2. Когенерационные источники.
Комбинированная выработка электрической энергии и теплоты для ТС 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 теплоты 4, где конденсируясь отдает оставшуюся теплоту (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 парогенераторе изображается линией 1–2–3–4, а количество подведенной теплоты топлива определяется площадью 1–2–3–4–5–6–7–1. Процессы расширения пара в турбине изображаются линией 4–5, а передачи теплоты потребителям – линией 5–1. Количество теплоты 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.
В теплофикационном цикле ТЭЦ не происходит потерь теплоты, так как теплота отработавшего в турбине пара используется тепловыми потребителями и, следовательно, повышается КПД использования теплоты топлива.
С
Рис.
11.1 Простейшая схема (а) и цикл (б) ТЭЦ
1) по назначению (видам покрываемых нагрузок) – районные (коммунальные, промышленно-коммунальные), снабжающие теплотой и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные (заводские);
2) по начальным параметрам пара перед турбиной – низкого (до 4 МПа), среднего (4 – 6 МПа), высокого (9 – 13 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления.
Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:
1) теплофикационные (тип T);
2) промышленно-теплофикационные (тип ПТ);
3) противодавленческие (тип P).
Турбины типа T и ПТ 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 P 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
МВт
– на низкие и средние параметры пара
(2,9–6 МПа, 400°С); средней
МВт – на высокие (9 МПа, 535°С) и сверхвысокие
(13 МПа, 565°С) параметры пара и большой с
МВт
на сверхвысокие (13 МПа, 565°С) и закритические
(24 МПа, 565°С) параметры пара. На современных
районных ТЭЦ устанавливаются, как
правило, турбины большой мощности.
Объемного расхода пара через турбину:
,
где D
– массовый расход пара;
– удельный объем пара.
Чем выше начальные параметры, тем меньше удельный объем пара. Пар с высокими начальными параметрами целесообразно применять только при достаточно больших массовых расходах пара через турбину.
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;
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. 11.2. К ним относятся:
1) непосред. 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.
Отпуск вторичного пара из испарительных установок требует дополнительных капиталовложений и является менее экономичным по сравнению с первым способом. 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.
Отпуск пара с помощью компрессоров производится, если имеется пар с параметрами более низкими, чем требуется потребителям. Наиболее простым и широко применяемым является струйный компрессор.
Рис. 11.2. Простейшая схема различных способов 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
Пароводяные теплофикационные подогреватели и сетевые насосы устанавливаются в подвальном помещении под турбиной. У современных крупных теплофикационных турбин подогреватели встроены непосредственно в турбинную установку.
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.
Теплофикационные пароводяные подогреватели сетевой воды представляют собой трубчатые теплообменники, в которых вода идет по трубам, а пар – в межтрубном пространстве. В большинстве случаев трубки делают прямыми для возможности механической их очистки.
Корпусы, водяные камеры и трубные доски подогревателей выполняются, как правило, стальными, трубки – латунными – при докритических начальных параметрах пара перед турбиной и из нержавеющей стали – при закритических параметрах для предупреждения осаждения меди на лопатках турбины.
В качестве пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ используются серийно выпускаемые стальные водогрейные котлы типа KBГМ и ПТВМ на давления до 2,2 МПа, работающие, как правило, на газе и мазуте.