Влияние параметров рабочего тела на кпд тэс

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 10Следующая ⇒

Принципиальная тепловая схема станции разрабатывается в соответствии с термодинамическими циклами энергетических установок и служит для выбора и оптимизации основных параметров и расходов рабочих тел устанавливаемого оборудования. Примером сложной технической системы, которой является современная тепловая электростанция, может служить хотя бы перечень основного оборудования только одного блока: генератор рабочего тела (паровой котел или ядерный реактор с парогенератором); паровая турбина; конденсационное устройство; система регенеративного подогрева питательной воды; система вторичного охлаждения; бойлерные установки, предназначенные для отпуска теплоты потребителям; система топливо приготовления; питательные, сетевые, циркуляционные и конденсатные насосы; дымососы; воздуходувные машины и пр. На одной ТЭС размещается, как правило, 4-6 таких блоков. На принципиальной тепловой схеме показываются только основные элементы, без дублирующих и резервных агрегатов. На рис. 1 приведена принципиальная тепловая схема паротурбинного энергетического блока на органическом топливе. 1 – котел; 2, 3 – цилиндры высокого и низкого давления турбины; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – регенеративный подогреватель низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – регенеративный подогреватель высокого давления. Пар с высокими параметрами (острый или свежий) поступает из котла в паровую турбину среднего и низкого давления. После ЦВД в схемах с промежуточным перегревом пара пар поступает в котел, где перегревается до номинальной температуры при давлении 40 атм, после чего постпает в ЦСД – это позволяет сработать дополнительный теплоперепад в турбине и повысить степень сухости пара в последних ступенях турбины. На одном валу располагается электрический генератор в котором механическая энергия вращения вала турбины преобразуется в электрическую энергию. Отработанный в турбине пар поступает в конденсатор в котором в трубках бежит охлаждающая цирк. вода подаваемая циркуляционными насосами, а в межтрубном пространстве пар. После конденсатора КН подается в систему регенерации турбины, где нагревается паром из отборов турбины. В систему регенерации турбины входят: ПНД, деаэратор, ПВД. Подогреватели могут быть поверхностного и смешивающего типа, отличие между которыми всмешивающих отсутствует разделение пар и воздух. Слив конденсата греющего пара может производиться либо каскадно – из подогревателя с более высоким давлением в подогреватель с более низким давлением, либо в линию конденсата при помощи дренажного насоса. Деаэратор – во-первых подогреватель смешивающего типа, во-вторых происходит удаление каррозионно-опасных газов, в-третьих бак аккумулятор деаэратора обеспечивающий запас питательной воды в аварийных случаях. Питательная вода подается через ПВД в котел питательным насосом. Основными термодинамическими циклами является цикл Карно и цикл Ренкина.

Классический цикл Карно: 4÷1 – испарение воды, образование пара, 1÷2 – адиабатное расширение пара в турбине, 2÷3 – частичная конденсация пара в конденсаторе, 3÷4 – адиабатное сжатие в компрессоре. Цикл Карно в чистом виде сейчас не применяется т.к. работа сжатия влажного пара во много раз превышает работу сжатия воды. Поэтому в действительно применяют цикл Ренкина:

1÷2 – адиабатное расширение пара на турбине, 2÷3 – полная конденсация пара, 3÷4 – сжатие конденсата в насосе, 4÷5 – нагрев воды в котле до температуры насыщения, 5÷1 – испарение воды в котле, образование пара.

Тепловые схемы ТЭС

Тепловые электростанции по типу тепловой схемы разделяются на блочные и не блочные (секционные, централизованные, секционно-централизованные). Все атомные электростанции блочные. При блочной схеме всё основное и вспомогательное оборудование различных паротурбинных установок в составе станции не имеет технологических связей между собой. Общими являются лишь вспомогательные линии, служащие для пусковых операций, подвода добавочной воды и других целей. При не блочной схеме (ТЭС с поперечными связями) пар от всех паровых котлов поступает в общий паропровод, а из неё распределяется по турбинам, таким образом можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым питательная вода подаётся в котлы, также имеют поперечные связи.

Технологические схемы ТЭС

Цепочка технологических процессов от доставки топлива на ТЭС до выдачи электроэнергии отображена на технологической схеме рис. 1.

Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство — вагоноопрокидыватель 1, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол до 170°; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер, по которому поступает в узел пересыпки 3; отсюда уголь подается транспортерами либо на угольный склад 4, либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6, в которые может также доставляться с угольного склада. Размол дробленого угля осуществляется в мельнице 7 с непосредственным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Предварительно подогретый в воздухоподогревателе 8 воздух, нагнетаемый дутьевым вентилятором 9, подается частично в мельницу (первичный воздух) и частично — непосредственно к горелкам (вторичный воздух). Дутьевой вентилятор засасывает воздух через воздухозаборный короб либо из верхней части котельного отделения (летом), либо извне главного корпуса (зимой). Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах 10, в которых он перед сливом разогревается паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому лотку 11 в приемный резервуар 12, из которого перекачивающими насосами 13 подается в основной резервуар 14. Насосом первого подъема 15 мазут прокачивается через подогреватели 16, обогреваемые паром, после которых насосом второго подъема 17 подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт 18 в котельную. На ТЭС, сжигающих твердое топливо в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла 19 топлива частично вытекает в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уносится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофильтре 20 и собирается в бункерах летучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления 21, из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос 22, транспортирующий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалением находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не смачивается и может использоваться для приготовления строительных материалов. Дымовые газы после золоуловителя дымососом 23 подаются в дымовую трубу 24. При работе котла под наддувом необходимость установки дымососов отпадает. Подогретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по паропроводу свежего пара 25 поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины 26а. После ЦВД пар по «холодному» паропроводу промежуточного перегрева 27 возвращается в котел и поступает в промежуточный пароперегреватель 28, в котором перегревается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По «горячей» линии промежуточного перегрева 27а пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД) 26б, затем — в цилиндр низкого давления (ЦНД) 26в и из него — в конденсатор турбины 29. Из конденсатосборника конденсатора конденсатные насосы I ступени 30 подают конденсат на фильтры установки очистки конденсата 31, после которой конденсатным насосом второй ступени 32 конденсат прокачивается через группу подогревателей низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор 34. В деаэраторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О3 и СО2, что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Деаэрированная питательная вода из аккумуляторного бака деаэратора, питаемого насосом 35, подается через группу подогревателей высокого давления (ПВД) 36 в экономайзер 37. Тем самым замыкается пароводяной тракт, включающий в себя пароводяные тракты котла и турбинной установки. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки 38. Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины. Охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционным насосом 40 и затем поступает в башенный охладитель (градирню) 41, где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются системы водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки. Электрический генератор 42, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор 43 идет на сборные шины 44 открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд 45 присоединены также шины собственного расхода 46. Таким образом, собственные нужды энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд — насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от генератора энергоблока. В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор с шин ОРУ. Описание технологической схемы ТЭС: топливное хозяйство и система подготовки топлива; котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования; турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование; установка водоподготовки и конденсатоочистки; система технического водоснабжения; система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе); электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Рассмотрим возможности повышения КПД электростанции за счет применения традиционных методов. Тепловые и атомные электростанции работают по циклу Ренкина. Термический КПД ηt цикла Ренкина существенно зависит от ряда факторов и в первую очередь от значения начальных параметров пара перед турбиной: давления p0 и температуры t0. Тепловая экономичность электростанции в значительной степени зависит от термического КПД, который определяется по формуле: где

На — адиабатическая работа, совершаемая 1 кг пара в идеальной турбине, кДж/кг; q0 — количество тепла, подведенного к 1 кг рабочего тела в «горячем источнике» (котле или ядерной паропроизводящей установке), кДж/кг; qк.а — количество тепла, отведенное от одного килограмма рабочего тела в «холодном источнике» (конденсаторе турбины), кДж/кг. На рис. 6.1 представлены рассчитанные по формуле (6.1) зависимости ηt от начальной температуры пара перед турбиной t0 для ряда постоянных значений начальных давлений p0. Кривая 1 построена в предположении, что на турбину подается сухой насыщенный пар. Эта кривая имеет максимум ηt при температуре приблизительно 350 °С. Для перегретого пара с увеличением начальной температуры ηt монотонно возрастает при любых значениях начального давления p0, МПа. Конкретные значения начальной температуры однозначно зависят от марки стали, применяемой для изготовления наиболее энергонапряженных элементов котла и турбины. Таким образом, для каждой конкретной марки стали выбор начальных параметров сводится к задаче отыскания оптимального значения p0 при условии t0 = const. Необходимо отметить, что с увеличением давления p0 (при t0 = const) возрастает конечная влажность пара на выходе из проточной части турбины ωк. Рост конечной влажности приводит к повышенному эрозионному износу лопаточного аппарата последних ступеней турбины. При заданном значении начальной температуры значение начального давления p0 выбирают таким, чтобы конечная влажность пара ωк не превышала предельного значения примерно 13 %. Значение предельной влажности выбрано из соображений срока службы лопаточного аппарата последних ступеней турбины не менее 10 лет. Необходимо заметить, что повышение начальных параметров пара приводит к увеличению металлоемкости оборудования и, как следствие, к снижению его маневренных характеристик.

Познавательные статьи:



Техника нижней прямой подачи мяча

Комплекс физических упражнений для развития мышц плечевого пояса

Стандарт Порядок надевания противочумного костюма

Общеразвивающие упражнения без предметов