Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

 

Техническое водоснабжение тэс и аэс Потребление воды на тэс. Источники и системы водоснабжения

Тепловые и атомные электростанции по­требляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин, обеспечиваемое техническим водо­снабжением электростанции. Потребителями технической воды являются также маслоох­ладители главных турбин и вспомогательного оборудования, охладители водорода и конден­сата статоров электрогенераторов, охладите­ли воздуха возбудителей, система охлажде­ния подшипников механизмов и т. п. На ТЭС, сжигающих твердое топливо, техническая во­да используется в системе гидротранспорта золы и шлака, для гидроуборки в тракте топливоподачи. На АЭС потребителями воды технического водоснабжения являются, кроме того, различные элементы реакторной уста­новки, теплообменники системы расхолажи­вания и др. Сырая вода для химической во­доочистки электростанции обычно поступает из системы технического водоснабжения. Ни­же показано соотношение между потребите­лями технической воды:

Расход

Потребители технической воды электростанции воды, %

Конденсация пара в конденсаторах турбин..............................................................................................100

Охлаждение водорода, воздуха, конденсата статора электрогенераторов и крупных электро-­ двигателей ……………………………………………………………. 2,5—4

Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов ……………………………………………………………………………………...............0,3—0,8

Гидротранспорт золы и шлака при оборот­ ной схеме водоснабжения системы гидрозоло-­ удаления (в зависимости от расхода топлива, его зольности, способа золошлакоудаления и типа золоуловителей) …………………………………………………………….0,1—0,4

Восполнение потерь и утечек пароводяного

тракта электростанции и тепловых сетей . …………………………………………………….... 0,04—0,1

Потребление воды бассейнами выдержки и

перегрузки топлива, спринклерными устройствами

реакторной установки АЭС …………………………..............................................................................0,8—1

Потребление воды теплообменниками конту-­ ра расхолаживания, охлаждение продувки па-­ рогенераторов АЭС …………………………………………………………....0,3—0,4

Основные потребители технической воды — конденсаторы паровых турбин — являются ча­стью низкопотенциального комплекса электро­станции, включающего также ЦНД турбин, систему технического водоснабжения с водо-охладителем, где осуществляется передача теплоты конденсации пара окружающей сре­де (рис. 6.1).

Применяемые на ТЭС и АЭС конденсато­ры — одноходовые либо многоходовые. Число ходов воды по отдельным группам поверхно­стей нагрева доходит до четырех. Независимо от числа ходов используют двухпоточную схему движения воды от входной до выход­ной камер конденсатора, что позволяет от­ключить и осмотреть любой из двух потоков без останова турбины (на пониженной на­грузке). Современные конденсаторы выполня­ют регенеративного типа с нагревом переох­лажденного конденсата до температуры на­сыщения отработавшего пара; их поверхность нагрева выполнена обычно из латунных пря­мых трубок диаметром 24—28 мм. Техниче­ская вода из водоохладителя при помощи циркуляционных насосов поступает по подво­дящим каналам (водоводам) в водяные ка­меры конденсаторов, проходит по их трубной системе и затем сбрасывается по отводящим каналам снова в охладитель.

Рис. 6.1. Расчетная схема низкопотенциального ком­плекса электростанции:

ЦВД — цилиндр высокого давления;ЦСД — цилиндр средне­го давления; ЦНД — цилиндр низкого давления; ЦН — цирку­ляционные насосы;КН — конденсатные насосы

Наиболее распространенный источник тех­нической воды для электростанций — реки. Расход воды в реке (дебит реки) и ее тем­пература изменяются в течение года. Для большей части рек на территории СССР, про­текающих по равнинам, характерен макси­мальный расход воды в их половодье (март, апрель), а также в период обильных дож­дей. Зимой и летом расход воды минимален. Для рек горных районов характерен пик в расходе воды, связанный с таянием ледников в летнее время (рис. 6.2). Источником водо­снабжения может быть достаточных разме­ров озеро или море, если электростанция со­оружена на его берегу. В тех случаях, когда дебит реки значительно превышает потребле­ние технической воды электростанцией (в 3— 4 раза и более), применяют прямоточную си­стему водоснабжения. Вода, взятая из реки, проходит через конденсаторы турбин и затем сливается ниже по течению реки таким об­разом, чтобы смешение свежей и нагретой воды не вызывало нарушения экологической обстановки. Прямоточную систему можно осуществить на берегу моря или достаточно большого озера с проточной водой.

Использование соленой морской воды тре­бует применения особых мер защиты обору­дования и трубопроводов от коррозии. В ос­новном это относится к конденсатору турби­ны, трубки которого, водяные камеры, труб­ные решетки должны быть выполнены из коррозионно-стойких материалов (специаль­ных сплавов); применяют также специальную электрохимическую защиту конденсаторов и труб против коррозии. Крепление трубок в трубных решетках должно быть герметичным во избежание попадания морской воды в кон­денсат турбины. Содержание песка в пода­ваемой воде должно быть не более 20— 50 мг/кг.

Рис. 6.2. Изменение расхода воды в реке в течение года:

а — равнинные реки; б — горные реки

Оборотная система водоснабжения харак­теризуется многократным использованием технической воды. Ее применяют в тех слу­чаях, когда в районе сооружения электро­станции нет источника с достаточным расхо­дом воды или ее ресурсы исчерпаны другими потребителями. В качестве водоохладителя в оборотной системе водоснабжения используют водоем-охладитель либо градирни. Водоем-охладитель создается на базе небольшой реки с переменным расходом воды, колеблющимся от максимального во время паводка до ми­нимального, почти нулевого при пересыхании русла в летнее время и промерзании реки зимой. Вблизи электростанции устанавливают плотину, задерживающую сток реки для за­полнения водоема-охладителя водой в пери­од, предшествующий пуску ТЭС или АЭС.

Водоем-охладитель можно соорудить вне русла реки и заполнять его перекачиванием воды из источника водоснабжения, находя­щегося в нескольких десятках километров от электростанции. Этот же источник обеспечи­вает возмещение всех потерь воды электро­станции и водоема-охладителя.

Градирни являются типовыми водоохлади-телями, сооружаемыми на территории элек­тростанции. Они состоят из оросительных устройств, вытяжных башен и приемного бас­сейна и обеспечивают тепло - и массообмен подогретой воды с окружающим воздухом.

Применение градирен в качестве водоох­ладителя характерно для теплоэлектроцен­тралей, которые располагаются рядом с круп­ными населенными пунктами и промышлен­ными объектами в достаточной близости к потребителям теплоты. В этих случаях ис­пользование реки с большим дебитом и пря­моточного водоснабжения, а также водоема-охладителя с оборотным водоснабжением ограниченно.

Сооружение водоемов-охладителей для крупных электростанций требует затопления значительной территории: около 6 км² на 1000 МВт для КЭС и примерно 10 км² на 1000 МВт для АЭС. Их строительство слож­нее, чем установка градирен, но требует мень­ше капиталовложений; кроме того, водоемы-охладители проще в эксплуатации. Тенден­ция удорожания земли привела в развитых капиталистических странах и в ряде социа­листических стран к ограниченному примене­нию водоемов-охладителей и к широкому ис­пользованию градирен на КЭС и АЭС.

Смешанная прямоточно-оборотная система водоснабжения сочетает в себе элементы двух предыдущих систем и может использоваться на электростанциях при увеличении потреб­ления технической воды из-за установки но­вых мощностей либо при значительном ко­лебании расхода воды в источнике прямо­точной системы.

Проектированию систем водоснабжения электростанций предшествуют климатические, топографические, гидрологические, геологиче­ские и другие изыскания. При проектирова­нии используются данные соответствующих многолетних наблюдений по годичному из­менению температуры воды в источнике во­доснабжения,

В конденсатор турбины (см. рис. 6.1) поступает отработавший пар в количестве D_к^п, кг/ч, с энтальпией h_к, кДж/кг, и влажностью y_к=8-12%. В результате теплообмена че­рез поверхность трубной системы конденса­тора отработавший пар конденсируется при давлении р_к, кПа, практически сохранив свою температуру t_к, °С. В конденсатор поступают также конденсат пара турбоприводов пита­тельных насосов, добавочная вода для вос­полнения потерь пара и конденсата, дренажи охладителей уплотнений и эжекторов и т. п. Конденсат D_к, кг/ч, с энтальпией h'_к, кДж/кг, забирается конденсатными насосами турбо-установки и подается в систему регенератив­ного подогрева воды.

Через трубную систему конденсатора про­ходит необходимое количество охлаждающей воды G_в, кг/ч, при температуре на входе t_в1 и на выходе t_в2, ^оС.

Теплота конденсации пара Q_к (количество теплоты, отдаваемое холодному источнику, кДж/ч) определяется из уравнения теплового баланса конденсатора:

где D_дрi, — количество дополнительных пото­ков конденсата, добавочной воды, дренажей в конденсатор, кг/ч; h_дрi,- — энтальпия этих потоков, кДж/кг.

Если принять D_к^п=D_к, (теп­лота конденсации 1 кг отработавшего пара), то получим

где с_в = 4,19 кДж/(кг*К)—удельная тепло­емкость воды; _в — нагрев воды в конденса­торе, ^оС.

Важной характеристикой конденсатора яв­ляется кратность охлаждения, т. е. соотноше­ние расходов охлаждающей воды и конден­сируемого пара, определяемая из предыдущей формулы, кг/кг:

По условиям теплообмена в конденсаторе температуры охлаждающей воды t_в1 и t_в2 и конденсируемого пара t_к связаны соотноше­нием

.

Конечный температурный напор (недогрев воды до температуры конденсации пара) _К зависит от характеристик конденсатора, °С:

где k — средний коэффициент теплопередачи, Вт/(м²*К); F_К— площадь поверхности охлаж­дения конденсатора, м². При номинальном пропуске пара в конденсатор, расчетном рас­ходе охлаждающей воды, незагрязненной трубной системе _К зависит от температуры охлаждающей воды t_в1 и колеблется в пре­делах от 4 до 10 °С. Плохое качество этой воды приводит к отложениям в трубной си­стеме в основном солей кальция и к повыше­нию значения _к.

Чистота внутренней поверхности трубок конденсаторов существенно влияет на вакуум. Для борьбы с отложениями солей использу­ют метод периодической механической очист­ки, а также способ очистки трубок «на ходу». В поток циркуляционной воды перед конден­сатором вводятся твердые резиновые шарики диаметром, несколько меньшим внутреннего диаметра трубок. Они проходят через труб­ную систему и очищают ее. После конденса­торов шарики удаляются из потока воды. Представляет интерес применение мягких по­ристых шариков большего диаметра, чем внутренний диаметр трубок. Проходя через них, шарики сжимаются и вытягиваются в форме цилиндриков, постоянно стирая на трубках все отложения.

Из предыдущих выражений получим, °С,

,

что указывает на наибольшую зависимость конечных параметров пара t_К и р_к от темпе­ратуры охлаждающей воды t_в1 и кратности охлаждения т; qк = 2200-2300 кДж/кг.

Оптимизация параметров низкопотенци­ального комплекса (НПК) электростанции сводится к определению экономически наивы­годнейших значений следующих его харак­теристик: расхода охлаждающей воды G_в, расчетных значений давления в конденсаторе р_к (вакуума V) и температуры охлаждающей воды t_В1, площади поверхности охлаждения (теплообмена) конденсатора F_к, числа вы­хлопов турбины г или удельной нагрузки вы­хлопа g_F, кг/(м²-ч), скорости охлаждаю­щей воды w_в, м/с, в трубной системе конден­сатора, параметров водоохладителя (для обо­ротных систем водоснабжения). Эту ком­плексную задачу обычно решают при усло­вии постоянной тепловой нагрузки парового котла или реакторной установки, т. е. при изменяющейся электрической мощности тур­богенератора (N_э=vаг) с учетом замещаю­щей мощности в энергосистеме.

С понижением давления отработавшего пара р_к увеличивается его теплоперепад в турбине и электрическая мощность N_э, возрастает экономичность турбоустановки и сни­жается удельный расход топлива на выработ­ку электроэнергии. Одновременно с этим удорожается часть низкого давления турбин, увеличивается число выхлопов пара. Пони­жение конечного давления возможно до тех­нически предельного вакуума, связанного с увеличением выходных потерь турбины и за­медлением прироста мощности и КПД (рис. 6.3).

Расчетная температура охлаждающей во­ды t_в1^р, оказывает значительное влияние на давление пара в конденсаторах турбин. Она зависит от метеорологических факторов в районе расположения электростанции, а так­же от системы водоснабжения и типа водоохладителя. Для заданного района эксплуа­тации ТЭС и АЭС применение оборотной си­стемы технического водоснабжения приводит к повышению среднегодовой температуры тех­нической воды. По сравнению с прямоточной системой повышение среднегодовой темпера­туры t_в1, составляет при использовании во­доемов-охладителей 2—4 °С, а при установке градирен—10—12°С (табл. 6.1).

С увеличением температуры воды t_в1, для получения нужного конечного давления в кон­денсаторе при заданной паровой нагрузке турбины требуется повышение кратности ох­лаждения т, т. е. подаваемого в конденсатор расхода охлаждающей воды. Ввиду сезонно­го изменения температуры воды t_в1, кратность охлаждения т летом должна быть значитель­но выше, чем зимой. Поэтому расчетный расход воды G_в принимают по летнему режи­му работы турбоустановок с учетом типа водоохладителя.

Таблица 6.1

	Среднегодовая температура воды. "С, в районах
Система водоснабжения	Урала и Си­бири	средней поло­сы европей­ской части СССР	юга европей­ской части СССР	Средней Азии
Прямоточная Оборотная с водоемом-ох­ладителем Оборотная с градирнями	6—10 8—12 18—22	8—12 10—14 18—22	10—14 13—18 20—24	8—15 13—18 20—26

Оптимальный вакуум и экономическая кратность охлаждения соответствуют такому режиму работы, при котором разность между приростом мощности турбины Nэ (вследствие снижения конечного давления) и увеличением затраты мощности на привод циркуляци­онных насосов будет максимальной, соответ­ствующей наибольшему отпуску электроэнергии в энергосистему. Экономическая крат­ность охлаждения составляет для многоходо­вых конденсаторов 35—60, для одноходовых конденсаторов 90—110 кг/кг.

Рис. 6.3. Относительная поправка к электрической мощности при изменении конечного давления

Изменение скорости охлаждающей воды в трубной системе конденсаторов ограничи­вается качеством воды и применяемым ма­териалом трубок. Увеличение скорости при­водит к повышению затрат электроэнергии на циркуляционные насосы, поэтому экономиче­ски обоснованное значение этой скорости на­ходится обычно в пределах w_в=1,8-2,0 м/с.

На турбоагрегатах мощностью до 300 МВт включительно применяют подвально-попереч-ное расположение конденсаторов. Переход к турбинам большей мощности с несколькими ЦНД позволяет использовать подвально-ак-сиальные конденсаторы, упрощающие как схему, так и компоновку циркуляционных во­доводов. В этих конденсаторах реализована схема ступенчатой конденсации пара за счет установки перегородки по пару и последова­тельного включения отдельных корпусов по охлаждающей воде. Это практически без до­полнительных капиталовложений повышает экономичность турбоустановки (рис. 15.4). Выигрыш в располагаемой мощности турбин составляет 0,10—0,15% на КЭС и 0,15— 0,25 % на АЭС.

Рис. 6.4. Схема двухступенчатой конденсации пара (а) и повышение КПД турбоустановки при ступенчатой конденсации (по ВТИ) (б):

i—число ступеней конденсации;т₀— средняя кратность охлаждения; — относительное приращение КПД турбоагрегата

Удельный расход пара современных тур­бин составляет dо=3,1 кг/(кВт*ч) для ТЭС и d₀=6,1 кг/(кВт*ч) для АЭС. Удельный пропуск пара в конденсаторы паровых тур-

бин с учетом пароотборов на регенеративный

подогрев воды составит d_к = 2,0 кг/(кВт*ч) на ТЭС и dк=3,5 кг/(кВт*ч) на АЭС. При мощности электростанции N_э._с=2000 МВт и m= 90 расход охлаждающей воды составит: на ТЭС 360*10⁶ кг/ч=100м³/с; на АЭС G_в = =90*3,5*2000*10³=630*10⁶ кг/ч=175 м³/с.

Для пропуска такого количества воды со скоростью, например, 2,5 м/с требуются цир-ляционные водоводы с общим поперечным сечением на ТЭС 40 м², на АЭС 70 м²

 

 

32. Использование на промышленных ТЭЦ водогрейных котлов. Потери пара и конденсата и мероприятия по их уменьшению

На ТЭЦ, когда первоначальный подогрев воды осуществляется в основных подогревателях за счет отборного пара турбин, водогрейные котлы предназначаются для догрева теплофикационной воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели.

Пиковые водогрейные котлы включаются в работу по следующей схеме. Сетевая вода после основных подогревателей, работающих на отборном паре турбин ТЭЦ, поступает в водогрейные котлы, где подогревается до температуры, требуемой по графику. Если система работает по температурному графику 70—150°С, то подогрев сетевой воды в основ­ных подогревателях ТЭЦ при отборе пара с давлением до 2,5 кгс/см² осуществляют от 70 до 95—110°С с последующим подогревом воды в пиковых водогрейных котлах до 150°С. Расход воды через водогрей­ные котлы, которые работают в пиковом режиме, зависит от доли тепловой нагрузки потребителей, покрываемой ТЭЦ из отборов турбин и количества тепла, которое должны дать водогрейные котлы.

Потери пара и конденсата подразделяют на внутристанционные и внешние.

Внутристанционные потери складываются из:

- расходы пара на вспомогательные устройства станции без возврата конденсата - паровая обдувка парогенераторов, на форсунки с паровым распыливанием мазута, на устройства для разогрева мазута;

- потери пара и воды при пусках и остановах парогенераторов;

- потери пара и воды через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования;

- потери с продувочной водой;

Объём потерь зависит от характеристик оборудования, качества изготовления и монтажа, уровня обслуживания и эксплуатации.

Внутренние потери составляют (в долях от расхода питательной воды):

на КЭС – 0,8-1%, на ТЭЦ – 1,5-1,8%.

Основная часть потерь – с продувочной водой. Это - необходимая технологическая операция для поддержания концентрации солей, щелочей и кремниевой кислоты в воде парогенераторов, в пределах, обеспечивающих надежную работу последних и необходимую чистоту пара. Для возврата части воды и теплоты при непрерывной продувке в цикл используют устройства, состоящие из расширителей и охладителей продувочной воды. Количество пара, выделяющегося в расширителе, составляет до 30% от расхода продувочной воды. Остальное отводится в канализацию.

 

Внешние потери происходят при отпуске пара непосредственно из турбин и парогенераторов, если часть конденсата этого пара не возвращается на станцию.

Пар, используемый в технологических процессах, загрязняется различными химическими соединениями. Величина его потерь может достигать 70%. В среднем для промышленных ТЭЦ отношение внешних потерь к паропроизводительности парогенераторов составляет 20 – 30%.

Потери пара и воды в цикле электростанции должны восполняться добавочной питательной водой для парогенераторов.

Снижение к.п.д. станции, вызываемое потерями пара и конденсата и значительными затратами на подготовку добавочной питательной воды, вызывают необходимость следующих мероприятий:

- применение более совершенных способов подготовки добавочной пит. воды;

- применение в барабанных котлах ступенчатого испарения, что снижает количество продувочной воды;

- организация сбора чистого конденсата от всех станционных потребителей;

- максимально возможное применение сварных соединений в трубопроводах и

оборудовании;

- сбор и возврат чистого конденсата от внешних потребителей.

 

33. Требования к питательной воде паровых котлов, паропреобразователей, испарителей и добавочной воде тепловой сети. Способы подготовки воды

При эксплуатации ПТУ важной задачей является организация рационального водного режима для обеспечения работы парогенераторов без накипи, проточной части турбин и конденсаторов без загрязнений, а также защиты элементов оборудования от коррозии.

Она решается комплексом теплотехнических мероприятий во взаимосвязи с надлежащей химической и термической обработкой питательной воды и воды в парогенераторах. Для повышения надежности работы оборудования станции и системы теплоснабжения необходима подготовка питательной и подпиточной воды для исключения накипеобразования, шламовыделения и коррозии в элементах системы.

Вода должна соответствовать нормам, указанным в ПТЭ. Регламентируется содержание солей, взвешенных веществ, масла, кислорода, а также щелочность воды. С питательной водой в парогенератор поступают соли кальция и магния: Са(HCO3)2, Mg(HCO3)2, CaSO4, MgSO4, CaCl2, MgCl2, CaSiO3, MgSiO3 и др.

Они определяют общую жесткость воды. Концентрация солей в воде парогенераторов увеличивается по мере её испарения и может достигать предела насыщения, что приводит к выпадению части солей с низкой растворимостью в виде накипи или шлама. Соли могут осаждаться на греющих поверхностях установок в виде плотной накипи с низкой теплопроводностью. Для парогенераторов, работающих с большой тепловой нагрузкой, это недопустимо. Может произойти разрыв экранных труб. Силикаты натрия и кальция, определяющие кремнесодержание воды, растворяются в паре высокого давления и уносятся с ним в турбину. Это приводит к загрязнению проточной части турбин, ухудшению гидродинамических характеристик и снижению η.

Повышенная щелочность вызывает вспенивание воды и увеличивает унос солей в пароперегреватель.

В результате коррозии снижается прочность деталей оборудования и трубопроводов. Коррозия вызывается в основном агрессивными газами О2 и СО2 , которые надо удалить из воды до её поступления в парогенератор и подогреватели тепловой сети.

При реакции коррозии одна молекула кислорода переводит в продукт коррозии четыре молекулы железа.

Может иметь место язвенная или равномерная коррозия. Металлами, стойкими к коррозии, считаются такие, у которых скорость коррозии составляет 0,01 – 0,1 мм/год. Допустимой скоростью для язвенной коррозии труб парогенератора высокого давления считается 0,2 -0,25 мм/год, для равномерной – 0,08 – 0,12 мм/год.

Скорость коррозии прями пропорциональна содержанию кислорода в воде. При отсутствии в воде СО2 скорость кислородной коррозии уменьшается почти в 3 раза. При отсутствии О2 , но при содержании СО2 , коррозионная активность воды значительно меньше.

Коррозионные процессы существенно возрастают с повышением температуры металла.

Требуемое качество питательной воды в барабанных парогенераторах и в прямоточных с сепараторами должно обеспечиваться при размере продувки не больше 1% при восполнении потерь дистиллятом, 2% - химочищенной водой, 5% - при безвозвратной отдаче значительного количества пара на производственные нужды.

Качество питательной воды для паропреобразователей и испарителей должно быть следующим:

- общая жесткость < 30 мкг-экв/кг и только при солесодержании исходной воды > 2000 мг/кг - < 75 мкг-экв/кг;

- содержание О2< 30мкг/кг при отсутствии свободной углекислоты.

Подпиточная вода теплосетей должна иметь:

- содержание О2 < 50мкг/кг;

- отсутствие СО2 - при наличии теплогенераторов, при отсутствии теплогенераторов содержание СО2 не нормируется;

- жесткость карбонатная < 700 мкг-экв/кг (при наличии теплогенераторов – менее 400 мкг-экв/кг);

-жесткость общая – не более 50 мкг-экв/кг;

- взвешенные вещества – менее 5 мг/кг;

- рН 7- 9 (для закрытой системы).

 

 

34.Общая характеристика парогазовых установок (ПГУ). Теплофикационные ПГУ. Газовые утилизационные бескомпрессорные турбины (ГУБТ).

Комбинирование паротурбинных установок (ПТУ) и газотурбинных установок (ГТУ) в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпературный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе ПТУ) отвод теплоты в результате обеспечивает повышение термического КПД цикла до 60%, а следовательно, экономичности производства электрической энергии.

Простейшие комбинированные установки могут быть реализованы при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для подогрева питательной воды и вытеснения вследствие этого паровой регенерации. Вытеснение паровой регенерации приводит к значительному повышению мощности паровых турбин, капитальные затраты, разнесенные на сумму газотурбинной и дополнительной паротурбинной мощности, оказываются небольшими.

Показатели ПГУ и эффективность использования газовых турбин в комбинированных циклах существенно зависят от параметров и показателей ГТУ. Повышение начальной температуры газов и совершенствование турбомашин приводят к повышению КПД. ГТУ при автономной работе, при прочих равных условиях увеличивают долю газотурбинной мощности в комбинированных циклах. Это не только повышает КПД, но и снижает удельную стоимость всей ПГУ (растет ее мощность на единицу расхода газов, т.е. при тех же габаритах и массе).

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

 

Наиболее подходящим топливом для ПГУ является бессернистый природный газ, применение которого позволяет снижать температуры уходящих газов до экономически оптимального уровня (100-110 °С), не опасаясь низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей. Возможно применение в качестве топлива генераторного газа, получаемого путём газификации угля. ПГУ с газификацией угля или его прямым сжиганием в кипящем слое под давлением являются реальными установками для существенного повышения эффективности тепловых электростанций на угле при одновременном резком снижении вредных выбросов в атмосферу пыли, оксидов серы и азота.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые -- служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

В настоящее время различают парогазовые установки двух типов:

а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;

б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле.

Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.

На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1, в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5, на одном валу с которой находится генератор 8. Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6, а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1.

Рис 2.7. Принципиальная схема ПГУ с ВПГ

В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2. На одном валу с ней находятся компрессор 3, как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4. Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла.

Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3. КПД такой ПГУ может достигать 43 %.

На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9, а не из котла 1. Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1.

Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.

Рис 2.8. Принципиальная схема ПГУ (сбросная схема)

Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией.

Газовая утилизационная бескомпрессорная турбина предназначена для производства электрической энергии за счет избыточного давления доменного газа на металлургических заводах. Практически без затрат топлива позволяет возвратить до 40 % энергии, затрачиваемой на доменное дутье. ГУБТ легко встраивается в технологический цикл как вновь вводимого, так и действующего доменного оборудования. Фактически развиваемая турбиной мощность зависит от режима работы доменной печи и определяется расходом и давлением проходящего через турбину газа.

В зависимости от этого турбина ГУБТ имеет несколько модификаций (ГУБТ-12М, ГУБТ- 8М, ГУБТ- 6М соответственно мощностью 12, 8, 6 МВт). Турбина осевая, двухступенчатая, прямоточная. Может поставляться с газоподогревателем и без него.

В конструкции турбины предусмотрен поворотный направляющий аппарат, позволяющий производить настройку турбины на изменяющиеся условия работы доменной печи в процессе эксплуатации, а также оригинальный быстродействующий запорно-регулирующий орган, специальные меры для предупреждения протечек доменного газа в машзал.

Турбина оснащена дистанционной автоматизированной системой управления, контроля и защиты и гидродинамической системой регулирования, позволяющими обходиться без обслуживающего персонала в машзале.