Энергетический баланс ТЭС и их энергетические показатели

Тепловые электрические станции – это промышленные предприятия, которые вырабатывают и реализуют потребителям 2 основных вида продукции – электрическую энергию и тепловую энергию, – и для которых источником тепловой энергии служит органическое топливо.

ТЭС классифицируют по следующим признакам:

1) По основному виду отпускаемой продукции ТЭС делятся на:

ñ Конденсационные (КЭС, ГРЭС — государственная районная электростанция), которые не имеют регулируемого тепловыми двигателями (турбинами) отпуска тепловой энергии потребителям.

ñ Теплофикационные или когенерационные (ТЭЦ), которые имеют регулируемый тепловыми двигателями отпуск тепловой энергии потребителям и у которых доля отпускаемой тепловой энергии в общем объеме отпуска энергии потребителям не менее половины.

2) Далее станции делятся в зависимости от технологии производства электрической и тепловой энергии:

ñ Паротурбинная (ПТУ-ТЭС)

ñ Газотурбинная (ГТУ-ТЭС)

ñ Парогазовая (ПГУ-ТЭС)

ñ Газопоршневая (ТЭС-ДВС или ТЭС-ГПА)

3) По ведомственной принадлежности предприятия ТЭС подразделяются:

ТЭС энергетических компаний

ТЭС промышленных предприятий или фирм

Основной вид топлива для ТЭС (уголь, газ, мазут, сланцы, топливные вторичные энергетические ресурсы).

Тепловые электрические станции существенно влияют на окружающую среду — загрязняют атмосферу, изменяют тепловой режим источников водоснабжения.

Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:

1) Энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идет процесс горения — химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением 13—24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину;

2) Турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;

3) Конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень существенно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовавшейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;

4) Питательный насос для подачи питательной воды в котел и создания высокого давления перед турбиной.

Таким образом, в ПТУ рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электрическую энергию.

Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности.

Рассмотрим принципиальную технологическую схему паротурбинной ТЭС, работающей на газе (схема отпуска теплоты внешним потребителям не изображена).

Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспределительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких атмосфер и он подается к горелкам 2.

Собственно котел представляет собой П-образную конструкцию с газоходами прямоугольного сечения. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива газа. Для этого к горелкам специальным дутьевым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. Для повышения температуры воздуха используется рециркуляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилятором рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла подается в его топку — камеру, в которой происходит горение топлива. Стены топки облицованы экранами 19 — трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение получили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Пространство за топкой котла достаточно густо заполнено трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымовыми газами, постепенно остывающими при движении к дымовой трубе 26.

Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элементов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин — цилиндров.

К первому цилиндру — цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подводится прямо из котла, и поэтому он имеет высокие параметры. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа его деталей в последнем цилиндре. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) пар поступает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.

Таким образом, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 — теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни).

Внутри градирни на высоте 10—20 м устанавливают оросительное (разбрызгивающее) устройство. Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5—2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10 (см. рис.), и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в конденсатор 12. Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабжение, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группурегенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация — удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводимым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД).

Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД — это основной и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расширился в турбине от входа до трубопровода отбора, выработал определенную мощность, а поступив в регенеративный подогреватель, передал свое тепло конденсации питательной воде (а не охлаждающей!), повысив ее температуру и тем самым сэкономив расход топлива в котле. Температура питательной воды котла за ПВД, т.е. перед поступлением в котел, составляет в зависимости от начальных параметров 240—280 °С. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата.

Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную тепло­ту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 24 и в воздухоподогреватель25, в которых они охлаждаются до температуры 140—160 °С и направляются с помощью дымососа 27 к дымовой трубе 26. Дымовая труба создает разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, она рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях.

Если на ТЭС используется твердое топливо, то она снабжается топливоподачей и пылеприготовительной установкой. Прибывающий на ТЭС в специальных вагонах уголь разгружается, дробится до размера кусков 20—25 мм и ленточным транспортером подается в бункер, вмещающий запас угля на несколько часов работы. Из бункера уголь поступает в специальные мельницы, в которых он размалывается до пылевидного состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилятором подается воздух, нагретый в воздухоподогревателе. Горячий воздух смешивается с угольной пылью и через горелки котла подается в его топку в зону горения.

Пылеугольная ТЭС снабжается специальными электрофильтрами, в которых происходит улавливание сухой летучей золы. Зола, образующаяся при горении топлива и не унесенная потоком газов, удаляется из донной части топки и транспортируется на золоотвалы.

Далее принципиальная тепловая схема ТЭС. Обозначения на рисунке соответствуют предыдущему слайду.

Принципиальная тепловая схема ТЭС (ПТС)- графическое изображение (с помощью условных обозначений) отдельных элементов оборудования, осуществляющих технологический процесс и входящих в состав пароводяного тракта, и соединяющих его трубопроводов.

ПТС ТЭС изображается как одноагрегатная и однолинейная схема.

Главное существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя давление пара в них непосредственно в проточной части с помощью регулирующих диафрагм или клапанов).

На слайде изображена технологическая схема ТЭЦ, отличающаяся от КЭС только схемой подготовки сетевой воды. Остывшая в теплоприемниках тепловой сети обратная сетевая вода (магистраль II) поступает к сетевым насосам I подъема 47. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса СН-I сетевая вода последовательно проходит через трубную систему нижнего и верхнего сетевых подогревателей 48 и 49. Нагрев сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов паровой турбины. Отбор пара осуществляется при таких давлениях, чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была достаточной для нагрева сетевой воды (см. рис.)

Нагретая в НСП и ВСП сетевая вода поступает к сетевым насосам II подъема 49, которые подают ее впиковый водогрейный котел (ПВК) 44 и обеспечивают ее прокачку через всю или часть тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП подается газ, а от дутьевого вентилятора — воздух. Нагретая до требуемой температуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой воды III и из нее — тепловым потребителям.

Энергетический баланс ТЭС в единицах мощности записывается следующим образом, МВт

В этой формуле:

Q_c - теплота, выделившаяся при сгорании топлива;

N_э - электрическая мощность, вырабатываемая ТЭС (турбоустановкой);

ΔN_м + ΔN_г- сумма потерь механических (преимущественно в подшипниках турбоагрегата) и в генераторе (в обмотках ротора и статора и в стали статора);

Q_т - мощность тепловой нагрузки (суммарный отпуск теплоты с горячей водой и с паром);

ΔQ_т - потери при отпуске теплоты (этой величиной часто пренебрегают);

Q_к - потери теплоты в окружающую среду (для паротурбинной установки – потери в конденсаторе, отводимые с охлаждающей водой);

ΔQ_тр - потери при транспорте теплоты в основном цикле установки (для паротурбинной установки – потери от утечек пара, потери от непрерывной продувки и тепловые потери трубопроводов о других элементов оборудования);

ΔQ_ка - потери в котельном агрегате (с уходящими газами, от химического и механического недожога топлива и др.)

Справедливы также следующие частные балансовые энергетические соотношения:

,

где - расход теплоты на турбоустановку (тепловая мощность турбоустановки);

- внутренняя мощность турбоагрегата (механическая, передаваемая на вал);

- расход теплоты (тепловая мощность) котельного агрегата.

,

где - электрическая мощность, отпущенная с шин станции;

- электрическая мощность собственных нужд, включая привод питательных, конденсатных, сетевых и циркуляционных насосов, тягодутьевого оборудования, механизмов топливоприготовления и топливоподачи.

При отпуске от ТЭС потребителям как электрической, так и тепловой энергии (это наиболее распространенный вариант их работы) распределение расходов теплоты и топлива по двум энергетической продукции осуществляется по физическому (энергетическому), по нормативному или по эксергетическому методу.

В первом случае весь энергетический эффект от совместной (комбинированной) выработки относится на электрическую энергию, во втором – он делится между двумя видами продукции в определенной пропорции, в третьем – относится на отпускаемую тепловую энергию.

Рассмотрим показатели энергетической эффективности ТЭС при распределении расходов теплоты и топлива по физическому методу.

Расход теплоты на выработку электроэнергии равен

,

где - расход теплоты турбоустановки, относимый на отпускаемую тепловую энергию (в других методах именно этот показатель определяется по-иному).

Удельный расход теплоты (брутто) на выработку электроэнергии для турбин без турбопривода питательного насоса равен

.

Эксергия — часть энергии, равная максимальной полезной работе, которую может совершить термодинамическая система при переходе из данного состояния в состояние равновесия с окружающей средой.

КПД ТЭС по выработке электроэнергии - отношение количества электроэнергии, отпущенной с зажимов генератора, к той теплоте, которая затрачена на получение электроэнергии. Для ТЭЦ эта характеристика является чисто условной величиной.

Определяется как

,

где 0,97-0,985 – КПД транспорта теплоты;

- КПД турбоустановки по выработке электроэнергии;

- КПД котлоагрегата (брутто), принимается по справочным данным парогенератора при работе на указанном топливе (в среднем 0,88-0,94 при работе энергетических котлов на проектном топливе).

КПД ТЭС по отпуску теплоты равен

,

где 0,995 – КПД турбоустановки по отпуску тепловой энергии.

Коэффициент полезного использования теплоты топлива - доля теплоты, содержащейся в топливе, полезно используемой на выработку электроэнергии и тепла на электростанции. У КЭС коэффициент не превышает 40 %, а для TЭЦ он может достигать 85 %.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии (брутто) определяется как

, кг у.т./кВт·ч.

Удельный расход топлива (нетто) определяется с учетом доли расхода электроэнергии на собственные нужду и равен

, кг у.т./кВт·ч.

Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергииравен

, кг у.т./ГДж.