Национальная металлургическая академия украины ю. А. Гичёв тепловые электростанции часть I

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ,

МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ

Ю.А. ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Часть I

Днепропетровск НМетАУ 2011

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ,

МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ УКРАИНЫ

Ю.А. ГИЧЁВ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Часть I

Утверждено на заседании Ученого совета академии

в качестве конспекта лекций. Протокол № 15 от 27.12.2010

Днепропетровск НМетАУ 2011

УДК 621.311.22 (075.8)

Гичёв Ю.А. Тепловые электростанции: Часть І: Конспект лекций: Днепропетровск: НМетАУ, 2011. – 45 с.

Приведены общие сведения о тепловых электростанциях: классификация, технологическая схема и технико-экономические показатели.

Рассмотрены принципы построения тепловых схем ТЭС: выбор начальных и конечных параметров пара, промежуточный перегрев пара и системы регенеративного подогрева питательной воды. Приведены примеры построения тепловых схем ТЭС на базе основных типов турбин.

Предназначен для студентов специальности 8.090510 – теплоэнергетика.

Илл 23. Библиогр.: 4 наим.

Ответственный за выпуск М.В. Губинский, д-р техн. наук, проф.

Рецензенти: В.А. Габринец, д-р техн. наук, проф. (ДНУЖТ)

А.О. Ерёмин, канд. техн. наук, доц. (НМетАУ)

академия Украины, 2011

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………..4

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ………………...5

1.1 Определение и классификация электростанций………………………….5

1.2 Технологическая схема тепловой электростанции………………………8

1.3 Технико-экономические показатели ТЭС……………………………….11

1.3.1 Энергетические показатели…………………………………….11

1.3.2 Экономические показатели…………………………………….13

1.3.3 Эксплуатационные показатели………………………………...15

1.4 Требования, предъявляемые к ТЭС………………………………………16

1.5 Особенности промышленных тепловых электростанций………………16

2 ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭС……………………………………...17

2.1 Общие понятия о тепловых схемах………………………………………17

2.2 Начальные параметры пара……………………………………………….18

2.2.1 Начальное давление пара……………………………………….18

2.2.2 Начальная температура пара…………………………………...20

2.3 Промежуточный перегрев пара…………………………………………..22

2.3.1 Энергетическая эффективность промежуточного перегрева...24

2.3.2 Давление промежуточного перегрева…………………………26

2.3.3 Техническое осуществление промежуточного перегрева……27

2.4 Конечные параметры пара………………………….…………………….29

2.5 Регенеративный подогрев питательной воды…………………………...30

2.5.1 Энергетическая эффективность регенеративного подогрева..30

2.5.2 Техническое осуществление регенеративного подогрева…....34

2.5.3 Температура регенеративного подогрева питательной воды..37

2.6 Построение тепловых схем ТЭС на базе основных типов турбин……..39

2.6.1 Построение тепловой схемы на базе турбины «К»…………...39

2.6.2 Построение тепловой схемы на базе турбины «Т»….………..41

ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………………...44

ВВЕДЕНИЕ
Дисциплина «Тепловые электростанции» по ряду причин занимает особое значение в числе дисциплин, читаемых для специальности 8(7).05060101 - теплоэнергетика.

Во-первых, с теоретической точки зрения, дисциплина аккумулирует в себе знания, полученные студентами, практически по всем основным предшествующим дисциплинам: «Топливо и его сжигание», «Котельные установки», «Нагнетатели и тепловые двигатели», «Источники теплоснабжения промышленных предприятий», «Очистка газов» и прочие.

Во-вторых, с практической точки зрения, тепловые электрические станции (ТЭС) являются комплексным энергетическим предприятием, включающим все основные элементы энергетического хозяйства: систему подготовки топлива, котельный цех, турбинный цех, систему преобразования и отпуска тепловой энергии внешним потребителям, системы утилизации и нейтрализации вредных выбросов.

В-третьих, с промышленной точки зрения, ТЭС являются доминирующими электрогенерирующими предприятиями в отечественной и зарубежной энергетике. На долю тепловых электростанций приходится около 70% электрогенерирующих установленных мощностей в Украине, а с учетом атомных электростанций, где также реализуются паротурбинные технологии, установленная мощность составляет около 90%.

Данный конспект лекций разработан в соответствии с рабочей программой и учебным планом для специальности 8(7).05060101 - теплоэнергетика и в качестве основных тем включает: общие сведения о тепловых электростанциях, принципы построения тепловых схем электростанций, выбор оборудования и расчеты тепловых схем, компоновка оборудования и эксплуатация тепловых электростанций.

Дисциплина «Тепловые электростанции» способствует систематизации знаний полученных студентами, расширению их профессионального кругозора и может быть использована при выполнении курсовых работ по ряду других дисциплин, а также при подготовке дипломных работ специалистов и выпускных работ магистров.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

1.1 Определение и классификация электростанций
Электростанция – энергетическое предприятие, предназначенное для преобразования различных видов топливно-энергетических ресурсов в электроэнергию.

Основные варианты классификации электростанций:

В зависимости от вида преобразуемых топливно-энергетических ресурсов:

1) тепловые электростанции (ТЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования углеводородных топлив (уголь, природный газ, мазут, горючие ВЭР и прочие);

2) атомные электростанции (АЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования атомной энергии ядерного топлива;

3) гидроэлектростанции (ГЭС), в которых электроэнергию получают путем преобразования механической энергии потока природного источника воды, в первую очередь рек.

К этому варианту классификации можно также отнести электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии:

солнечные электростанции;
геотермальные электростанции;
ветроэлектростанции;
приливные электростанции и другие.

Для данной дисциплины представляют интерес более углубленная классификация тепловых электростанций, которые в зависимости от вида тепловых двигателей разделяются на:

1) паротурбинные электростанции (ПТУ);

2) газотурбинные электростанции (ГТУ);

3) парогазовые электростанции (ПГЭ);

4) электростанции на двигателях внутреннего сгорания (ДВС).

В числе этих электростанций доминирующие значения имеют паротурбинные электростанции, на долю которых приходится свыше 95% суммарной установленной мощности ТЭС.

В зависимости от вида энергоносителей, отпускаемых внешнему потребителю, паротурбинные электростанции разделяются на:

1) конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие внешнему потребителю исключительно электроэнергию;

2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешнему потребителю и тепловую, и электрическую энергию.

В зависимости от назначения и ведомственного подчинения электростанции разделяются на:

1) районные электростанции, которые предназначены для обеспечения электроэнергией всех потребителей района;

2) промышленные электростанции, которые входят в состав промышленных предприятий и предназначены для обеспечения электроэнергией в первую очередь потребителей предприятий.

В зависимости от продолжительности использования установленной мощности в течении года электростанции разделяются на:

1) базисные (Б): 6000÷7500 ч/год, т.е. свыше 70% продолжительности года;

2) полубазисные (П/Б): 4000÷6000 ч/год, 50÷70%;

3) полупиковые (П/П): 2000÷4000 ч/год, 20÷50%;

4) пиковые (П): до 2000 ч/год, до 20% продолжительности года.

Этот вариант классификации можно проиллюстрировать на примере графика продолжительности электрических нагрузок:

Рисунок 1.1 – График продолжительности электрических нагрузок

В зависимости от давления пара, поступающего в турбины паротурбинные ТЭС разделяются на:

1) низкого давления: до 4 МПа;

2) среднего давления: до 9 – 13 МПа;

3) высокого давления: до 25 – 30 МПа, в том числе:

● докритического давления: до 18 – 20 МПа

● критического и сверхкритического давления: свыше 22 МПа

В зависимости от мощности паротурбинные электростанции разделяются на:

1) электростанции малой мощности: общая установленная мощность до 100 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 25 МВт;

2) средней мощности: общая установленная мощность до 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов до 200 МВт;

3) большой мощности: общая установленная мощность свыше 1000 МВт при единичной мощности установленных турбогенераторов свыше 200 МВт.

В зависимости от способа присоединения парогенераторов к турбогенераторам тепловые электростанции разделяются на:
1. централизованные (неблочные) ТЭС, в которых пар от всех котлов поступает в один центральный паропровод, а затем распределяется по турбогенераторам (см. рис.1.2);

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 - центральный (главный) паропровод; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема централизованной (неблочной) ТЭС

2) блочные ТЭС, в которых каждый из установленных парогенераторов присоединен к вполне определенному турбогенератору (см. рис.1.3).

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – промежуточный пароперегреватель; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – электрогенератор; 6 – трансформатор.

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема блочной ТЭС

В отличии от неблочной блочная схема ТЭС требует меньше капитальных затрат, проще в эксплуатации и создает условия для полной автоматизации паротурбинной установки электростанции. В блочной схеме сокращается количество трубопроводов и производственных объемов станции для размещения оборудования. При использовании промежуточного перегрева пара применение блочных схем обязательно, т.к. в противном случае не представляется возможным контролировать поток пара, отпускаемого из турбины на перегрев.
1.2 Технологическая схема тепловой электростанции
Технологическая схема изображает основные части электростанции, их взаимосвязь и, соответственно, показывает последовательность технологических операций от момента доставки топлива на станцию до отпуска электроэнергии потребителю.

В качестве примера на рисунке 1.4 представлена технологическая схема пылеугольной паротурбинной электростанции. Такой тип ТЭС преобладает в числе действующих базисных тепловых электростанций в Украине и за рубежом.

В_с – расход топлива на станции; Д_п.г. – производительность парогенератора; Д_с.н. – условный расход пара на собственные нужды станции; Д_т – расход пара на турбину; Э_выр – количество выработанной электроэнергии; Э_сн - расход электроэнергии на собственные нужды станции; Э_отп – количество электроэнергии, отпущенной внешнему потребителю.

Рисунок 1.4 – Пример технологической схемы паротурбинной пылеугольной электростанции
Технологическую схему ТЭС принято разделять на три части, которые на рисунке 1.4 отмечены пунктирными линиями:

I… Топливно-газовоздушный тракт, который включает:

1 – топливное хозяйство (разгрузочное устройство, склад сырого угля, дробильные установки, бункеры дробленного угля, краны, транспортеры);

2 – систему пылеприготовления (угольные мельницы, мелечные вентиляторы, бункеры угольной пыли, питатели);

3 – дутьевой вентилятор для подачи воздуха на сжигание топлива;

4 – парогенератор;

5 – газоочистку;

6 – дымосос;

7 – дымовую трубу;

8 – багерный насос для транспортировки гидрозолошлаковой смеси;

9 – подачу гидрозолошлаковой смеси на утилизацию.

В целом, топливно-газовоздушный тракт включает: топливное хозяйство, систему пылеприготовления, тягодутьевые средства, газоходы котла и систему золошлакоудаления.

II… Пароводяной тракт, который включает:

10 – паровую турбину;

11 – конденсатор паровой турбины;

12 – циркуляционный насос оборотной системы водоснабжения для охлаждения конденсатора;

13 – охлаждающее устройство оборотной системы;

14 – подачу добавочной воды, компенсирующей потери воды в оборотной системе;

15 – подачу сырой воды для подготовки химочищенной воды, компенсирующей потери конденсата на станции;

16 – химводоочистку;

17 – насос химводоочистки, подающий добавочную химочищенную воду в поток конденсата отработавшего пара;

18 – конденсатный насос;

19 – регенеративный подогреватель питательной воды низкого давления;

20 – деаэратор;

21 – питательный насос;

22 – регенеративный подогреватель питательной воды высокого давления;

23 – дренажные насосы для отвода конденсата греющего пара из теплообменника;

24 – регенеративные отборы пара;

25 – промежуточный пароперегреватель.

В целом, пароводяной тракт включает: пароводяную часть котла, турбину, конденсатную установку, системы подготовки охлаждающей циркуляционной воды и добавочной химочищенной, систему регенеративного подогрева питательной воды и деаэрацию питательной воды.

III… Электрическая часть, которая включает:

26 – электрогенератор;

27 – повышающий трансформатор для электроэнергии, отпускаемой внешнему потребителю;

28 – шины открытого распределительного устройства электростанции;

29 – трансформатор для электроэнергии собственных нужд электростанции;

30 – шины распределительного устройства электроэнергии собственных нужд.

Таким образом, электрическая часть включает: электрогенератор, трансформаторы и шины распределительных устройств.
1.3 Технико-экономические показатели ТЭС
Технико-экономические показатели ТЭС разделяются на 3 группы: энергетические, экономические и эксплуатационные, которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации станции.
1.3.1 Энергетические показатели
Основные энергетические показатели ТЭС включают: к.п.д. электростанции (

), удельный расход теплоты (

), удельный расход топлива на выработку электроэнергии (

Эти показатели называют показателями тепловой экономичности станции.

По результатам фактической работы электростанции, к.п.д. определяется соотношениями:

; (1.1)

; (1.2)

При проектировании электростанции и для анализа ее работы, к.п.д. определяют произведениями, учитывающими к.п.д. отдельных элементов станции:

; (1.3)

, (1.4)

где η_кот, η_турб – к.п.д. котельного и турбинного цехов;

η_т.п. – к.п.д. теплового потока, который учитывает потери теплоты теплоносителями внутри станции вследствие передачи теплоты в окружающую среду через стенки трубопровода и утечек теплоносителя, η_т.п. = 0,98…0,99 (ср. 0,985);

e_сн – доля электроэнергии, затраченная на собственные нужды электростанции (электропривод в системе подготовки топлива, привод тягодутьевых средств котельного цеха, привод насосов и прочее), e_сн = Э_сн/Э_выр = 0,05…0,10 (ср. 0,075);

q_сн – доля расхода теплоты на собственные нужды (химводоочистка, деаэрация питательной воды, работа паровых эжекторов, обеспечивающих вакуум в конденсаторе, и прочее), q_сн = 0,01…0,02 (ср. 0,015).

К.п.д. котельного цеха можно представить как к.п.д. парогенератора: η_кот = η_п.г. = 0,88…0,96 (ср. 0,92)

К.п.д. турбинного цеха можно представить как абсолютный электрический к.п.д. турбогенератора:

η_турб= η_т.г. = η_t · η_oi · η_м, (1.5)

где η_t – термический к.п.д. цикла паротурбинной установки (отношение использованной теплоты к подведенной), η_t = 0,42…0,46 (ср. 0,44);

η_oi – внутренний относительный к.п.д. турбины (учитывает потери внутри турбины вследствие трения пара, перетоков, вентиляции), η_oi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);

η_м – электромеханический к.п.д., который учитывает потери при передаче механической энергии от турбины к генератору и потери в самом электрогенераторе, η_эн = 0,98…0,99 (ср. 0,985).

С учетом произведения (1.5) выражение (1.4) для к.п.д. электростанции нетто принимает вид:

η_с^нетто = η_пг·η_t· η_oi· η_м· η_тп·(1 – e_сн)·(1 – q_сн); (1.6)

и после подстановки средних значений составит:

η_с^нетто = 0,92·0,44·0,84·0,985·0,985·(1 – 0,075)·(1 – 0,015) = 0,3;

В целом, для электростанции к.п.д. нетто изменяется в пределах: η_с^нетто = 0,28…0,38.

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:

, (1.7)

где Q_топл – теплота, получаемая от сжигания топлива .

; (1.8)

На 1 кВт·ч с учетом единиц измерения удельный расход теплоты составит:

, [кДж/кВт·ч];

, [ккал/кВт·ч];

или с учетом (1.2)

; (1.9)

т.е. представляет собой величину обратную к.п.д. станции нетто.

Удельный расход топлива определяется соотношением:

, [кг/кВт·ч], [м³/кВт·ч],

а с учетом перерасчета на условное топливо

, (1.10)

где Q_у.т. = 29310 кДж/т = 7000 ккал/т – теплота сгорания условного топлива.

При η_с^нетто = 0,28…0,38 удельный расход топлива соответственно составит b_с = 0,392…0,439 кг у.т./кВт·ч
1.3.2 Экономические показатели
В качестве основных экономические показатели включают:

Капитальные затраты (К_тэс) – сумма затрат, связанных с сооружением новой или реконструкцией существующей электростанции.

Структура затрат:

строительная часть - (20…30%)К_тэс;
котельное оборудование - (30…40%)К_тэс;
турбинное оборудование - (25…35%)К_тэс;
электрооборудование - (7…9%)К_тэс;
прочие затраты - (3…5%)К_тэс.

Величина капитальных затрат (К_тэс) зависит от мощности электростанции, параметров пара, вида сжигаемого топлива, вида оборудования электростанции и особенностей расположения электростанции.

Удельные капитальные затраты – капитальные затраты, отнесенные к единице установленной мощности станции:

(1.11)

По удельным капитальным затратам (К_уд) можно оценить стоимость вновь проектируемой станции, используя аналоги:

(1.12)

Себестоимость электроэнергии – отношение ежегодных затрат, связанных с выработкой электроэнергии, к годовому производству электроэнергии, отпущенной потребителю:

. (1.13)

Ежегодные затраты, связанные с выработкой электроэнергии, разделяют на постоянные и переменные затраты .

(1.14)

К числу переменных затрат относятся затраты на топливо, воду и вспомогательные материалы. Эти затраты зависят от количества выработанной электроэнергии и поэтому являются переменными.

К числу постоянных затрат относятся: заработная плата и соответствующие отчисления, амортизационные отчисления, текущий ремонт, общестанционные расходы. Эти затраты практически не зависят от количества выработанной электроэнергии и поэтому являются постоянными.

Разделение затрат на постоянные и переменные позволяет сделать следующие выводы:

- для получения минимальной себестоимости электроэнергии необходимо полнее использовать установленную мощность электростанции;

- для пиковых электростанций целесообразно применять оборудование с минимальной стоимостью;

- применение дорогостоящего оборудования с высокой тепловой экономичностью целесообразно для базисных электростанций.

4. Приведенные затраты – сумма ежегодных затрат, связанных с выработкой электроэнергии, и части капитальных затрат, определяемой нормативным коэффициентом эффективности капиталовложений:

, (1.15)

где р_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год^-1.

Величина обратная р_н дает срок окупаемости капиталовложений, например, при р_н=0,12 год^-1 срок окупаемости составит:

Приведенные затраты используют для выбора наиболее экономичного варианта сооружения новой или реконструкции существующей электростанции.

следующая страница>