Виды балансовых уравнений тэц назовите

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

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.

,

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.

Энергетический баланс ТЭС и АЭС

Эффективность теплофикации оценивается прежде всего величиной экономии топлива при комбинированной ТЭЦ и АЭС по сравнению с раздельной (КЭС и РК) схеме производства электрической и тепловой энергии. Вместе с тем капиталовложения в комбинированную систему, вызванные удорожанием ТЭЦ (по сравнению с КЭС) и строительством магистральных тепловых сетей, всегда выше капиталовложений при раздельной схеме. Теплофикация эффективна в том случае, если величина указанной экономии топлива окупает вызванный перерасход капиталовложений.

Экономия топлива от теплофикации в энергосистеме оценивается по разности расходов топлива в ней при комбинированной выработке энергии на ТЭЦ и при раздельной выработке такого же количества электроэнергии на КЭС и теплоты в районной (заводской) котельной. При этом в реальных схемах теплоэнергоснабжения следует учитывать различие в КПД котлов и турбин ТЭЦ, КЭС и РК, изменение потерь в тепловых и электрических сетях вследствие изменения дальности транспорта энергии и ее расходов на собственные нужды источников. Обеспечение потребителей заданным количеством и качеством всех видов отпускаемой им энергии при всех режимах их работы вызывает необходимость создания в энергосистемах кроме ТЭЦ еще дополнительных тепловых и электрических установок.

Экономия топлива от комбинированной выработки энергии на ТЭЦ условно разделяется на две части: , где — экономия топлива, отнесенная на производство электрической энергии; —то же на выработку теплоты. В свою очередь, каждая из них определяется через разность фактических удельных расходов топлива при раздельной выработке и условно-расчетных удельных расходов на ТЭЦ при комбинированной выработке:

(3.1)

Здесь —выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному режимам; —общий отпуск теплоты от ТЭЦ; — фактические удельные расходы топлива на выраоотку электроэнергии по конденсационному режиму на ТЭЦ и на замещаемой КЭС; —условно-расчетный удельный расход топлива на выработку электроэнергии на базе отпуска теплоты; — удельные расходы топлива по производству тепловой энергии на районной котельной и на ТЭЦ. При этом условно считается, что величина в_тэц не зависит от температуры и давления отдаваемого в сеть пара или горячей воды.

Вся неопределенность уравнений заключается в практической невозможности точного определения удельных показателей b_э.т, b_э.к- По методике МЭС их определяют путем отнесения всей экономии топлива от комбинирования производства электроэнергии и теплоты только на счет электроэнергии. Главной составляющей экономии топлива в энергосистеме здесь является произведение , определяемое как результат выработки электроэнергии без отвода теплоты холодному источнику.

По принятому методу определяется по разности энтальпий острого и отборного пара и оказывается примерно в два раза ниже удельного расхода топлива на замещаемых КЭС — . Например, для противодавленческих турбин ТЭЦ типа Р-50-130/13 принимают =1604-170 г/(кВт-ч), в то время как для крупных современных блоков КЭС типа К-800-240 значение = 320-350 г/(кВт-ч).

Значение теплофикационной выработки электроэнергии обычно представляют через произведение отпущенной теплоты на показатель у, называемый удельной выработкой электроэнергии на базе отпущенной теплоты, т. е. , откуда

(3.2)

где —полезная работа цикла; —отданная теплота в сети, приходящаяся на 1 кг острого пара.

Этот показатель зависит от термодинамического совершенства теплофикационного цикла, и чем он выше при заданном , тем больше и тем больше экономия топлива от теплофикации. Второе слагаемое учитывает перерасход топлива, связанный с производством в теплофикационных турбинах электроэнергии по неэкономичному конденсационному циклу (в ее конденсационном «хвосте»). Удельный расход топлива на этом режиме на ТЭЦ составляет = 420-=-450 г/(кВт-ч) и всегда выше, чем на замещаемых КЭС — . Причинами этого являются:

1) значительно более низкий КПД конденсационных турбин, где в зимнее время работает очень малое количество пара, поступающее туда только для вентиляции проточной части турбины, и в летнее время слишком большое его количество, работающее при худшем, чем на КЭС, вакууме;

2) параметры пара на ТЭЦ, как правило, более низкие, чем на замещаемых КЭС;

3) дополнительные потери работы пара в регулирующих органах и от меньшей единичной мощности теплофикационных турбин (особенно влияет сезонность отпуска теплоты от ТЭЦ).

В результате из уравнений следует два основных направления экономии топлива от теплофикации: 1) увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении; 2) сокращение производства на ТЭЦ электроэнергии по неэкономичному конденсационному циклу. Эти направления реализуются путем выбора оптимальных конечных и начальных параметров пара на ТЭЦ, режима тепловых нагрузок, типа турбин и режима их работы, мощности и типа пиковых источников энергии. Вместе с тем условность отнесения главной экономии топлива от теплофикации только на выработку электроэнергии не позволяет правильно определить, где и когда образуется экономия топлива от комбинирования выработки электроэнергии и теплоты.

Отсюда следует вывод: экономия топлива от комбинирования производства электрической энергии в наибольшей степени зависит от эксергетического потенциала отдаваемой в сеть теплоты и величины эксергетических потерь на ТЭЦ и в котельных.

Трудность оценки эффективности работы ТЭЦ по сравнению с КЭС заключается в наличии двух неравноценных видов вырабатываемой энергии: теплоты и работы. Их неравноценность заключается в том, что из теплоты сгоревшего топлива можно получить работы в 2,5— 3 раза меньше, чем величина химической энергии этого топлива, а теплоты для отпуска потребителям практически в том же количестве.

Вместе с тем существует два подхода в составлении показателей эффективности ТЭЦ и их циклов. Это так называемый балансовый метод, при котором не учитывается качественное различие разных видов энергии, и эксергетический метод.

Основными показателями эффективности ТЭЦ по балансовому методу ее оценки являются:

1) коэффициент использования теплоты топлива т]_к.и.т, равный отношению суммарного количества отпущенной энергии к израсходованной теплоте топлива:

(3.3)

2) электрический КПД ТЭЦ > равный отношению полученной электроэнергии к отнесенной на ее выработку теплоте топлива, при этом последняя считается как разность между всей теплотой сожженного на ТЭЦ топлива и отданной в тепловую сеть:

где — теплота, отнесенная на отпущенной в сеть теплоты.

Тепловые схемы ТЭС и АЭС

Схематическое изображение оборудования и связей между ним, представленное на рисунках в приложении достаточно наглядно. Но представление всех связей даже для схемы, показанной в приложении, вызывает немалые трудности. Поэтому, для изображения оборудования электростанции во всей его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют тепловые схемы — графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему.

Принципиальная тепловая схемаТЭС и АЭС объединяет технологические схемы установок, входящих в систему ТЭС и АЭС, рассмотренных в предыдущих главах. Она включает в себя только основные установки — реакторную, парогенераторную, паротурбинную, конденсационную и конденсатно-питательный тракт. На принципиальную схему наносят основные трубопроводы, соединяющие установки в единую технологическую систему. На линиях стрелками указывают направление потоков пара и конденсата.

Независимо от числа основных и вспомогательных агрегатов на принципиальной тепловой схеме однотипное оборудование изображается только один раз, но со всеми последовательно включенными элементами. Например, при установке на АЭС нескольких турбин на принципиальной схеме изображают только одну. Трубопроводы указывают только одной линией по направлению основного потока независимо от числа параллельных потоков, без поперечных связей между трубопроводами к Отдельным агрегатам, если таковые существуют, и без трубопроводов вспомогательного назначения, например дренажных с дренажными баками, системы технической воды и др. Многочисленную арматуру, входящую в состав трубопроводов или установленную на самих агрегатах, также не наносят. Исключение составляют только главная запорная задвижка циркуляционного контура ВВЭР и арматура, имеющая принципиальное значение, например регулировочные вентили 21(рис. 3.1).

Принципиальная тепловая схема является основой для теплового расчета АЭС, для решения различных задач, например выдачи турбо – строительному заводу технического задания на проектирование новой машины, выбора мощности и параметров основных агрегатов, установления тепловой экономичности АЭС в условиях иного в сравнении с заводским расчетом вакуума в конденсаторе и др. Составленная для каждого из этих вариантов принципиальная схема подлежит предварительному расчету, на основе которого можно будет уточнить основные характеристики оборудования: наиболее экономичное распределение регенеративного подогрева по ступеням, число ступеней подогрева, давление в деаэраторе и др. Из перечисленных выше задач следует, что в основном расчет тепловой схемы и различные ее варианты относятся практически только к турбинной установке.

Рис. 3.1 — Тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-440

На рис. 3.1 приведена принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-440. На этой АЭС устанавливаются две турбины К-220-44, но так как тепловая схема принципиальная, то на рис. 3.1 показана только одна турбина. Хотя турбина имеет два двухпоточных ЦНД, на — рисунке показан только один поток одного ЦНД. Между ЦСД и ЦНД установлен сепаратор и двухступенчатый промперегреватель. У каждой турбины их по два, но на рис. 3.1 показан один, так как схема принципиальная; вторая ступень перегревателя питается свежим паром.

Турбинная установка имеет пять отборов пара из ЦСД (включая от бор после ЦСД) и три отбора пара из ЦНД, т. е. всего восемь отборов. Пар первого отбора в качестве греющего направляется в ПВД-3, в него же поступает и конденсат греющего пара промперегревателя второй ступени. Пар второго отбора поступает в качестве греющего пара в первую ступень перегревателя и в ПВД-2. Пар третьего отбора питает ПВД-1 и коллектор пара собственных нужд. От коллектора пара собственных нужд пар поступает через регулятор для поддержания постоянного давления в деаэратор, а также на пароэжекторную машину, установленную в машинном зале, на выпарные аппараты спецводоочистки (СВО) и др. К коллектору пара собственных нужд имеется резервный подвод пара из паропроводов свежего пара через БРУ собственных нужд (БРУ-СН). В деаэратор каскадом сливаются также конденсаты греющих паров ПВД. Выпар деаэратора в качестве рабочей среды поступает в эжекторы — основной и уплотнений. Отборный пар из четвертой ступени используется как греющий пар для ПНД-5 и для второй ступени подогревателя сетевой воды. Турбина К-220-44 работает на нерадиоактивном паре, поэтому подогреватели сетевой воды без промежуточного контура. Однако для большей радиационной безопасности давление в тепловой сети принимается большим, чем для греющего пара. Поэтому при неплотностях в теплообменной поверхности возможен переток воды только из тепловой сети в греющий пар, но не наоборот.

Пар из пятого отбора используется в качестве греющей среды для ПНД-4, а пар шестого отбора для ПНД-3 и для первой ступени подогревателя сетевой воды; пары седьмого и восьмого отборов подаются соответственно в ПНД-2 и ПНД-1. Конденсат греющих паров подогревателей сетевой воды каскадно сливается из второй ступени в первую и из нее в корпус ПНД-2. Конденсат из ПНД-5 сливается в ПНД-4 и из него затем заканчивается дренажным насосом в тракт конденсата. Аналогично выполнена схема слива дренажа и для ПНД-3 и ПНД-2, однако для повышения тепловой экономичности на сливе из ПНД-3 установлен охладитель дренажа. Конденсат греющего пара ПНД-1 через охладитель дренажа сливается в конденсатор. В конденсатор поступают пар после ЦНД и обессоленная добавочная вода. Образовавшийся конденсат после конденсатора проходит через охладители рабочего пара эжекторов (основного и уплотнений) и поступает на конденсатоочистку. Через конденсатоочистку проходит 100% расхода турбинного конденсата, но не 100% расхода пара на турбину, так как конденсаты греющих паров (за исключением ПНД-1) поступают непосредственно в конденсатно-питательный тракт.

Конденсат рабочих паров эжекторов сливается в конденсатор: непосредственно для основного эжектора и через дренажный бак с последующей закачкой в конденсатор для эжектора уплотнений.

При внезапной остановке турбины имеется возможность сброса свежего пара непосредственно в конденсатор через соответствующую БРУ, т. е. через БРУ-К.

Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ

Порядок расчета. Особенности технологического процесса ТЭЦ определяют последовательность составления балансов:

• баланс тепловой энергии (на производство и горячую воду);

• баланс электрической нагрузки, в которой выделяется расчёт теплофикационной (вынужденной) мощности ( ) и конденсационной мощности ( ).

Основой составления баланса являются нормативные энергетические характеристики основного оборудования ТЭЦ и графики нагрузки в паре и горячей воде. В общем виде нормативная энергетическая характеристика турбоагрегатов ТЭЦ имеет следующий вид:

= + * + * + ,

=m* — ;

= + * + * + + ,

= * + * — ;

= + * + ,

= m* — ,

где — часовой расход тепла подведённого к турбине и — расход холостого хода, Гкал/ч; , — относительный прирост тепла для теплофикационного и конденсационного режимов, Гкал/МВт*ч; — потери электрической мощности с потоком холостого хода, МВт; m — удельная выработка электрической энергии, МВт*ч/Гкал; I и II — показатели для отборов пара и горячей воды, соответственно.

В качестве критерия экономичности режима производства тепловой энергии используется максимум удельной выработки max. Более экономичный агрегат загружается в первую очередь, до расчётного отбора; последующие, менее экономичные, догружаются, обеспечивая заданный суммарный отбор. Расчёт проводится независимо для производственного и теплофикационного отборов, как показано в таблице 4.2:

1 . Распределение тепловой нагрузки на производственные нужды между агрегатами типа «ПТ» и «Р», по критерию max в пределах нормативного расчётного отбора по пару.

2. Распределение тепловой нагрузки на теплофикацию между турбоагрегатами типа «Т», «ПТ», «Р». Расчёт выполняется для каждой ступени суточного ГН.

3. Проверка расходной и приходной частей баланса тепловой нагрузки ТЭЦ и турбоагрегатов выполняется для зимнего и летнего периодов года (с учетом заданного коэффициента летнего снижения нагрузки).

4. Для летнего периода с учетом существенного снижения тепловой нагрузки и планирования ремонтной компании, загружаются в первую очередь блоки с наибольшим расчетным отбором. Как правило, такое перераспределение нагрузки позволяет обеспечить заданные плановые нагрузки ТЭЦ в паре и горячей воде и наметить вывод в ремонт блока ТЭЦ.

Баланс тепловой энергии, Гкал/ч

№ п/п	Интервал времени	Тепловая нагрузка ТЭЦ	Нагрузка турбоагрегатов
ТА-1	ТА-2	ТА-3
По часам суток с учетом интервалов времени, Гкал/час
За сутки, Гкал
За месяц, Гкал

Составление баланса электрической нагрузки ТЭЦ:

1. Определение вынужденной теплофикационной мощности для каждого турбоагрегата (ТА) на основе расчётов предыдущего этапа и их нормативных энергетических характеристик .

2. Суммарная электрическая мощность теплофикационного режима:

3. Конденсационная вынужденная мощность, необходимая для пропуска пара в конденсатор (3-5 % от установленной мощности турбоагрегата) –

и .

4. Дополнительная конденсационная мощность ТА и ТЭЦ, которая может использоваться для обеспечения электрической нагрузки энергосистемы

= — — (ТЭЦ)

= — — (ТА)

5. Степень использования дополнительной конденсационной мощности ТЭЦ определяется рядом факторов:

· сравнительной экономичностью блоков КЭС и конденсационной части нагрузок ТЭЦ (так как в данной работе не строятся нормативные характеристики относительных приростов блоков КЭС и свободных конденсационных нагрузок ТА ТЭЦ, рекомендуется в первую очередь загружать блоки КЭС);

· возможностями энергосистемы в покрытии графиков нагрузки потребителей, резервирования, осуществления ремонтной компании и др., которые отражают избыточность её мощности или дефицитность.

Особенности построения характеристик расхода топлива блоков ТЭЦ для заданного диапазона конденсационных нагрузок. В данном курсовом проекте принята блочная схема ТЭЦ (котел-турбина), что значительно упрощает схему расчета. На основе нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов строятся характеристики расходов топлива в зависимости от диапазона изменения конденсационной мощности каждого из блоков. В таблице 4.3 показана последовательность расчётов.

Представление результатов (табл. 4.3).

1. Расчёт выполняется для диапазона регулирования нагрузки, который определяется зоной «экономической нагрузки» котла.

2. Расчёт выполняется для каждого блока ТЭЦ для зимних и летних суточных графиков с учетом результатов расчёта балансов тепловой и электрической нагрузки (конденсационной и теплофикационной) по ступеням графика для летних и зимних суток.

Последовательность расчетов расходов топлива для конденсационных нагрузок блоков ТЭЦ