ГЛАВА XII
Методика расчёта годовых показат
е
лей ТЭС
12.1
. Построение энергетической характеристики для паротурбинной установки.
Для того чтобы построить спрямленную энергетическ
у
ю характеристику паровой тур
бины, необходимо знать о
б
ласти постоянства этой характеристики, т.е. области электр
и
ческих мощностей, на которых зависимость необходимого количес
т-
ва расхода пара D
от вырабатываемой электрической мощн
о-
сти турбины N
постоянна или же описывается только одной з
а
висимостью. Как было показано выше, это зависимость линейна, хотя в действительность таковой не является. В исходный данных для курсовой работы даны четыре мощности:
1) ном
N
-
номинальная м
ощность. Номинальной мощн
о-
стью можно для простоты условно назвать такой мощностью энергоблока, при котором все составляющие энергоблока р
а-
ботают с максимальной эффективностью –
т.е. максимальным к.п.д. Напомним, что энергоблок включает в себя котёльную уст
ановку и паротурбинную уст
а
новку, а также связывающих их паропроводов и трубопров
о
дов питательной воды.
2) тм
N
-
мощность технического минимума. Мощность технического минимума можно условно назвать такую мо
щ-
ность, при которой паровая ту
рбина ещё способна нести электрическую нагрузку мощностью тм
N
. Другими словами, если «снимать» с генератора электрическую мощность мен
ь-
шую, чем тм
N
, то паровая турбина не сможет обеспечить н
е-
обходимый момент на валу,
чтобы вращать электрогенератор.
3) N
, N
-
соответственно первая и вторая переходная мощности. Данные мощности приняты условно и являются границами прямолинейных зависимостей для построения энергетических характе
ристик как энергоблока в целом, так и для его составляющих. Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Разделение области от тм
N
до ном
N
является условным, а точность энергетической характеристики зависит от кол
и-
чества этих разбиений. Однако с увеличением ра
збиений к
о-
личество уравнений возрастает.
Таким образом, мы получаем три области на оси электр
и-
ческой мощности: первая область от тм
N
до N
, вторая о
б-
ласть от N
до N
и трет
ья область от N
до ном
N
. На этих областях зависимость электрической мощности N
от п
о-
требляемого пара D
для паротурбинной установки описыв
а-
ется линейными зависимостями. Сл
едовательно, для того, чтобы построить энергетическую характеристику для пар
о-
турбинной установки необходимо для каждой мощности, а именно для тм
N
, N
, N
и ном
N
, найти тот рас
ход пара, при котором паротурбинная установка будет обеспечивать зада
н-
ную электрическую мощность. Для номинального режима работы
(номинальной мощн
о-
сти)
.
Как было показано выше, паротурбинная установка обе
с-
печивает номинальный режим работы, выдавая номина
льную мощность ном
N
. При этом расход пара составляет ном
D
. Зн
а-
чение ном
D
задано в исходный данных для курсовой работы. Таким образом, для энергетической характеристики пароту
р-
бинной установки в треть
ей области мы уже имеем одну то
ч-
ку. Однако главное, что необходимо получить для номинал
ь-
ного режима работы, это удельный расход пара на номинал
ь-
ную электрическую мощность паротурбинной установки -
ном
k
. Его можно получить из следующего с
оотношения:
ном
ном
ном
N
D
k
(1).
Данный коэффициент показывает удельный расход пара. Именно основываясь на его значение мы будем дальше сч
и-
тать необходимый расход пара паротурбинной установки для Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
переходный мощностей N
и N
, и мощности технич
е
ского минимума тм
N
. Для второй переходной мощности
.
Для того, чтобы подсчитать расход пара паротурбинной установки для второй переходной мощности, необходимо воспользоваться коэффициентом . Этот коэффициент п
о-
казывает во сколько раз увеличится удельный расход пара k
для второй переходной мощности N
относительно удельн
о-
го расхода пара ном
k
для номинальной мощн
ости ном
N
. Действительно, необходимо учесть тот факт, что в реж
и-
мах отличных от номинальных, паротурбинная установка р
а-
ботает с к.п.д. ниже, чем в номинальном режиме. Это сл
е
дует из того, что паротурбинная установка, преобразующая поте
н-
циальную энергию пара в механическую энергию вращения, проектируется на номинальную мощность, при которой она работает с максимальным к.п.д. Эта мощность и называется номинальной -
ном
N
. При любых других режимах работы, устано
в
ка будет р
аботать либо при снижении к.п.д., либо при повышенном износе самой у
с
тановки. Тогда для второй переходной мощности N
расход пара D
можно найти из соотношения:
ном
k
N
D
(2).
Это же выражение мо
жно записать в другой, более по
д-
ходящей форме:
k
N
D
(3),
где ном
k
k
(4).
Для того чтобы подсчитать, на сколько процентов возрос удельный расход пара на единицу мощности, можно воспол
ь-
зоваться следующим соотношен
ием:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
100
1
k
k
ном
% (5).
Получившийся результат будет напрямую зависеть от . Соотношение (5), применяя зависимость (4) можно зап
и-
сать с сл
е
дующей форме:
)
1
(
1
k
k
1
k
k
ном
ном
ном
(6).
, как пр
авило, всегда больше «1». В противном случае удельный расход бы не увеличивался а уменьшался, чего быть не может, так как паротурбинная установка будет раб
о-
тать не в номинальном режиме. Однако здесь важно показать, что с чисто физической точки зрения «изме
рить» удельный расход нельзя. Можно померить только реальный расход пара и в
ы
рабатываемую электрическую мощность паротурбинной установки при этом расходе. После того, как экспериме
н-
тально можно померить расход D
и N
, можно найти и к
о-
эффициент k
, при помощью которого в свою очередь можно подсчитать и . Однако стоит помнить, что все эти зависимости являются в большой степени условными и упрощёнными. Однако принципы работ
ы энергетического оборудования и его гла
в-
ной характеристикой –
энергетической, достаточно ярко о
т-
ражаются этими формулами. Для первой переходной мощности
.
Принцип расчёта расхода пара для первой переходной мощности N
ни чем не отлич
ается от расчёта расхода пара для второй переходной мощности N
. Соотношение (2) можно записать в следующем виде:
ном
k
N
D
(7).
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Значение удельного расход топлива для N
, исходя из соотношения (4
) можно записать так:
ном
k
k
(8).
В (7) и в (8) -
это коэффициент показывающий, во сколько раз увеличится удельный расход мощности k
для первой переходной электрической мощности по сра
в
нен
ию с ном
k
. Тогда интересующий нас коэффициент , можно в
ы-
числить по аналогичной с (5) зависимости:
100
1
k
k
ном
% (9).
Стоить отметить, что всегда больше, чем , так как при уменьшении вырабатываемой мощности, работа пар
о-
турбинной установки происходит с меньшим к.п.д. Для мощности технического минимума
.
Аналогичные расчёты происходят и для тм
N
. тм
ном
тм
тм
k
N
D
(10),
тм
ном
тм
k
k
(11),
100
1
k
k
ном
тм
тм
% (12).
Построение энергетической характеристики для пароту
р-
бинной установки
.
После того, как мы знаем все значения расходов пара на каждую из заданных мощностей, мы можем построить эне
р-
гетическую хара
ктеристику паротурбинной установки. Как было сказано выше –
это линейные зависимости, которые Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
имеют разные углы наклона в разных областях мощностей. Имея координаты точек в разных областях электрической мощности
от тм
N
до ном
N
, можно построить энергетич
е-
скую характеристику паротурбинной установки.
Напомним, что энергетическая характеристика для пар
о-
турбинной установки есть зависимость расхода пара от эле
к-
трической мощности.
12.2
. Построение энергетической характеристи
ки для парового котла (энергетического котла).
Энергетическая характеристика для парового котла есть зависимость количества сжигаемого топлива от количества пара, который он вырабатывает. Как и в случае с паротурбинной установкой, паровой к
о-
тёл работает с максимальным к.п.д. при номинальной нагру
з-
ке. Значение расхода топлива для номинального режима р
а-
боты ном
B
дано в исходных данных для курсовой работы. Причём здесь необходимо понимать следующее, что при п
о-
треблении номинального количес
тва топлива ном
B
, паровой котёл вырабатывает номинальное количество пара ном
D
, из которого паротурбинная установка вырабатывает номинал
ь-
ное количество электроэнергии –
т.е. вырабатывает ном
и-
нальную мощность ном
N
. Паровой котёл при его работе на выработку пара для двух переходных мощностей и мощности технического м
и
нимума, работает с к.п.д. ниже, чем при номинальной нагрузке. П
о-
этому это также необходимо учитывать, как и в случае с п
а-
ротурбинной устан
овкой. В паровом котле за это отвечают коэффициенты , и тм
, которые показывают во скол
ь-
ко раз увеличивается расход топлива для ра
с
ходов пара D
, D
и тм
D
соответственно. Для номинального режима работы парового котла нах
о-
дим удельный расход топлива на генерацию пара:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
ном
ном
ном
D
B
n
(13).
Как и в случае с паротурбинной установкой, основываясь на коэффициенте удельног
о расхода топлива далее будем считать расход топлива для генерации пара расходов D
, D
и тм
D
. Реальный расход топлива для генерации паровым котлом пара для второй переходной мощности с учётом коэффицие
н-
та можно рассчитать по формуле ном
m
D
B
(14)
Аналогично считаем и для первой переводной мощности и для мощности технического минимума. ном
m
D
B
(15)
nv
ном
тм
тм
m
D
B
(16)
Увеличение удельного расхода топлива
на генерацию п
а-
ра для второй переходной мощности можно подсчитать с
о-
гласно следующему соотношению:
1
1
m
m
1
m
m
ном
ном
ном
(17)
Как видно из формулы напрямую зависит от . Аналогично считаем для и тм
.
1
1
m
m
1
m
m
ном
ном
ном
(18)
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
1
1
m
m
1
m
m
тм
ном
тм
ном
ном
тм
тм
(19)
Далее по заданным ном
D
, D
, D
, тм
D
, ном
B
, B
, B
и тм
B
можно построить энергетическую характеристику для парового (энергетического) котла. На оси “
OX
”
откладываем расход пара D
, на оси “
OY
”
откладываем р
асход топлива B
.
12.3.
Построение энергетической характеристики для эне
р
гоблока.
Энергетической характеристикой энергоблока называется зависимость количества израсходованного топлива энерг
о-
блоком от количества выработанной электрической эне
р
гии этим же энергоблоком. По рассчитанным ранее значениям ном
B
, B
, B
и тм
B
, а также по заданным значениям мощности ном
N
, N
, N
и тм
N
можно построить энергетическую характеристику эне
р-
гоблока. Рекомендуется также подсчитать коэффициенты, характеризующие наклон линейной энергетической характ
е-
ристики энергоблока для каждой области мощностей согла
с-
но следующим
зависимостям:
тм
тм
N
-
N
B
-
B
b
(20)
N
-
N
B
-
B
b
(21)
N
-
N
B
-
B
b
ном
ном
(22)
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
где b
, b
и b
характеризуют углы наклона характер
и-
стик на участках соответств
енно от тм
N
до N
, от N
до N
и от N
до ном
N
. 12.4
.
Построение графика суточной нагрузки.
График суточной нагрузки показывает п
отребление эле
к-
троэнергии каким
-
либо объектом. В подавляющем больши
н-
стве случаев он имеет переменный характер. Для простоты расчётов на каждом временном интервале можно задать функциональную зависимость нагрузки от времени. В данном случае имеется шесть в
ременных областей, где задаётся данная функциональная зависимость. В общем виде эти зависимости выглядят следующим образом:
-
для интервала времени от 1
t
до 2
t
:
1
2
1
тм
1
2
2
-
1
t
-
t
N
t
-
t
N
N
)
t
t
(
1
F(t)
(23)
-
для интервала врем
ени от 2
t
до 3
t
:
тм
3
-
2
N
F(t)
(24)
-
для интервала времени от 3
t
до 4
t
:
тм
2
3
2
3
4
тм
ном
4
-
3
N
t
-
t
t
t
N
N
F(t)
(25)
-
для интервала времени от 4
t
до
5
t
:
ном
5
-
4
N
F(t)
(26)
-
для интервала времени от 5
t
до 6
t
:
ном
2
5
2
5
6
ном
6
-
5
N
t
-
t
)
t
t
(
)
N
N
(
F(t)
(27)
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
для интервала времени от 6
t
до 7
t
:
6
7
6
6
7
7
-
6
t
-
t
N
t
-
t
N
-
N
t
t
1
F(t)
(28)
Подставляя исходные данные в эти зависимости можно будет получить график нагрузки который будет характериз
о-
ваться интервалом времени от 2
t
до 3
t
для мощности техн
и-
ческого минимума, а такж
е интервалом времени от 4
t
до 5
t
для номинальной мощности. Необходимо отметить, что гр
а-
фик представляет из себя непрерывную кривую, в которой отсутствуют какие
-
либо точки разрыва.
12.5
. Потребляемая мощность каким
-
либо объектом за сутки.
Здесь необходимо найти потребляемые мощности к
а
ким
-
либо объектом на разных временных интервалах согла
с
но графику нагрузки. Эти мощности можно найти путём инте
г-
рирования заданных соотношений для каждого интервала времени. Получаем соотношения:
-
для интервала времени от 1
t
до 2
t
:
2
1
t
t
2
-
1
1
dt
F(t)
S
(29)
-
для интервала времени от 2
t
до 3
t
:
3
2
t
t
3
-
2
2
dt
F(t)
S
(30)
-
для интервала вр
емени от 3
t
до 4
t
:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
4
3
t
t
4
-
3
3
dt
F(t)
S
(31)
-
для интервала времени от 4
t
до 5
t
:
5
4
t
t
5
-
4
4
dt
F(t)
S
(32)
-
для интервала времени от 5
t
до 6
t
:
6
5
t
t
6
-
5
5
dt
F(t)
S
(33)
-
для интервала времени от 6
t
до 7
t
:
7
6
t
t
7
-
6
6
dt
F(t)
S
(34)
-
суммарная потребляемая мощность за стуки летнего р
а-
бочего дня:
6
5
4
3
2
1
S
S
S
S
S
S
S
(35).
12.6
.
Средние значения коэффициентов для каждой области мощностей, характеризующие удельное потре
б-
ление то
п
лива энергоблоком.
Для начала необходимо найти значение удельного п
о-
требления топлива для каждой из заданных мощностей. Их можно на
йти согласно следующим зависимостям:
-
для мощности технического минимума:
тм
тм
тм
N
B
z
(36)
-
для первой переходной мощности:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
N
B
z
(37)
-
для второй переходной мощности:
N
B
z
(38)
-
для номина
льной мощности:
ном
ном
ном
N
B
z
(39).
Среднее значение удельного потребление топлива для каждой области мощностей. Их можно найти согласно сл
е-
дующим зависимостям:
-
для области от тм
N
до N
:
2
z
z
тм
1
z
(40)
-
для области от N
до N
:
2
z
z
2
z
(41)
-
для области от N
до ном
N
:
2
z
z
ном
3
z
(42).
В данном случае эти зависимо
сти являются достаточно упрощенными, так как в них отсутствует зависимость от мощности, а есть только интервал. Это окажет влияние на конечный результат –
т.е. будет существовать погрешность, однако это сильно упрощает расчёты. 12.7
.
Расчёт показателей р
асхода топлива.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Цель данного раздела подсчитать суточный расход то
п-
лива, который расходует энергоблок для выработки электр
о-
энергии согласно графику нагрузки, а также подсчитать его перерасход, который возникает из
-
за того, что энергоблок работает в не ном
инальном режиме. Для каждой временной области справедливы следующие соотношения (к примеру, для интервала времени от 2
t
до 3
t
):
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
2
3
2
ср
2
t
t
S
S
(43)
-
средний расход топлива в час:
1
ср
2
2
z
S
B
(44)
коэффициент z
выбираем согласно интервалу мощности, который определяет график нагрузки, т.е. ▪ от тм
N
до N
выбираем 2
z
z
тм
1
z
,
▪ от N
до N
выбираем 2
z
z
2
z
и ▪ от N
до ном
N
выбираем 2
z
z
ном
3
z
.
-
суммарный расход топлива
для заданного промежутка времени:
)
t
t
(
B
B
2
3
2
2
(45)
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком, вследс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
2
3
ср
2
ном
1
2
t
t
S
z
z
B
(46)
Для остальных интервалом расчёты аналогичны.
Далее находим:
-
суммарная выработанная мощность энергоблока согла
с-
но графику нагрузки:
6
5
4
3
2
1
S
S
S
S
S
S
S
(47)
-
суммарное
количество топлива израсходованного эне
р-
гоблоком за сутки:
6
5
4
3
2
1
B
B
B
B
B
B
B
(48)
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком:
6
5
4
3
2
1
B
B
B
B
B
B
B
(49)
12.8
. Суммарное время работы энергоблока в году.
По заданным коэффициентам, которые характеризуют долю аварийного ав
ремонта, текущего тр
и капитального кап
ремонт
ов, находим время работы энергоблока в году в часах согласно сл
е
дующей зависимости:
)
1
(
кап
тр
ав
год
раб
(50)
где 8760
год
ч.
Из (50) находим количество суток работы энергоблока с
о-
гласно следующей зависимости:
24
n
раб
сут
(51).
12.9
.
Показатели годовой эффективности энергобл
о
ка.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Из (47), (48) и (49), а также с учётом (51) можно подсч
и-
тать:
-
всего выработанной электроэнергии:
сут
n
S
N
(52)
-
всего израсходованного топлива:
сут
n
B
B
(53)
-
годовой перерасход топлива:
сут
n
B
B
т (54)
Эти данные характеризуют реальную работу энергоблока в соответствии с графиком нагрузки, а также время останова энергоблока в соответствии с аварийными, текущими и кап
и-
тальными раб
отами на энергоблоке.
Для того, чтобы получить показатели годовой эффекти
в-
ности, необходимо сравнить реальные условия работы эне
р-
гоблока с идеальными, т.е. при работе без ремонтом и при н
о
минальной нагрузке.
Годовые показатели энергоблока в номинальном реж
име работы в течение года без ремонтов и технического обслуж
и-
вания можно подсчитать согласно следующим зависимостям:
-
выработанная электроэнергия:
6
год
ном
max
N
N
(55)
-
расход топлива:
max
ном
max
N
z
B
т (56).
Тогда годовую эффект
ивность работы энергоблока можно найти согласно следующим зависимостям:
-
показатель использования максимальной мощности энергоблока:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
100
N
N
max
% (57)
-
показатель перерасхода топлива энергоблоком с соо
т-
ветствии с графиком нагрузки:
100
B
B
% (58).
Формулы (57) и (58) характеризуют годовую эффекти
в-
ность работы энергоблока –
эти значения и являются коне
ч-
ной целью курсовой работы.
12.10. Обозначения
ном
N
-
номинальная мощность;
N
-
вторая переходная мощность;
N
-
первая переходная мощность;
тм
N
-
мощность технического минимума;
ном
D
-
номинальный расход пара для работы пароту
р-
бинной установки в режиме номинальной электрич
еской мощности ном
N
; D
-
расход пара для работы паротурбинной установки в режиме второй переходной мощности N
;
D
-
расход пара для работы паротурбинной установки в режиме
первой переходной мощности N
;
тм
D
-
расход пара для работы паротурбинной установки в режиме мощности технического минимума тм
N
;
ид
D
-
идеальный расход пара на паротурбинную устано
в-
ку при работе на второй переходной мощности;
ном
k
-
удельный расход пара на работу паротурбинной установки в режиме номинальной электрической мощности ном
N
;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
k
-
удельный расход пара на рабо
ту паротурбинной
у
с-
тано
в
ки в режиме второй переходной мощности N
;
k
-
удельный расход пара на работу паротурбинной у
с-
тановки в режиме первой переходной мощности N
;
тм
k
-
удельный расход пара на работу паротурбинной у
с-
тановки в режиме мощности технического минимума тм
N
;
ном
m
-
удельный расход топлива на номинальном реж
и-
ме, при котором в энергетическом котле вырабатывается т
а-
кое количе
ство пара, чтобы генератор энергоблока выдавал номинальную электрическую мо
щ
ность;
m
-
то же для второй переходной электрической мощн
о-
сти;
m
-
то же для первой переходной электрической мощн
о-
сти;
тм
m
-
то же для мощности технического минимума;
-
коэффициент, показывающий во сколько раз увел
и-
чится удельный расход пара k
для второй переходной мощности N
относительно удельного рас
хода пара ном
k
для н
о
минальной мощности ном
N
паротурбинной установки;
-
коэффициент, показывающий во сколько раз увел
и-
чится удельный расход пара k
для первой переходной мо
щ-
ности N
относительно удельного расхода пара ном
k
для н
о-
минальной мощности ном
N
паротурбинной установки;
тм
-
коэффициент, показывающий во сколько раз увел
и-
чится удельный расхо
д пара тм
k
для мощности технического минимума тм
N
относительно удел
ь
ного расхода пара ном
k
для номинальной мощности ном
N
паротурбинной уст
а
новки;
-
коэффи
циент, показывающий во сколько раз увел
и-
чится удельный расход топлива n
для генерации пара D
относительно удельного расхода топлива ном
n
для ген
е
рации пара ном
D
;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
коэффициент, показывающий на сколько процентов возрос удельный расход пара на работу паротурбинной уст
а-
новки вследствие её работы на второй перехо
д
ной мощности N
;
-
коэффициент, показывающий на ск
олько процентов возрос удельный расход пара на работу паротурбинной уст
а-
новки вследствие её работы на второй переходной мощн
о
сти N
;
тм
-
коэффициент, показывающий на сколько процентов возрос удельный расход пара н
а работу паротурбинной уст
а-
новки вследствие её работы на мощности технического м
и-
нимума тм
N
;
ав
-
доля времени аварийного ремонта энергоблока в г
о-
ду в часах;
тр
-
доля времени текущего ремонта э
нергоблока в году в часах;
кап
-
доля времени капитального ремонта энергоблока в году в часах;
7
1
t
t
-
области времени графика нагрузки, на которых потребляемая мощность задаётся различными зависимост
я
ми;
3
1
a
a
-
угловые коэффициенты наклона энергетической характеристики паротурбинной установки в разных областях мощностей;
b
,
b
,
b
-
коэффициенты, характеризующие наклон л
и-
нейной энергетической характеристики энергоблока для ка
ж-
дой о
б
ласт
и мощностей;
7
-
6
2
-
1
F(t)
F(t)
-
функции, описывающие график эле
к-
трической нагрузки на разных интервалах времени;
6
1
S
S
-
числовые значения потребляемых мощностей каким
-
либо объектом на разных временных интервалах с
о-
гласно графику н
а
грузки;
тм
z
-
значение удельного потребления топлива для эле
к-
трической мощности технического минимума;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
z
-
значение удельного потребления топлива для первой переходной эле
к
трической мощности;
z
-
значение удельного потребления топлива для второй переходной эле
к
трической мощности;
ном
z
-
значение удельного потребления топлива для н
о-
минальной эле
к
трической мощности;
3
1
z
z
-
значения удельного потребление топли
ва для каждой области электрических мощностей;
ср
6
ср
1
S
S
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени;
6
1
B
B
-
средний расход топлива в час
для заданного промежутка времени;
6
1
B
B
-
суммарный расход топлива для заданного пр
о-
межутка времени;
6
1
B
B
-
суммарный перерасход топлива энергобл
о-
ком, вследс
т
вие его работы в не номинальном режиме, для заданного пр
о
межутка времени;
S
-
суммарная вырабо
танная мощность энергоблока с
о-
гласно графику нагрузки за сутки;
B
-
суммарное количество топлива израсходованного энергоблоком за сутки;
B
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки за сутки;
раб
-
время работы энергоблока в году в часах с вычетом доли времени аварийного, текущего и капитального ремо
н-
тов;
сут
n
-
количество суток работы энергоблока в году;
N
-
выработка электро
энергии энергоблоком за год с
о-
гласно заданному графику нагрузки;
B
-
количество израсходованного топлива энергоблоком за год, согласно графику нагрузки;
B
-
годовой перерасход топлива энергоблоком согласно график
у нагрузки из
-
за его работы в не номинальном режиме;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
max
N
-
выработанная электроэнергия при работе энерг
о-
блока в номинальном режиме в течение года без ремо
н
тов и технического обслуж
и
вания;
max
B
-
количество израсходова
нного топлива энергобл
о-
ком
в номинальном режиме в течение года без ремо
н
тов и технического обслуж
и
вания;
-
показатель использования максимальной мощности энергоблока;
-
показатель перерасхода топлива энергобл
оком с с
о-
ответствии с графиком нагрузки;
ГЛАВА XIII
Пример расчёта.
Дано:
-
номинальная мощность ном
N
= 500 МВт;
-
вторая переходная мощность N
= 390 МВт;
-
первая переходная мощность N
= 330 МВт;
-
мощность технического минимума тм
N
= 290 МВт;
-
коэффициент = 1.03
;
-
коэффициент = 1.06
;
-
коэффициент тм
= 1.09
;
-
коэффициент
= 1.04;
-
коэффициент
= 1.08;
-
коэффициент
тм
= 1.12;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
номинальный расход топлива ном
B
= 157 т/час;
-
номинальный расход пара ном
D
= 135 т/час;
-
время 0
t
1
;
-
время 2
t
2
;
-
время 6
t
3
;
-
время 10
t
4
;
-
время 18
t
5
;
-
время 22
t
6
;
-
время 24
t
7
;
-
доля аварийного ремонта 0275
.
0
ав
;
-
доля текущего ремонта 0365
.
0
тр
;
-
доля капитального ремонта 077
.
0
кап
.
Решение:
1.
Построение энергетической характеристики пароту
р-
бинной установки.
1.1.
Удельный расход пара на паротурбинную установку при работе в номин
альной режиме:
Номинальная электрическая мощность ном
N
= 500 МВт
.
Номинальный расход пара ном
D
= 135 т/час.
Удельный расход пара ч
кВт
кг
27
.
0
500
135
N
D
k
ном
ном
ном
.
1.2.
Реальный расход пара на паротурбинную установку при её раб
оте на второй переходной мощности:
В
торая переходная мощность N
= 390 МВт
.
К
оэффициент = 1.03
.
Идеальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на второй переходной мощности:
час
т
3
.
105
27
.
0
390
k
N
D
ном
ид
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
У
дельный расход пара на работу паротурбинной
устано
в-
ки в режиме второй переходной мощности:
ч
кВт
кг
278
.
0
03
.
1
27
.
0
k
k
ном
.
Реальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на второй переходной мощности:
час
т
4
.
108
0.278
390
k
N
D
.
Увеличение уде
льного расхода пара для второй перехо
д-
ной мощности:
3
03
.
0
1
27
.
0
278
.
0
1
k
k
ном
%.
1.3.
Реальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на первой переходной мощности:
Первая переводная мощность N
= 330 МВт
.
Коэффициент = 1.06
.
Идеальный расход пара на паротурбинную установку при работе на первой переходной мощности:
час
т
1
.
89
27
.
0
330
k
N
D
ном
ид
.
Удельный расход пара на работу паротурбинной устано
в-
ки в режиме первой переходной мощности:
ч
кВт
кг
286
.
0
06
.
1
27
.
0
k
k
ном
.
Реальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на первой переходной мощности:
час
т
44
.
94
0.286
330
k
N
D
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Увеличение удельного расхода пара для первой перехо
д-
ной мощности:
6
06
.
0
1
27
.
0
286
.
0
1
k
k
ном
%.
1.4.
Реальный расход пара на паротурби
нную установку при её работе на мощности технического минимума:
Мощность технического минимума
тм
N
= 290 МВт
.
Коэффициент тм
= 1.09
.
Идеальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на мощности техничес
кого минимума:
час
т
3
.
78
27
.
0
290
k
N
D
ном
тм
тм_ид
.
У
дельный расход пара на работу паротурбинной
устано
в-
ки в режиме второй переходной мощности:
ч
кВт
кг
294
.
0
09
.
1
27
.
0
k
k
тм
ном
тм
.
Реальный расход пара на паротурбинную установку при её работе на первой переходной мощности:
час
т
34
.
85
0.294
290
k
N
D
тм
тм
тм
.
Увеличение удельного расхода пара для первой перехо
д-
ной мощности:
9
09
.
0
1
27
.
0
294
.
0
1
k
k
ном
тм
тм
%.
1.5.
Построение энергетической характеристики турбины:
Н
оминальная мощность ном
N
= 500 МВт.
В
торая переходная мощность N
= 390 МВт.
П
ервая переходная мощность N
= 330 МВт.
М
ощность технического минимума тм
N
= 290 МВт
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Расход пара на номинальную мощность ном
D
= 135 т/час.
Расход пара на вторую пе
реходную мощность 4
.
108
D
т/час.
Расход пара на первую переходную мощность 44
.
94
D
т/час.
Расход пара на мощность технического минимума 34
.
85
D
тм
т/час.
Найдёт угловые коэффициенты наклона энергетической харак
теристики паротурбинной установки в разных областях мощностей.
Первая область от тм
N
= 290 МВт
до N
= 330 МВт:
ч
кВт
кг
227
.
0
290
330
34
.
85
44
.
94
N
-
N
D
-
D
a
тм
тм
1
.
Вторая область от N
= 330 МВт до N
= 390 МВт:
ч
кВт
кг
234
.
0
330
390
44
.
94
4
.
108
N
-
N
D
-
D
a
2
.
Третья область от N
= 390 МВт до ном
N
= 500 МВт:
ч
кВт
кг
241
.
0
390
500
4
.
108
135
N
-
N
D
-
D
a
ном
ном
3
.
Исходя из исходных данных и коэффициентов, характ
е-
ризующих наклон прямых, можем построить энергетич
ескую характеристику для паротурбинной установки (см. прилож
е-
ние №1). 2.
Построение энергетической характеристики для пар
о-
вого котла.
2.1.
Удельный расход топлива на паровой котёл для выр
а-
ботки номинального количества пара.
Номинальная электрическая мощн
ость ном
N
= 500 МВт
.
Расход пара на номинальную мощность ном
D
= 135 т/час.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Номинальный расход топлива ном
B
= 157 т/час.
Удельный расход топлива:
163
.
1
135
157
D
B
m
ном
ном
ном
.
2.2.
Реальный расход топлива для генерации паровым котлом пара для второй переходной мощности:
В
торая переходная мощность N
= 390 МВт.
Расход пара на вторую переходную мощность 4
.
108
D
т/час.
Коэффициент = 1.04.
Реальный ра
сход топлива для генерации паровым котлом пара для второй переходной мощности:
час
т
17
.
131
04
.
1
163
.
1
4
.
108
m
D
B
ном
.
Удельный расход топлива для генерации паровым котлом пара для второй переходной мощности:
209
.
1
04
.
1
163
.
1
m
m
ном
.
Увеличение удельного расхода топлив
а
на генерацию п
а-
ра для второй переходной мощности:
4
04
.
0
1
1
m
m
1
m
m
ном
ном
ном
%.
2.3.
Реальный расход топлива для генерации паровым котлом пара для первой переходной мощности:
Первая переходная мощность N
= 330 МВт.
Расход пара на перву
ю переходную мощность 44
.
94
D
т/час.
Коэффициент = 1.08.
Реальный расход топлива для генерации паровым котлом пара для первой переходной мощности:
час
т
62
.
118
08
.
1
163
.
1
44
.
94
m
D
B
ном
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Удельный расход топлива для генерации паров
ым котлом пара для второй переходной мощности:
256
.
1
08
.
1
163
.
1
m
m
ном
Увеличение удельного расхода топлива
на генерацию п
а-
ра для второй переходной мощности:
8
08
.
0
1
1
m
m
1
m
m
ном
ном
ном
%.
2.4.
Реальный расход топлива для генерации паровым котлом пара для мощ
ности технического минимума:
М
ощность технического минимума тм
N
= 290 МВт
.
Расход пара на мощность технического минимума 34
.
85
D
тм
т/час.
Коэффициент тм
= 1.12.
Реальный расход топлива для генерации па
ровым котлом пара для первой переходной мощности:
час
т
16
.
111
12
.
1
163
.
1
34
.
85
m
D
B
nv
ном
тм
тм
.
Удельный расход топлива для генерации паровым котлом пара для первой переходной мощности:
303
.
1
12
.
1
163
.
1
m
m
тм
ном
тм
Увеличение удельного расхода топлива на генерация пара для мощнос
ти технического минимума:
12
12
.
0
1
1
m
m
1
m
m
тм
ном
тм
ном
ном
тм
тм
%.
2.5.
Построение энергетической характеристики для п
а-
рового котла.
Расход пара на номинальную мощность ном
D
= 135 т/час.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Расход пара на вторую переходную мощность 4
.
108
D
т/час.
Расход пара на первую переходную мощность 44
.
94
D
т/час.
Расход пара на мощность технического минимума 34
.
85
D
тм
т/час.
Расход топлива на генерацию пара для номинальной мощности:
ном
B
= 157 т/час.
Ра
сход топлива на генерацию пара в паровом котле для второй переходной мощности: 17
.
131
B
т/час.
Расход топлива на генерацию пара в паровом котле для первой переходной мощности:
62
.
118
B
т/час.
Расход топлива на генерацию пара в паровом котле для мощности технического минимума: 16
.
111
B
тм
т/час.
Исходя из исходных значений расхода топлива и пол
у-
чившегося количества топлива, можем построить энергетич
е-
скую характеристику для парового котла (см. приложение №2). 3.
Пос
троение энергетической характеристики энергобл
о-
ка.
Н
оминальная мощность ном
N
= 500 МВт.
В
торая переходная мощность N
= 390 МВт.
П
ервая переходная мощность N
= 330 МВт.
М
ощность технического мини
мума тм
N
= 290 МВт
.
Расход топлива на генерацию пара для номинальной мощности:
ном
B
= 157 т/час.
Расход топлива на генерацию пара в паровом котле для второй переходной мощности: 17
.
131
B
т/час.
Расход топ
лива на генерацию пара в паровом котле для первой переходной мощности:
62
.
118
B
т/час.
Расход топлива на генерацию пара в паровом котле для мощности технического минимума: 16
.
111
B
тм
т/час.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Найдём коэффициенты, характеризующие н
аклон лине
й-
ной энергетической характеристики энергоблока для каждой области мощностей:
Для области от тм
N
до N
:
ч
кВт
кг
186
.
0
290
330
16
.
111
62
.
118
N
-
N
B
-
B
b
тм
тм
.
Для области от N
до N
:
ч
кВт
кг
209
.
0
330
390
62
.
118
17
.
131
N
-
N
B
-
B
b
.
Для области от N
до ном
N
:
ч
кВт
кг
235
.
0
390
500
17
.
131
157
N
-
N
B
-
B
b
ном
ном
Исходя из исходных значений расхода топлива и выраб
а-
тываемой мощности, можно построить энергетическую х
а-
рактеристику для энергоблока (см. пр
и
ложени
е №3). 4.
Построим график суточной нагрузки энергоблока ле
т-
него рабочего дня согласно (23), (24), (25), (26), (27) и (28):
-
на интервале от времени 0
t
1
до 2
t
2
график зад
а-
ётся следующей зависимостью:
2
330
0
-
t
40
2
1
F(t)
2
-
1
;
-
на интервале от времени 2
t
2
до 6
t
3
график зад
а-
ётся следующей зависимостью:
290
F(t)
3
-
2
;
-
на интервале времени от 6
t
3
до 10
t
4
график зад
а-
ётся следующе
й зависимостью:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
290
6
-
t
4
210
F(t)
2
2
4
-
3
;
-
на интервале времени от 10
t
4
до 18
t
5
график з
а-
даётся следующей зависимостью:
500
F(t)
5
-
4
;
-
на интервале времени от 18
t
5
до 22
t
6
график з
а-
даётся следующей зависимостью:
500
18
-
t
)
16
22
(
)
390
500
(
F(t)
2
2
6
-
5
;
-
на интервале времени от 22
t
6
до 24
t
7
график з
а-
даётся следующей зависимостью:
2
390
22
-
t
60
2
1
F(t)
7
-
6
.
Получившийся график суточной нагрузки эне
ргоблока приведён в приложении №4. 5.
Найдём потребляемые мощности каким
-
либо объектом на разных временных интервалах согласно графику н
а
грузки:
-
на интервале от времени 0
t
1
до 2
t
2
:
620
dt
2
330
0
-
t
40
2
1
dt
F(t)
S
2
0
t
t
2
-
1
1
2
1
МВт;
-
на интервале от времени 2
t
2
до 6
t
3
:
3
6
2
t
t
3
-
2
2
10
16
.
1
dt
290
dt
F(t)
S
3
2
МВт;
-
на интервале времени от 6
t
3
до 10
t
4
:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
3
10
6
2
3
2
t
t
4
-
3
3
10
44
.
1
dt
290
t
-
t
4
210
dt
F(t)
S
4
3
МВт;
-
на интервале времени от 10
t
4
до 18
t
5
:
3
18
10
t
t
5
-
4
4
10
4
dt
500
dt
F(t)
S
5
4
МВт;
-
на интервале времени от 18
t
5
до 22
t
6
:
6
5
t
t
6
-
5
5
dt
F(t)
S
3
22
18
2
2
10
85
.
1
dt
500
18
-
t
)
16
22
(
)
390
500
(
МВт;
-
на интервале времени от 22
t
6
до 24
t
7
:
720
dt
2
390
22
-
t
60
2
1
dt
F(t)
S
24
22
t
t
7
-
6
6
7
6
МВт.
Суммарная потребляемая мощность за стуки летнего р
а-
бочего дня:
3
3
10
44
.
1
10
16
.
1
620
S
3
3
3
10
97
.
9
720
10
85
.
1
10
4
МВт.
6.
Найдём средние значения коэффициентов для каждой области мощностей, характеризующие уде
льное потребление топлива энергоблоком.
6.1.
Значение удельного потребления топлива для каждой из заданных мощностей:
-
для мощности технического минимума:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
ч
кВт
кг
383
.
0
290
16
.
111
N
B
z
тм
тм
тм
;
-
для первой переходной мощности:
ч
кВт
кг
359
.
0
330
62
.
118
N
B
z
;
-
для второй
переходной мощности:
ч
кВт
кг
336
.
0
390
17
.
131
N
B
z
;
-
для номинальной мощности:
ч
кВт
кг
314
.
0
500
157
N
B
z
ном
ном
ном
.
6.2. Среднее значение удельного потребление топлива для каждой области мощностей:
-
для области от тм
N
до N
:
ч
кВт
кг
371
.
0
2
359
.
0
383
.
0
2
z
z
тм
1
z
;
-
для области от N
до N
:
ч
кВт
кг
348
.
0
2
336
.
0
359
.
0
2
z
z
2
z
;
-
для области от N
до ном
N
:
ч
кВт
кг
325
.
0
2
314
.
0
336
.
0
2
z
z
ном
3
z
.
См. Приложение №5.
7.
Показатели расхода топлива энергоблоком за сутки с
о-
гласно графику нагрузки.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
7.1.
На интервале времени от 0
t
1
до 2
t
2
:
-
суммарная выработка электроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 620
S
1
МВт;
-
среднечасо
вая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
310
2
620
t
t
S
S
1
2
1
ср
1
МВт
∙
ч;
-
энергоблок работает в интервале мощностей от тм
N
до N
, следовательно выбираем удельный расход топлива ч
кВт
кг
371
.
0
z
1
;
-
средний расход топлива в час:
01
.
115
371
.
0
310
z
S
B
1
ср
1
1
т;
-
суммарный расход топлива для заданного промежутка времени:
230
2
02
.
115
)
t
t
(
B
B
1
2
1
1
т;
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком, вследс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
5
.
35
2
310
057
.
0
t
t
S
z
z
B
1
2
ср
1
ном
1
1
т.
7.2.
На интервале времени от 2
t
2
до 6
t
3
:
-
суммарная выработка электроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 3
2
10
16
.
1
S
МВт;
-
среднечасовая выработка электроэнергии для з
аданного промежутка времени:
290
4
10
16
.
1
t
t
S
S
3
2
3
2
ср
2
МВт
∙
ч;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
энергоблок работает в интервале мощностей от тм
N
до N
, следовательно выбираем удельный расход топлива ч
кВт
кг
371
.
0
z
1
;
-
средний расход топлив
а в час:
59
.
107
371
.
0
290
z
S
B
1
ср
2
2
т;
-
суммарный расход топлива для заданного промежутка времени:
3
.
430
4
59
.
107
)
t
t
(
B
B
2
3
2
2
т;
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком, вследс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
5
.
66
4
290
057
.
0
t
t
S
z
z
B
2
3
ср
2
ном
1
2
т.
7.3.
На ин
тервале времени от 6
t
3
до 10
t
4
:
-
суммарная выработка электроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 3
3
10
44
.
1
S
МВт;
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
360
4
10
44
.
1
t
t
S
S
3
3
4
3
ср
3
МВт
∙
ч;
-
энергоблок работает в интервале мощностей от тм
N
до
ном
N
, следовательно выбираем удельный расход топл
и
ва ч
кВт
кг
348
.
0
z
2
;
-
средний расход топлива в час:
3
.
125
348
.
0
360
z
S
B
2
ср
3
3
т;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
суммарный расход топлива для заданного промежутка времени:
501
4
4
.
125
)
t
t
(
B
B
3
4
3
3
т;
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком, вследс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
8
.
48
4
360
034
.
0
t
t
S
z
z
B
3
4
ср
3
ном
2
3
т.
7.4.
На интервале времени от 10
t
4
до 18
t
5
:
-
суммарная выработка электроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 3
4
10
4
S
МВт;
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
500
8
10
4
t
t
S
S
3
4
5
4
ср
4
МВт
∙
ч;
-
энерго
блок работает при максимальной нагрузке –
т.е. при ном
N
, следовательно выбираем удельный расход то
п
лива ч
кВт
кг
314
.
0
z
ном
;
-
средний расход топлива в час:
157
314
.
0
500
z
S
B
ном
ср
4
4
т;
-
суммарный расход топлива для заданного промеж
утка времени:
1256
8
157
)
t
t
(
B
B
4
5
4
4
т;
-
перерасхода топлива равняется нулю, так как энерг
о-
блок работает при номинальном режиме:
0
B
4
т.
7.5.
На интервале от 18
t
5
до 22
t
6
:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
суммарная выработка эл
ектроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 3
5
10
853
.
1
S
МВт;
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
3
.
463
4
10
853
.
1
t
t
S
S
3
5
6
5
ср
5
МВт
∙
ч;
-
энергоблок работает в интервале мощностей от N
до
ном
N
, следовательно выбираем удельный расход топл
и
ва ч
кВт
кг
325
.
0
z
3
;
-
средний расход топлива в час:
6
.
150
325
.
0
3
.
463
z
S
B
3
ср
5
5
т;
-
суммарный расход топлива для заданного промежутка времени:
4
.
602
4
6
.
150
)
t
t
(
B
B
5
6
5
5
т;
-
су
ммарный перерасход топлива энергоблоком, вследс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
1
.
20
4
3
.
463
011
.
0
t
t
S
z
z
B
5
6
ср
5
ном
3
5
т.
7.6.
На интервале от 22
t
6
до 24
t
7
:
-
суммарная выработка электроэнергии энергоблоком с
о-
гласно графику нагрузки 720
S
6
МВт;
-
среднечасовая выработка электроэнергии для заданного промежутка времени:
360
2
720
t
t
S
S
6
7
6
ср
6
МВт
∙
ч;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
энергоблок работает в интервале мощностей от N
до
ном
N
, следовательно
выбираем удельный расход топл
и
ва ч
кВт
кг
348
.
0
z
2
;
-
средний расход топлива в час:
3
.
125
348
.
0
360
z
S
B
2
ср
6
6
т;
-
суммарный расход топлива для заданного промежутка времени:
6
.
250
2
3
.
125
)
t
t
(
B
B
6
7
6
6
т;
-
суммарный перерасход топлива энергоблоком, вс
ледс
т-
вие его работы в не номинальном режиме:
4
.
24
2
360
034
.
0
t
t
S
z
z
B
6
7
ср
6
ном
2
6
т.
7.7.
Суммарная выработанная мощность энергоблока с
о-
гласно графику нагрузки:
3
6
5
4
3
2
1
10
79
.
9
S
S
S
S
S
S
S
МВт.
7.8.
Суммарное количество топлива израсходованного энергоблоком за сутки:
3
6
5
4
3
2
1
10
2
.
3
B
B
B
B
B
B
B
т.
7.9.
Суммарный перерасход топлива энергоблоком:
196
B
B
B
B
B
B
B
6
5
4
3
2
1
т.
8.
Суммарное время работы энергоблока в году.
Количество часов в году: 8760
год
ч.
Доля аварийного ремонта 0275
.
0
ав
.
Доля тек
ущего ремонта 0365
.
0
тр
.
Доля капитального ремонта 077
.
0
кап
.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Рабочее время энергоблока:
)
1
(
кап
тр
ав
год
раб
7525
)
077
.
0
0365
.
0
0275
.
0
1
(
8760
ч.
Количество суток работы энергоблока:
313
24
n
раб
сут
суток.
9.
Годовая эффект
ивность работы энергоблока.
9.1.
Годовые показатели энергоблока согласно графику нагрузки:
-
всего выработанной электроэнергии:
6
3
сут
10
3
313
10
79
.
9
n
S
N
МВт;
-
всего израсходованного топлива:
6
3
сут
10
02
.
1
313
10
27
.
3
n
B
B
т;
-
годовой перерасход топлива:
4
сут
10
13
.
6
313
196
n
B
B
т.
9
.2. Годовые показатели энергоблока в номинальном р
е-
жиме работы в течение года без ремонтов и технического о
б-
служ
и
вания:
-
выработанная электроэнергия:
6
год
ном
max
10
38
.
4
8760
500
N
N
МВт;
-
расход топлива:
6
6
max
ном
max
10
375
.
1
10
38
.
4
314
.
0
N
z
B
т.
9.3.
Годовая эффективность работы энергоблока:
-
показатель использования максимальной мощности энергоблока:
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
9
.
69
100
N
N
max
%.
-
показатель перерасхода топлива энергоблоком с соо
т-
ветствии с графиком нагрузки:
99
.
5
100
B
B
%.
Таким образом,
в соответствии с приведённым графиком нагрузки, ремонтными работами, снижении эффективности работы энергоблока из
-
за его работы в не номинальном р
е-
жиме, его эффективность его работы составила 69,9 % от н
о-
минальной, а перерасход топлива 5.99 %.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Приложение №1
.
Энергетическая характеристика паротурбинной установки.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Приложение №2.
Энергетическая характеристика парового котла.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Приложение №3.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Энергетическая характеристика энергоблока.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Приложение №4.
График суточной
нагрузки энергоблока для рабочего дня.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Приложение №5.
Значения удельного потребления топлива на участках.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
ГЛАВА XIV
Список вопросов к защите Курсовой Работы
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Глава №1. «О физических величинах»
-
единицы измерения электрической мощности;
-
со
отношение между Вт
, кВт
, МВт
и ГВт
;
-
единицы измерения тепловой энергии;
-
соотношение между калорией
и Джоулем
;
-
соотношение между кал
, ккал
, Мкал и Гкал
.
Глава №2. «Типы тепловых электростанций»
-
типы классификации электростанций;
-
классификация по
виду используемого топлива;
-
классификация по типу теплосиловых установок, и
с-
пользуемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в мех
а
ническую энергию вращения роторов турбоагрегатов;
-
классификация по уровню начальных параметров пара;
-
классификаци
я по наличию промежуточного перегрева;
-
классификация по технологической схеме паропроводов ТЭС.
Глава №3. «Общее представление о ТЭС»
-
определение и принцип работы ТЭС;
-
технология производства электроэнергии на ТЭС;
-
тепловой баланс ТЭС;
-
понятие у
дельного расхода условного топлива;
-
виды сырья для ТЭС;
-
понятие энергетического котла; принцип действия эне
р-
гетического котла;
-
понятие турбоагрегата; из чего состоит турбоагрегат;
-
паровая турбина; принцип действия; составляющие п
а-
ровой турбины; ЦНД
, ЦСД, ЦВД;
-
электрогенератор, возбудить –
общие понятия;
-
понятие градирни;
-
понятие тепловой схемы;
Глава №4. «Раздельная и комбинированная вырабо
т-
ка электроэнергии и тепла. ТЭЦ»
-
раздельная выработка электроэнергии и тепла;
-
комбинированная вырабо
тка электроэнергии и тепла;
-
понятие теплофикации;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
понятие теплофикационной турбины;
-
понятие пикового водогрейного котла;
-
понятие ТЭЦ;
-
технология производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ.
Глава №5. «Параметры и схемы промежуточного п
е-
регрева па
ра»
-
понятие промежуточного перегрева пара;
-
промежуточный перегрев пара как средство повышения эффективности ТЭС (ТЭЦ).
Глава №6. «Регенеративный подогрев питательной воды»
-
понятие регенеративного подогрева питательной воды;
-
регенеративный подогрев
питательной воды, как средс
т-
во повышения эффективности ТЭС (ТЭС).
Глава №7. «Устройство современных ГТУ»
-
понятие ГТУ;
-
ГТУ простого и сложного циклов;
-
технология производства электроэнергии на ГТУ;
-
составные части ГТУ –
компрессор, камера сгорания
, г
а-
зовая турбины; -
назначение составных частей ГТУ;
-
виды сжигаемых топлив на ГТУ;
-
влияние параметров наружного воздуха на работу ГТУ;
-
температура окружающего воздуха –
снижение к.п.д. ГТУ; стабилизация температуры окружающего воздуха; м
е-
тоды стаби
лизации;
-
преимущества и недоставки ГТУ.
Глава №8. «Парогазовые установки электростанций»
-
понятие парогазовой установки;
-
основное отличие ПГУ от ГТУ;
-
ПГУ ТЭС;
-
понятие котла
-
утилизатора;
-
классификация ПГУ;
-
ПГУ утилизационного типа;
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
-
ПГУ со сб
росом выходных газов ГТУ в энергетический котёл
;
-
ПГУ с «
вытеснением» регенерации;
-
Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором
;
-
преимущества и недостатки ПГУ.
Глава №9. «Устройство и функционирование АЭС»
-
понятие АЭС;
-
понятие ядерного топлива;
-
п
онятие ядерного реактора;
-
т
ехнологические схемы производства электроэнергии на АЭС.
-
п
реимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС.
Вопросы к Курсовой работе
-
понятие характеристики ПТУ;
-
понятие характеристик энергетического котла;
-
понятие хара
ктеристик энергоблока;
-
понятие переходной мощности;
-
понятие номинальной мощности;
-
понятие мощности технического минимума;
-
удельный расход пара, топлива;
-
график нагрузки;
-
годовые показатели работы энергоблока.
Автор/Составитель: Денисов
-
Винский Н.Д.
E
-
mail: denisov.vinskiy@yandex.ru
Список использован
ной литературы
Аванесов В. М. «Источники
электрической энергии
». –
М.: ВА РВСН, 2000 г.
Быстрицкий Г.Ф.
«Основы энергетики». –
М.: ИНФА
-
М, 2006.
Денисов
-
Винский Н.Д.
«
Mathcad
при решение задач по курсу Математика. I
курс.» –
М.: МИЭЭ, 2007.
Денисов
-
Вински
й Н.Д., Ерохин С.В.
«Математика. I
курс. I
семестр.» –
М.: МИЭЭ, 2006.
Денисов
-
Винский Н.Д., Ерохин С.В.
«Математика. I
курс. II
семестр.» –
М.: МИЭЭ, 2007.
Денисов
-
Винский Н.Д., Ерохин С.В.
«Математика. II
курс.» –
М.: МИЭЭ, 2007.
Справочник.
Промышленная
теплоэнергетика и тепл
о-
техника. / под ред. Клименко А.В., Зорин В.М, и др. М.: И
з
д
а-
тельский дом МЭИ, 2004.
Справочник.
Тепловые и атомные электростанции. / под ред. Клименко А.В., Зорин В.М, и др. М.: Издательский дом МЭИ, 2004.
Трухний А.Д., Макаров А.А.
, Клименко В.В.
«Совр
е-
менная теплоэнергетика». –
М.: Издательский дом МЭИ, 2002.
Цанёв С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н.
«Газотурбинные и паротурбинные установки тепловых электростанций». –
М.: Издательский дом МЭИ, 2006.
TASCHENLEXIKON. ENERGIE.
Prof. Dr.
-
In
g. Gerhard Ackermann. VEB Bibliographisches Institut Leipzig. 1983.
Автор
denisov.vinskiy
Документ
Категория
Техническая литература
Просмотров
1 810
Размер файла
12 362 Кб
Теги
Денисов-Винский, Курсовой проект, Общая энергетика, Методические указания
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа