4, 2, Паротурбінні електростанції

ізобара2–3 –процес конденсації пари, що відпрацювала, з відведенням теплотиq2 охолоджувальною водою;

адіабату3–4 –процес стиснення конденсату поживним насосом до початкового тиску в парогенераторі з витратою роботи, що підводиться ззовніlа н.

Відповідно до другого закону термодинаміки корисна робота за цикл дорівнює різниці підведеної та відведеної в циклі теплоти:

Термічний ККД циклу Ренкіна

Термодинамічні дослідження циклу Ренкіна показують, що його ефективність великою мірою залежить від початкових та кінцевих параметрів (тиску та температури) пари.

Дослідження показують, що t збільшується зі збільшенням початкових параметрів париp1 іt1 і зменшенням кінцевихр2 іt2.Кінцеві параметри пари пов'язані між собою, так як пара в цій галузі волога, тому їх зменшення призводить до зменшенняр2,тобто. тиску у конденсаторі.

Збільшенняt1 обмежується жароміцністю матеріалів, збільшенняр1–допустимим ступенем вологості пари в кінці розширення та міцністю матеріалу труб; підвищена вологість(х0,8) призводить до ерозії деталей турбіни.

В даний час на електростанціях в основному використовується пара з тискомр1 = 23,5 МПа (240 кгс/см 2 ) та температуроюt1=565 ° З. На дослідних установках застосовується парар1 = 29,4 МПа (300 кгс/см 2 ) іt1 = 600. 650 °С.

Зниження тиску в конденсаторі меншер2 = 3,5. 4,0 кПа (0,035. 0,040 кг/см 2 ), чому відповідає температура насиченняt2 = 26,2. 28,6 °С, обмежується насамперед температурою охолоджувальної водиtохл, що коливається в залежності від кліматичних умов від 0 до 30 °С. Прималої різниціt2-tохл, інтенсивність теплообміну падає, а розміри конденсатора зростають. Крім того, зі зниженнямр2 стає все більшим питомий об'єм пари, що теж веде до збільшення розміру конденсатора, а також і до збільшення останніх ступенів турбіни.

Мал. 4.3. Технологічна схема енергоблоку КЕС:

На рис. 4.3 показано спрощену технологічну схему енергоблоку КЕС. Енергоблок являє собою окрему електростанцію зі своїм основним і допоміжним обладнанням і центром управління - блоковим щитом. Зв'язків між сусідніми енергоблоками щодо технологічних ліній зазвичай не передбачається. Побудова КЕС за блочним принципом дає певні техніко-економічні переваги, які полягають у наступному:

полегшується застосування пари високих та надвисоких параметрів внаслідок більш простої системи паропроводів, що особливо важливо для освоєння агрегатів великої потужності;

спрощується та стає більш чіткою технологічна схема електростанції, внаслідок чого збільшується надійність роботи та полегшується експлуатація;

зменшується, а окремих випадках може взагалі бути відсутнім резервне тепломеханічне устаткування;

скорочується обсяг будівельних та монтажних робіт;

зменшуються капітальні витрати на спорудження електростанції;

забезпечується зручне розширення електростанції, причому нові енергоблоки за потреби можуть відрізнятися від попередніх за своїми параметрами.

Технологічна схема КЕС складається з кількох систем: паливоподачі, паливоприготування, основного пароводяного контуру разом з парогенератором та турбіною, циркуляційного водопостачання, водопідготовки, золоуловлювання та золовидалення та електричної частини.станції.

Механізми та установки, що забезпечують нормальне функціонування вищезгаданих систем, входять до так званої системи власних потреб станції (енергоблоку).

Найбільші енергетичні втрати на КЕС мають місце в основному пароводяному контурі, а саме в конденсаторі, де пар, що містить ще велику кількість теплоти, віддає її циркуляційній воді. Теплота з циркуляційною водою виноситься у водоймища, тобто. губиться. Ці втрати здебільшого визначають ККД електростанції, що становить навіть найсучасніших КЕС трохи більше 42 %.

Електроенергія, що виробляється електростанцією, видається на напругу 110. 220 кВ і лише частина її відбирається на власні потреби через трансформатор потреб, підключений до висновків генератора.

Найбільші КЕС нині мають потужність до 4 млн кВт; також споруджуються електростанції потужністю 4,0. 6,4 млн кВт з енергоблоками 500 та 800 МВт. Гранична потужність КЕС визначається умовами водопостачання та впливом викидів станції на довкілля.

Сучасні КЕС дуже активно впливають на довкілля: на атмосферу, гідросферу та літосферу. Вплив на атмосферу позначається у великому споживанні кисню повітря для горіння палива та у викиді значної кількості продуктів згоряння. Це насамперед газоподібні оксиди вуглецю, сірки, азоту, частина з яких має високу хімічну активність. Летюча зола, що пройшла через золоуловлювачі, забруднює повітря. Найменше забруднення атмосфери (для станцій однакової потужності) відзначається при спалюванні газу та найбільше – при спалюванні твердого палива з низькою теплотворною здатністю та високою зольністю. Необхідно врахувати великі викиди теплоти в атмосферу, а також електромагнітні поля, що створюютьсяелектричними установками високої та надвисокої напруги.

Конденсаційні електростанції забруднюють гідросферу великими масами теплої води, що скидається з конденсаторів турбін, а також промисловими стоками, хоча вони проходять ретельне очищення.

Для літосфери вплив КЕС позначається у тому, що з роботи станції видобуваються великі маси палива, відчужуються і забудовуються земельні угіддя, а й у тому, що потрібно багато місця для поховання великих мас золи і шлаків (при спалюванні твердого палива).

Вплив КЕС на довкілля надзвичайно великий. Наприклад, про масштаби теплового забруднення води та повітря можна судити з того, що близько 20 % теплоти, що виходить у котлі при згорянні всієї маси палива, губляться за межами станції. Враховуючи розміри виробництва електроенергії на КЕС, обсяги палива, що спалюється, можна припустити, що вони в змозі впливати на клімат великих районів країни. У той же час у сучасних умовах вирішується завдання утилізації частини теплових викидів шляхом опалення теплиць, створення ставкових рибних господарств, що підігріваються. Золу та шлаки використовують у виробництві будівельних матеріалів і т.д.

Регенеративний цикл.Для підвищення економічності роботи паротурбінних установок, крім підвищення параметрів пари, застосовують так званий регенеративний цикл, при якому поживна вода до її надходження в котельний агрегат піддається попередньому нагріванню парою, що відбирається з проміжних ступенів парової турбіни. На рис. 4.4,апредставлена схема паросилової установки з регенеративним підігрівом поживної води, де α1, α2 і α3 - частки відбирається пари з турбіни. Зображення процесу в координатахТ,s(рис. 4.4,б)має умовний характер, оскількикількість робочої пари (робочого тіла) змінюється по довжині проточної частини турбіни, а діаграма будується постійної кількості.

Мал. 4.4. Регенеративний підігрів живильної води в циклі Ренкіна:

а -схема установки:1- котел;2– пароперегрівач;3– парова турбіна з проміжними відборами пари;4- електрогенератор;5- конденсатор;6– насоси; 7 – регенеративні підігрівачі;б –зображення (умовне) процесу в координатахТ,s: 1. 7 –точки діаграми

Слід зазначити, що оскільки поживній воді передається теплота відібраної пари, включаючи теплоту пароутворення, а при отриманні роботи використовується лише частина теплоти пари, що не включає теплоту пароутворення, втрата роботи в результаті відборів буде значно менше, ніж збільшення ентальпії поживної води. Тому загалом ККД циклу зростає. Однак зростає і питома витрата пари, тому що відібрана частина пари не повністю бере участь у виконанні роботи і для отримання заданої потужності її витрата треба збільшувати. Щоправда, ця обставина полегшує конструкцію останніх щаблів турбін, дозволяючи зменшити довжину лопаток.

Збільшення ККД під час застосування регенерації становить 10. 15 %. При цьому економія теплоти в циклі зростає з підвищенням початкового тиску р 1 пари. Це пов'язано з тим, що з підвищеннямр1 збільшується температура кипіння води, отже, підвищується кількість теплоти, яку можна підвести до води при підігріву її парою, що відпрацювала, В даний час регенеративний підігрів застосовується на всіх великих електростанціях.

Цикл з проміжним (вторинним) перегрівом пари.При застосуванні пари високого тиску його вологість у турбіні вНаприкінці процесу розширення стає значною навіть за дуже високої початкової температури. Тим часом робота турбін на вологій парі неприпустима, тому що вона викликає збільшення втрат і зношування (ерозію) турбінних лопаток в результаті механічного впливу на них зважених у парі частинок вологи.

При використанні пари високого тиску, підвищення початкової температури до меж, допустимих з міркувань міцності металу пароперегрівача і парової турбіни, може виявитися недостатнім для забезпечення допустимої вологості пари в кінці його процесу розширення в турбіні. Тому пара на деякій стадії розширення доводиться відводити з турбіни і скидати повторного перегріву в спеціальному пароперегрівачі, після чого повторно перегріта пара знову вводиться в турбіну, де і закінчується процес його розширення. Внаслідок цього при остаточному розширенні пари до прийнятих на практиці тисків вологість його не перевищує допустимих значень.

Паротурбінні установки, в яких використовується такий метод, називаютьустановками з проміжним перегріванням пари.При правильному, виборі тиску відбору пари для його проміжного перегріву і температури проміжного перегріву не тільки запобігає надмірному зволоженню пари в кінці процесу розширення, але і досягається деяке збільшення термічного ККД установки.

Застосування одного проміжного перегріву пари призводить до підвищення термічного ККД установки на 2.3%.

Схема паросилової установки з проміжним перегріванням пари показано на рис. 4.5,а.Зображення процесу наТ–s-таi–s-діаграмах дано на рис. 4.5,б.

Теплофікаційний цикл ТЕЦ. У тих випадках, коли прилеглі до теплових електростанцій райони повинніспоживати великі кількості теплоти, доцільніше вдаватися до комбінованого вироблення теплоти та електроенергії. Установки, що служать для комбінованого вироблення тепла та електроенергії, називають теплоелектроцентралями, вони працюють за так званим теплофікаційним циклом.