11.2. Промышленные тэц. КлассификациЯ. Тепловые схемы тэц

Комбинированная выработка электрической энергии и тепла для теплоснабжения на тепловых паротурбинных ТЭЦ основана на теплофикационном цикле, который в простейшем случае осуществляется следующим образом (рис. 11.1, а).

В парогенераторе 1 вследствие сжигания топлива вырабатывается пар высоких параметров, энергия которого при расширении в турбине 2 преобразуется сначала в механическую энергию на валу турбины, а затем в электрическую в генераторе 3. Отработавший в турбине пар направляется потребителям тепла 4, где конденсируясь отдает оставшееся тепло (скрытую теплоту парообразования). Образующийся конденсат подается насосом 5 в парогенератор и цикл повторяется.

На TS-диаграмме (рис. 11.1, б) процесс подогрева воды, получения пара и его перегрев в пароконденсаторе изображается линией 1-2-3-4, а количество подведенного тепла топлива определяется площадью 1-2-3-4-5-6-7-1. Процессы расширения пара в турбине изображаются линией 4-5, а передачи тепла потребителям - линией 5-1. Количество тепла топлива, преобразуемое в работу (электрическую энергию Э), равно площади

1-2-3-4-5-1, а отданное тепловым потребителям Q - площади 1-5-6-7-1.

а) б)

Рис. 11.1. Простейшая схема (а) и цикл (б) ТЭЦ

В теплофикационном цикле ТЭЦ не происходит потерь тепла, так как тепло обработавшего в турбине пара используется тепловыми потребителями и, следовательно, повышается КПД использования тепла топлива.

Современные паротурбинные ТЭЦ различают по следующим признакам:

1) по назначению (видам покрываемых нагрузок) - районные коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные (заводские);

2) по начальным параметрам пара перед турбиной - низкого (до 4 МПа), высокого (9-13 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления.

Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:

1) теплофикационные (тип Т), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия жилищно-коммунальных нагрузок;

2) промышленно-теплофикационные (тип ПТ), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;

3) противодавленческие (тип Р), не имеющие конденсатора; весь отработавший пар после турбины направляется потребителям тепла.

Турбины типа Т и ТП являются универсальными, так как за счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могут вырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов. Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом, поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, как правило, технологических нагрузок промышленных предприятий.

В настоящее время в эксплуатации находятся турбины с различной единичной мощностью: небольшой с N < 25 МВт - на низкие и средние параметры пара (2,9-6 МПа, 400⁰С); средней с N < 25¸50 МВт - на высокие (9 МПа, 535⁰С) и сверхвысокие (13 МПа, 565⁰С) параметры пара и большой с N ³ 100 МВт на сверхвысокие (13 МПа, 565⁰С) и закритические (24 МПа, 565⁰С) параметры пара. Турбины небольшой мощности эксплуатируются в основном на заводских ТЭЦ и число их с каждым годом непрерывно снижается. На современных районных ТЭЦ устанавливаются, как правило, турбины большой мощности. Доля ТЭЦ с турбинами мощностью N ³100 МВт составила к 1976 г. около 50 % суммарной установленной мощности теплофикационных турбин.

Следует отметить, что повышение начальных параметров пара перед турбиной, приводящие к росту термического КПД цикла h_t, возможно только при одновременном увеличении и единичной мощности турбин. Это связано с тем, что турбина может иметь высокий внутренний относительный КПД h_oi только при достаточной высоте лопаток, которая зависит от объемного пара через турбину:

V = Du , (11.1)

где D - массовый расход пара, u - удельный объем пара.

Чем выше начальные параметры, тем меньше удельный объем пара. Поэтому при малых мощностях турбин увеличение начальных параметров приводит к необходимости применения коротких лопаток, при которых величина h_oi турбин уменьшается более значительно по сравнению с ростом термического КПД цикла h_t. Следовательно, пар с высокими начальными параметрами целесообразно применять только при достаточно больших массовых расходах пара через турбину. Значение последних примерно составляют: D ³ 150 т/ч - при 13 МПа и 565⁰С и D ³ 350 т/ч - при 13 МПа и 565⁰С.

Для удовлетворения внешних тепловых потребителей турбины типа Т мощностью N ³50 МВт имеют два регулируемых теплофикационных отбора: нижний с давлением 0,03 (0,05)-0,2 МПа и верхний с давлением 0,06-0,25 МПа, в результате чего обеспечивается подогрев сетевой воды до 118-120⁰С. В турбинах типа ПТ имеются регулируемые отборы для теплоснабжения с давлением примерно 0,05-0,25 МПа и для промышленных целей на различные номинальные давления от 0,7 до 1,5 МПа. В турбинах типа Р номинальные значения противодавления лежат в пределах 1-3,1 МПа.

На рис. 11.2 показана принципиальная тепловая схема коммунальной ТЭЦ с турбинами Т-100-130.

Перегретый пар из парогенератора 1 с параметрами 13 МПа, 565⁰С поступает в турбину 2, где происходит расширение пара и последовательное преобразование его энергии сначала в кинетическую энергию на лопатках турбины, затем в механическую на валу и, наконец, в электрическую в генераторе 3.

Часть отработавшего в турбине пара с давлением 0,03-0,25 МПа идет через регулируемые теплофикационные отборы на подогрев сетевой воды для теплоснабжения. Остальная часть пара расширяется в части низкого давления турбины до давления 0,004-0,006 МПа и поступает в конденсатор 4, где отдает тепло охлаждающей воде и конденсируется. Образующийся конденсат подается с помощью конденсатных насосов 14 в деаэратор 21. В деаэратор поступает также подпиточная вода после химводоочистки 27 для восполнения утечек пара и конденсата из цикла станции и иногда конденсат после теплофикационных подогревателей.

В деаэраторе из питательной воды, поступающей в парогенератор с помощью питательных насосов 25, удаляются вызывающие коррозию газы (О₂, СО₂). Удаление газов из воды производят, как правило, в термических деаэраторах путем продувки их паром различных дав­лений (от давления атмосферного до давления 0,6—0,7 МПа).

Рис. 11.2. Принципиальная схема коммунальной ТЭЦ с турбиной Т-100-130:

1 - парогенератор; 2 - турбогенератор;

3 - электрогенератор; 4 - конденсатор;

5 - теплофикационный пучок в конденсаторе;

6 и 7 - подогреватели сетевой воды нижней и верхней ступени; 8 - сетевой насос; 9 - пиковый водогрейный котел; 10 - рециркуляционный насос; 11 - регулятор подпитки; 12 - охладитель конденсатора; 13 и 14 - конденсатные насосы;

15 и 16 - эжекторный и сальниковые подогреватели; 17-20 - регенеративные подогреватели низкого давления;

21-станционный деаэратор;

22-24- регенеративные подогреватели высокого давления; 25 - питательный насос;

26-конденсатный насос регенеративные подогревателей низкого давления; 27 - аппараты химводоочистки; 28 - насосы химводоочистки; 29 - испарительная установка; 30 - подпиточный насос станции; 31 - деаэтарор подпитки сетевой воды; 32 - подпитичный насос; ЧВД, ЧСД и ЧНД - части соответственно высокого и низкого давления турбогенератора

Для повышения КПД ТЭЦ в схеме предусматривается ступенча­тый регенеративный подогрев питательной воды, в результате которо­го происходит выработка части электрической энергии на внутреннем тепловом потреблении. Для этого у турбины имеется ряд нерегули­руемых отборов пара различного давления, используемых для подо­грева воды в последовательно расположенных (обычно поверхност­ных) подогревателях 17—20 и 22—24, а также в деаэраторе 21. По­догреватели 77—20, расположенные по ходу движения питательной воды до деаэратора, называют подогревателями низкого давления (ПНД), так как они работают при низком давлении, создаваемом конденсатным насосом 14. Подогреватели 22—24, расположенные после деаэратора, называют подогревателями высокого давления (ПВД), так как они работают при высоком давлении, создаваемом питательным насосом 25. Слив конденсата из подогревателей проис­ходит, как правило, в предыдущие подогреватели вследствие разности давлений между отборами пара (каскадный слив) и затем из ПВД в деаэратор, из нижнего ПНД конденсат подается насосом 26 в пита­тельную линию. В схеме регенеративного подогрева воды перед ПНД устанавливаются обычно эжекторный подогреватель 15 для охлажде­ния пара, выходящего из эжектора, который создает пониженное дав­ление (вакуум) в конденсаторе турбины (0,004—0,006 МПа), и саль­никовый подогреватель 16 для охлаждения выпаров из уплотнений турбин. Конденсат после этих подогревателей направляется в кон­денсатор.

Подготовка теплоносителя с требуемыми для подачи в тепловую сеть параметрами производится на ТЭЦ по схемам, включающим раз­личное теплофикационное оборудование и приборы для автоматиче­ского регулирования, контроля и учета тепла.

При отпуске с ТЭЦ горячей воды для систем теплоснабжения при­меняют схемы, обеспечивающие ступенчатый подогрев сетевой воды паром из различных отборов турбины, начиная с наиболее низкого по температурному потенциалу и переходя по мере нагрева воды к более высоким. В результате достигается увеличение выработки электро­энергии на тепловом потреблении и повышается энергетическая эф­фективность ТЭЦ.

Подогрев сетевой воды осуществляется обычно в четырех последо­вательно соединенных подогревателях: охладителе конденсата 12, двух основных пароводяных поверхностных теплообменниках 6 и 7, обогреваемых паром из нижнего и верхнего теплофикационных отбо­ров турбины с давлениями 0,03—0,2 и 0,06—0,25 МПа, и пикового водогрейного котла 9. Конденсат греющего пара верхнего отбора из основного подогревателя 7 сливается каскадно в подогреватель 6 и затем в охладитель конденсата 12. Из охладителя конденсат самоте­ком или с помощью насоса 13 отводится в смеситель на основной линии конденсата турбины, в станционный деаэратор или конденсатор.

Основные подогреватели покрывают базисную, а пиковые котлы - пиковую часть тепловой нагрузки. Охладители конденсата покрывают весьма небольшую часть базисной нагрузки, так как предназначаются только для понижения температуры конденсата до 90 - 95°С для обеспечения устойчивой работы конденсатного насоса. Кроме того, в конденсаторе турбины Т-100-130 имеется встроенный теплофикацион­ный пучок 5, в котором можно подогревать подпиточную воду до 30—35°С или обратную сетевую воду в зимнее время, когда в кон­денсатор идет только охлаждающий часть низкого давления турбины вентиляционный расход пара. При этом в конденсаторе устанавли­вается повышенное давление (вследствие уменьшения расхода и дав­ления пара перед отсасывающим эжектором).

Вода в тепловую сеть, как правило, подается двумя группами сегевых насосов 8 для создания большей располагаемой разности давлений в тепловой сети. Сетевые насосы первого подъема устанав­ливаются на обратной линии тепловой сети, перед подогревателями. Максимальное давление воды за ними определяется допустимым из условия прочности давлением для поверхностных теплообменников (~1 МПа), минимальное - из условия предотвращения вскипания подогретой воды перед насосами второго подъема. Сетевые насосы второго подъема устанавливаются после поверхностных теплообмен­ников, а максимальное давление за ними определяется допустимыми давлениями воды в пиковом водогрейном котле и трубопроводах тепловой сети (~2 МПа).

У каждого из подогревателей в схеме предусматриваются пере­мычки для перепуска воды, которые можно использовать для регули­рования температуры воды за ними. Кроме того, для пикового водо­грейного котла предусматривается рециркуляционная линия с насосом 10 для частичного перепуска горячей воды на вход котлов для нор­мальной их работы.

Подпитка воды в тепловую сеть производится химически очищен­ной деаэрированной водой, подаваемой подпиточным насосом 32 череп регулятор подпитки II на всасывание сетевого насоса 8. Деаэрация подпиточной воды производится в отдельном деаэраторе 31. В за­крытых системах теплоснабжения применяется обычно атмосферный деаэратор (давление 0,1 - 0,12 МПа), питаемый паром из нерегули­руемого отбора турбин (см. рис. 12.2), В открытых системах тепло­снабжения, где величина подпитки значительна, применяется вакуум­ный деаэратор (давление до 0,07 МПа), имеющий энергетические преимущества по сравнению с атмосферным деаэратором, так как в качестве греющей среды используется отработавший в турбине пар с более низким давлением или сетевая вода из подающей линии тепло­сети.

Характерными особенностями современных коммунальных ТЭЦ являются:

1) применение теплофикационных турбин на высокие начальные параметры пара (давление 13 и 24 МПа) и единичные мощности (100 и 250 МВт);

2) многоступенчатый регенеративный подогрев конденсата и под­питочной воды в цикле станции паром из нерегулируемых отборов турбин;

3) наличие многоступенчатого подогрева сетевой воды в основных подогревателях паром из нижнего и верхнего регулируемых теплофи­кационных отборов и в пиковых подогревателях, в качестве которых, как правило, применяются дешевые пиковые водогрейные котлы;

4) наличие конденсатора, позволяющего регулировать выработку электрической энергии при переменных тепловых нагрузках. При этом для охлаждения пара в конденсаторах используются теплофика­ционные пучки, в которых производится подогрев подпиточной воды или обратной сетевой воды.

Простейшая схема различных способов отпуска пара с ТЭЦ представлена на рис. 11.3. К ним относятся:

1) непосредственный отпуск пара из отборов или после турбины;

2) отпуск вторичного пара из испарительных установок;

3) отпуск пара непосредственно от парогенераторов через редукционно-охладитель­ные установки (РОУ);

4) отпуск пара с помощью компрессоров.

Самым экономичным является первый способ, при котором 'происходит наибольшая выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении на ТЭЦ.

Рис. 11.3. Простейшая схема различныхспособов отпуска пара с ТЭЦ:

1 - пар из отбора турбины; 2 - вторичный пар из испарительных установок; 3 - пар после редукционно-охладительных установок; 4 - пар после струйного компрессора; 5 - конденсат от потребителей; 6 - подпиточная вода

Отпуск вторичного пара из испарительных установок требует дополнительных капиталовложений и является менее экономичным по сравнению с первым способом, так как при обеспечении одинаковых параметров пара у потребителей давление греющего пара будет выше и, следовательно, снизится выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении. Применяется обычно при значительных потерях и загрязнении конденсата у потребителей.

Отпуск пара от парогенераторов ТЭЦ через РОУ является самым неэкономичным способом, так как связан с прямыми потерями при дросселировании. Поэтому он применяется в крайних случаях, для резервирования или при малых расходах и не­соответствии требуемых параметров пара параметрам пара в отборах турбины.

Отпуск пара с помощью компрессоров производится, если имеется пар с пара­метрами более низкими, чем требуется потребителям. Наиболее простым и широко применяемым является струйный компрессор (см. рис. 12.3). При данном способе по сравнению с третьим способом уменьшается требуемое количество острого пара и дополнительно вырабатывается электроэнергия на внешнем тепловом потреблении.

Пароводяные теплофикационные подогреватели и сетевые насосы устанавливаются в подвальном помещении под турбиной. Они выпол­няются или центральными для всей ТЭЦ, или поагрегатными на каждый турбогенератор. У современных крупных теплофикационных турбин мощностью 50—250 МВт подогреватели встроены непосредст­венно в турбинную установку и составляют с ней одно целое. При этом выполняются поагрегатно и сетевые насосы.

Пиковые водогрейные котлы устанавливаются обычно на ТЭЦ в полуоткрытых помещениях, примыкающих к котельному залу глав­ного корпуса. Здание выполняется лишь для нижней части котлов, а верхняя часть остается на открытом воздухе. Тип и число пиковых котлов выбирается с учетом резервирования тепловой нагрузки для всей ТЭЦ. Устройства для подготовки подпиточной воды, конденсато-сборные и паропреобразовательные установки сооружаются в большин­стве случаев центральными для всей ТЭЦ.