Перейти на главную страницу
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.
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)
© Национальная металлургическая
академия Украины, 2011
© Гичёв Ю.А., 2011
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
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.
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:
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.
2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешнему потребителю и тепловую, и электрическую энергию.
2) промышленные электростанции, которые входят в состав промышленных предприятий и предназначены для обеспечения электроэнергией в первую очередь потребителей предприятий.
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
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
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.
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).
Рисунок 1.3 - Принципиальная схема блочной ТЭС
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.
Вс – расход топлива на станции; Дп.г. – производительность парогенератора; Дс.н. – условный расход пара на собственные нужды станции; Дт – расход пара на турбину; Эвыр – количество выработанной электроэнергии; Эсн - расход электроэнергии на собственные нужды станции; Эотп – количество электроэнергии, отпущенной внешнему потребителю.
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:
где ηкот, ηтурб – к.п.д. котельного и турбинного цехов;
ηт.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, ηт.п. = 0,98…0,99 (ср. 0,985);
eсн – доля электроэнергии, затраченная на собственные нужды электростанции (электропривод в системе подготовки топлива, привод тягодутьевых средств котельного цеха, привод насосов и прочее), eсн = Эсн/Эвыр = 0,05…0,10 (ср. 0,075);
qсн – доля расхода теплоты на собственные нужды (химводоочистка, деаэрация питательной воды, работа паровых эжекторов, обеспечивающих вакуум в конденсаторе, и прочее), qсн = 0,01…0,02 (ср. 0,015).
К.п.д. котельного цеха можно представить как к.п.д. парогенератора: ηкот = ηп.г. = 0,88…0,96 (ср. 0,92)
К.п.д. турбинного цеха можно представить как абсолютный электрический к.п.д. турбогенератора:
ηтурб = ηт.г. = ηt · ηoi · ηм, (1.5)
где ηt – термический к.п.д. цикла паротурбинной установки (отношение использованной теплоты к подведенной), ηt = 0,42…0,46 (ср. 0,44);
ηoi – внутренний относительный к.п.д. турбины (учитывает потери внутри турбины вследствие трения пара, перетоков, вентиляции), ηoi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);
ηм – электромеханический к.п.д., который учитывает потери при передаче механической энергии от турбины к генератору и потери в самом электрогенераторе, ηэн = 0,98…0,99 (ср. 0,985).
С учетом произведения (1.5) выражение (1.4) для к.п.д. электростанции нетто принимает вид:
ηснетто = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – eсн)·(1 – qсн); (1.6)
и после подстановки средних значений составит:
ηснетто = 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: ηснетто = 0,28…0,38.
Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:
, (1.7)
где Qтопл – теплота, получаемая от сжигания топлива .
На 1 кВт·ч с учетом единиц измерения удельный расход теплоты составит:
или с учетом (1.2)
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
где Qу.т. = 29310 кДж/т = 7000 ккал/т – теплота сгорания условного топлива.
При ηснетто = 0,28…0,38 удельный расход топлива соответственно составит bс = 0,392…0,439 кг у.т./кВт·ч
1.3.2 Экономические показатели
В качестве основных экономические показатели включают:
По удельным капитальным затратам (Куд) можно оценить стоимость вновь проектируемой станции, используя аналоги:
Ежегодные затраты, связанные с выработкой электроэнергии, разделяют на постоянные и переменные затраты
.
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:
где рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год-1.
Величина обратная рн дает срок окупаемости капиталовложений, например, при рн=0,12 год-1 срок окупаемости составит:
Приведенные затраты используют для выбора наиболее экономичного варианта сооружения новой или реконструкции существующей электростанции.
Гичёв Ю. А. Тепловые электростанции: Часть І: Конспект лекций: Днепропетровск: нметАУ, 2011. – 45 с
25 09 2014
10 стр.
Шевченко Г. Л., Перерва В. Я., Форись С. Н., Адаменко Д. С. Котельные установки промышленных предприятий: Учебное пособие. – Днепропетровск: нметАУ, 2011. – 64 с
05 09 2014
6 стр.
Популизм в той или иной мере присущ практически каждому публичному политику. Зачастую именно он обеспечивает политический успех тому или иному претенденту на власть, создает как бы
29 09 2014
1 стр.
Б-63 Биоразнообразие и роль животных в экосистемах: Материалы V международной научной конференции. – Днепропетровск: Лира, 2009. – 388 с
14 12 2014
65 стр.
Б-63 Биоразнообразие и роль животных в экосистемах: Материалы IV международной научной конференции. – Днепропетровск: Изд-во дну, 2007. – 533 с
17 12 2014
70 стр.
Настоящий стандарт устанавливает термины и определения понятий электрической части электростанции и электрической сети
14 10 2014
1 стр.
«Украинская академия банковского дела Национального банка Украины», кандидат юридических наук
01 10 2014
1 стр.
14 12 2014
3 стр.