Паротурбинных электростанций

На 1.3 приводятся рабочие процессы пара в гурбине для паротурбинных установок, схемы которых приведены на 1.1 и 1.2. В нашей стране паротурбинные установки конденсационного типа на органическом топливе работают по циклу безпромежуточного перегрева (см. 1.1) при начальных давлениях пара р0 до 8,ё МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину t0 до 535 °С; то циклу с промежуточным перегревом начальные давления принимаются 12,7 и 23,5 МПа, a t0 = 540 -5- 560 °С. В таких условиях при применяемых обычно значениях конечного давления рк - 0,0035 -г 0,0045 МШ влажность пара на

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением р <8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при р < 12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочнь ми. При более высоких давлениях (на КЭС при pQ > 12,7 МПа, а на ТЭЦ прир0 =23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

Паротурбинные установки мощностью до 200 МВт при давлениях перед турбиной до 17 МПа имеют обычно питательные насосы с приводом асинхронного двигателя с частотой вращения 3000 мин"1 . При более высоких давлениях, для того чтобы повысит, напор, развиваемый в каждой ступени насоса, частоту вращения увеличивают. При давлениях р0 > 20 МПа применяют насосы с частотой вращения 5000—

Современные КЭС состоят из отдельных крупных б* оков. В настоящее время находятся в эксплуатации в основном отечественные блоки мощностью 150 (160) и 200 (210 и 215) МВт, работающие на начальных параметрах 12,7 МПа, 540 С'С, и блоки мощностью 300, 500 и 800 МВт на параметрах 23,5 МПа, 540 °С. На параметрах 23,5 МПа, 540 °С введен в эксплуатацию также блок мощностью 1200 МВт. Паротурбинные установки на 12,7 МПа могут иметь как барабанные, так и прямоточные котельные установки; давление 23,5 МПа являете! сверхкритическим, и на этих параметрах могут применяться, конечю, лишь прямоточные котельные установки.

Обычно в покрытии годового графика нагрузки системы участвуют электростанции (паротурбинные установки) разной экономичности. Распределение суммарной нагрузки по отдельным электростанциям (агрегатам) в соответствии с общим графиком лолжно вестись так, чтобы обеспечить наиболее экономичную работу системы в целом. 268

Между тем в среднем Л^ ст для ТЭЦ ниже, чем для КЭС. Более низкими являются также мощности и производительность агрегатов основного оборудования ТЭЦ. Так, в период, когда на крупных отопительных ТЭЦ устанавливались паротурбинные установки мощностью 100 МВт, КЭС строились с блоками 300 МВт; в период освоения на ТЭЦ блоков мощностью 250 МВт на КЭС примен юись уже блоки 500 и 800 МВт, В связи с этим разница в значениях k и Я для КЭС и ТЭЦ оказьшается еще более заметной. Однако удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ значительно ниже. Для ТЭЦ с турбинами Т-100-130 (Т-110-130) при работе пс тепловому режиму с закрытой диафрагмой и двухступенчатым подогревом сетевой воды удельный расход теплоты на производство электроэнергии составляет 3800—4900 кДж/ (кВт • ч), а при трехступенчато vi подогреве сетевой воды (в режиме с включенным выделенным пучком в конденсаторе) — 3700 кДж/(кВт - ч). Эти значения почти в 2 раза ниже расходов теплоты на конденсационных установках с такими же начальными параметрами.

Паротурбинные установки могут работать также на солнечной и геотермальной энергии. Посылаемый на Землю пэток солнечной энергии примерно в 20 тыс. раз выше количества энергии, используемой за одно и то же время в мире. Однако плотность солнечного потока энергии ' мала, поэтому при использовании ее для производства электроэнергии последняя оказывается весьма дорогостоящей. Преобразование солнечной энергии в электрическую можно проводить двумя методами. По одному из них солнечная энергия сначала преобразуется в тепловую форму, а затем по обычному циклу паротурбинной установки - в электрическую; по другому методу солнечная энергия преобразуется в электрическую непосредственно в фотоэлектропреобразо-вателях (ФЭП). В Крыму в 1985 г. пущена опьпчая солнечная электростанция мощностью 5 МВт (СЭС-5), работающая по паротурбинному циклу. Расчеты показывают, что удельные приведенные затраты на производство электроэнергии на ней в 50—70 раз выше, чем на современной угольной ТЭС. Близкое значение стоимости вырабатываемой электроэнергии имеют также СЭС, построенные во Франции и США [71]. Электростанции, использующие для производства электроэнергии ФЭП, в будущем окажутся, вероятно, экономичнее СЭС, работающих по паротурбинному циклу, однако в настоящее время стоимость вырабатываемой ими электроэнергии еще выше. При производстве теплоты (для отопления, горячего водоснабжения и др.) разница в стоимости единицы теплоты, полученной при сжигании топлива и с помощью приемников потока солнечной энергии, не столь разительна, однако при этом приведенные затраты на 1 ГДж теплоты, полученной при нагреве воды солнечной энергией, примерно в 4 раза выше, чем при нагреве ее в отопительной котельной [71]. Поэтому в настоящее время СЭС могут применяться лишь как небольшие автономные установки, расположенные в тех местах, куда трудно доставить органическое топливо. Несмотря на то что такие электростанции являются экологически чистыми и используют возобновляемый источник энергии, полагать, что ими можно заменить современные крупные блоки КЭС и АЭС, нет никаких оснований.

35. Паротурбинные установки атомных электростанций/ Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.

28. Кириллов И. И., Иванов В. А., Кириллов А. И, Паровые турбины и паротурбинные установки. — Л.: Машиностроение, 1978.

Бинарная ртутно-водяная .установка была построена в 1949 г. энергоснабжающей компанией штата Нью-Джерси (Public Service Electric and Gas Company). Общий термический КПД этой небольшой установки (с мощностью ртутной турбины 20 МВт и паровой — 30 МВт) был равен 37 %; в то время паротурбинные установки США имели средний КПД около 23%. Эта установка больше не эксплуатируется. С тех пор паротурбинные установки значительно усовершенствовались, средний КПД новых типов такого оборудования возрос до 42%. Примерно в такой же степени можно было бы увеличить КПД современных систем, применив соответствующий надстроечный (высокотемпературный) цикл.

Еще в 1954 году с одного английского боевого корабля сняли паротурбинные установки — их было две по 4000 лошадиных сил каждая —и установили вместо них две газовые турбины мощностью до 5400 лошадиных сил. Таким образом, общая мощность корабля выросла на 35 процентов. Но это было не единственным выигрышем.

Схема присоединения к сети энергосистемы ГТЭС выбирается с учетом малой продолжительности использования установленной мощности станции, частых пусков и остановов агрегатов и их размещения на территории действующих паротурбинных электростанций. Рекомендуется принимать минимально возможное количество линий для выдачи мощности ГТЭС ввиду малой продолжительности их использования, объединять турбогенераторы в укрупненные блоки (по два — четыре агрегата на один трансформатор), использовать существующие линии путем их «догрузки» при размещении ГТЭС на территории действующей электростанции и выбирать ГЭСЭ, не требующие операций с большим количеством выключателей.

Для нормальной деаэрации вместе с неконд шсирующимися газами необходимо отводить 1,5—2 кг пара на каждук тонну деаэрированной воды. На схемах, показанных на 6.14, паровоздушная смесь (вы-пар) отводится к охладителю выпара, где основная часть пара конденсируется, отдавая теплоту направляемой в деаэратор воде. На деаэраторах основного конденсата паротурбинных электростанций высокого давления этот поток направляется на эжектор!;ую установку турбины и уплотнение низших точек, поэтому охладител! выпара здесь не нужен (см. гл. 7).

Приведенные данные по тепловой экономичности конденсационных паротурбинных электростанций характеризуют значения величин при

Для конденсационных паротурбинных электростанций КПД не превышает 40—42%. Парогазовые электростанции имеют белее высокие КПД, однако и здесь tj т < 46 -=- 48%. Возможно ли дальнейшее повышение тепловой экономичности электростанций такого типа? На этот вопрос уже в настоящее время можно ответить положительно. Так, при сочетании магнитогидродинамического реактора с паротурбинной установкой КПД установки в целом можно повысить до 60%. Ма гнитогидродинами-ческий генератор освоен, установка такого типа мощностью 20 МВт создана в Институте высоких температур РАН. Институтом совместно с проектными организациями разработан также проект комбинированной магнитогидродинамической установки (МГДУ) с &агнитогидроди-намическим генератором мощностью 582 МВт и т/рбиной К-300-240, мощность которой в рассматриваемых условиях составит 312 МВт [46]. Однако удельная стоимость МГДУ значительно выше, чем обыч-

На современных мощных ТЭС устанавливают паровые турбины. Первая паровая турбина, предназначенная для вращения электрического трехфазного генератора, была установлена на Эльберфельдской электростанции в 1899 г. С тех пор началось развитие мощных паротурбинных электростанций.

На современных тепловых станциях устанавливают паровые турбины. Первая паровая турбина, предназначенная для вращения электрического трехфазного генератора, была установлена на Эльберфсльдской электростанции в 1899 г. С тех пор началось развитие мощных паротурбинных электростанций.

Паротурбинная электростанция ( 9.1) состоит из следующих основных частей: парового котла /, паровой турбины 2, электрогенератора 3 и распределительного устройства. Топка и паровой котел совмещены в одном узле. Топка представляет большую теплоизоляционную камеру, сделанную из огнеупорного кирпича. В ней размещаются трубы парового котла, который служит для получения большого количества пара за счет сгорания топлива. Топливом для паротурбинных электростанций является каменный уголь, торф, сланцы, нефть, мазут и природный газ. Топливо в топку подается в распыленном виде, что обеспечивает его полное сгорание и повышает КПД парового котла. В котле вода под действием тепла превращается в пар

В современных паротурбинных электростанциях применяется пар давлением 1,3- Ю7 Па при температуре 535—565 °С и 1,7-107 Па при 550—570 °С. Для мощных паротурбинных электростанций применяется пар с параметрами: р = 2,5-107 Па, Т= 580 °С. В паровой котел насосами 5 подается вода из деаэратора 6, где она предварительно очищается от газов и пополняется чистой водой.

Водоснабжение локомобильных электростанций обычно осуществляется от имеющихся систем водоснабжения. К питательной воде для локомобилей предъявляют менее строгие требования, чем к воде для паротурбинных электростанций. Расход питательной воды составляет около 0,65 т/ч на каждые 100 л. с. нормальной мощности стационарного локомобиля конденсационного типа и около 1 т/ч на 100 л. с. для теплофикационного локомобиля.

51. Хлебалин Ю. М. Теоретические основы паротурбинных электростанций.— Саратов: Изд-во СГУ, 1974.

8.11. Структура охладительных систем паротурбинных электростанций США: