задачи по турбинам / ГЛАВА 7. Кпд тэцзадачи по турбинам / ГЛАВА 7ГЛАВА 7 ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ § 7.1. ПОКАЗАТЕЛИ РЕЖИМА РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Характерной особенностью режима эксплуатации электрических станций является строгое соответствие производства электрической и тепловой энергии ее потреблению. Поэтому для обеспечения надежной работы электростанции необходимо знать изменение потребления энергии по времени. Изменение потребления энергии по времени изображается диаграммой, которая называется графиком нагрузки. Графики нагрузки могут быть суточными, месячными и годовыми. На рис. 7.1 изображен годовой график электрической нагрузки. На графике по оси абсцисс откладывается продолжительность нагрузки в часах за год (1 год — 365·24 = 8760 ч), а по оси ординат — нагрузка в кВт. Площадь, ограниченная кривой годового графика (рис. 7.1), представляет собой в масштабе количество выработанной станцией за год энергии в киловатт-часах. Определив площадь F (м2) под кривой годового графика, находят количество выработанной энергии (кВт·ч) станцией за год: Э=Fm, (7.1) где m — масштаб графика, кВт·ч/м2. Режим работы электрических станций оценивается коэффициентом использования установленной мощности, коэффициентом нагрузки, коэффициентом резерва, числом часов использования установленной мощности и числом часов использования максимума нагрузки. Коэффициент использования установленной мощности kи представляет собой отношение количества выработанной энергии за год Эк установленной мощности электростанцииN kи=Э/(8760N)=N/N, (7.2) где N — средняя нагрузка электростанции, кВт. Средняя нагрузка электростанции (кВт) N=Э/8760. (7.3) Коэффициент нагрузки kн представляет собой отношение средней нагрузки электростанции N к максимальной N, т. е. kн=N/N, (7.4) Коэффициент резерва kp представляет собой отношение установленной мощности электростанции N к максимальной нагрузке N: kp=N/N, (7.5) или kp=kн/kи (7.6) Число часов использования установленной мощности Ту представляет собой отношение количества выработанной энергии за год Э к установленной мощности станции N: Ty=Э/N. (7.7) Число часов использования максимума нагрузки Тм представляет собой отношение количества выработанной энергии за год Эк максимальной нагрузке электростанцииN, т. е. Tм= Э/N. (7.8) Задача 7.1. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N=50·103 кВт каждый. Определить количество выработанной энергии за год и коэффициент использования установленной мощности, если площадь под кривой годового графика нагрузки станции F=9,2·10-4 м2 и масштаб графика т=9·1011 кВт·ч/м2. Ответ: Э=8,28·108 кВт·ч; kи=0,63. Задача 7.2. На электростанции установлены два турбогенератора мощностью N=25·103 кВт каждый. Определить среднюю нагрузку станции и коэффициент использования установленной мощности, если количество выработанной энергии за год Э=30·107 кВт·ч. Ответ: N=34245 кВт; kи=0,685. Задача 7.3. Определить число часов использования установленной мощности и коэффициент нагрузки электростанции, если установленная мощность электростанции N=16·104 кВт, максимальная нагрузка станции N=13,6·104 кВт, площадь под кривой годового графика нагрузки станции F= 8·10-4 м2 и масштаб графика m=1·1012 кВт·ч/м2. Ответ: Tу=5000 ч; kн=0,67. Задача 7.4. Определить число часов использования максимума нагрузки и коэффициент резерва электростанции, если площадь под кривой годового графика нагрузки станции F=8,5·10-4 м2, масштаб графика т=8,8·1011 кВт·ч/м2, число часов использования установленной мощности Ту=5500 ч и максимальная нагрузка станции N=12,5·104 кВт. Ответ: Tм=5984 ч; kр=1,09. Задача 7.5. На электростанции установлены два турбогенератора мощностью N=75·103 кВт каждый. Определить показатели режима работы станции, если максимальная нагрузка станции N=135·103 кВт, площадь под кривой годового графика нагрузки F=9,06·10-4 м2 и масштаб графика т=8,7·1011 кВт·ч/м2. Решение: Количество выработанной электрической энергии за год станцией определяем по формуле (7.1): Э=Fm=9,06·10-4·8,7·1011=788,2·106 кВт·ч. Средняя нагрузка электростанции, по формуле (7.3), N=Э/8760=788,2·106/8760=9·104 кВт. Установленная мощность электростанции N=2N=2·75·103=150·103 кВт. Коэффициент использования установленной мощности определяем по формуле (7.2): kи=N/N=9·104/(150·103)=0,6. Коэффициент нагрузки, по формуле (7.4), kн=N/N=9·104/(135·103)=0,666. Коэффициент резерва, по формуле (7.6), kp=kн/kи=0,666/0,6=1,11. Число часов использования установленной мощности, по формуле (7.7), Ty=Э/N=788,2·106/150·103=5255 ч. Число часов использования максимума нагрузки, по формуле (7.8), Tм= Э/N=788,2·106/135·103=5840 ч. Задача 7.6. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N=50·103 кВт каждый. Определить число часов использования установленной мощности и коэффициент резерва станции, если количество выработанной энергии за год Э=788,4·106 кВт·ч и коэффициент нагрузки kн=0,69. Ответ: Tу=5256 ч; kp=1,15. Задача 7.7. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N=25·103 кВт каждый. Определить коэффициенты использования установленной мощности, нагрузки и резерва, если количество выработанной энергии за год Э=394,2·106 кВт·ч и максимальная нагрузка станции N=65,2·103 кВт. Ответ: kи=0,6; kн=0,69; kp=1,15. Задача 7.8. На электростанции установлены три турбогенератора мощностью N=1·104 кВт каждый. Определить показатели режима работы станции, если количество выработанной энергии за год Э=178,7·106 кВт·ч и максимальная нагрузка станции N=28,3·103 кВт. Ответ: kи=0,68; kн=0,72; kp=1,06; Tу=5957 ч; Tм=6315 ч. § 7.2. ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРГОУЮЩИЕ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Экономичность работы электрической станции оценивается коэффициентами полезного действия, удельным расходом условного топлива, удельным расходом теплоты на выработку электроэнергии и себестоимостью энергии. Кпд электростанции подразделяются на кпд брутто, определяемый без учета расхода энергии на собственные нужды, и кпд нетто — с учетом расхода электрической энергии и теплоты на собственные нужды. Кпд конденсационной электростанции (КЭС) брутто η представляет собой отношение количества выработанной электроэнергии к энергии, подведенной с топливом: η=Эвыр/(BQ), ( 7.9) где Эвыр — количество выработанной электроэнергии, кДж; В — расход топлива, кг; Q — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг. Если известны кпд отдельных узлов и установок электростанции, то без учета работы питательных насосов кпд КЭС брутто может быть определен по формуле η=ηкуηтрηtηoiηмηг, (7.10) где ηку — кпд котельной установки; ηтр — кпд трубопроводов; ηoi — термический кпд цикла Ренкина при заданных параметрах пара на электростанции; ηt — относительный внутренний кпд турбины; ηм — механический кпд турбины; ηг — электрический кпд генератора. Кпд конденсационной электростанции нетто ηпредставляет собой отношение отпущенной электроэнергии к энергии, подведенной с топливом: η=Эотп/(BQ), (7.11) где Эотп=Эвыр-Эсн — количество отпущенной электроэнергии, равное разности выработанной и израсходованной на собственные нужды, кДж. Для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) применяются частные кпд по выработке электроэнергии ηи теплоты η. Кпд ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии определяется по формуле η=Эвыр/(BэQ), (7.12) где Вэ — расход топлива на выработку электроэнергии, кг. Кпд ТЭЦ брутто по выработке теплоты находится по формуле η=Qотп/(BQQ), (7.13) где Qотп — количество теплоты, отпускаемое потребителям, кДж; ВQ — расход топлива на выработку отпущенной теплоты, кг. Кпд ТЭЦ нетто по отпуску электроэнергии определяется по формуле η=Эотп/[(Bэ-Bсн)Q], (7.14) где Всн — расход топлива на выработку электроэнергии для собственных нужд, потребляемой в связи с отпуском теплоты, кг. Кпд ТЭЦ нетто по отпуску теплоты находится по формуле η=Qотп/[(BQ+Bсн)Q]. (7.15) Удельный расход условного топлива (кг/МДж) на КЭС на выработку 1 МДж (103кДж) электроэнергии определяется по формуле b=BQ/(29,33Эвыр)=0,0342/η. (7.16) Удельный расход условного топлива [кг/(кВт·ч)] на КЭС на выработку 1 кВт·ч электроэнергии находится по формуле b=3600BQ/(29300Эвыр)=0,123/η. (7.17) Удельный расход условного топлива (кг/МДж) на ТЭЦ на выработку 1 МДж электроэнергии определяется по формуле b=BэQ/(29,33Эвыр)=0,0342/η. (7.18) Удельный расход условного топлива [кг/(кВт·ч)] на ТЭЦ на выработку 1 кВт·ч электроэнергии находится по формуле b=3600BэQ/(29300Эвыр)=0,123/η. (7.19) Удельный расход условного топлива (кг/МДж) на ТЭЦ на выработку 1 МДж теплоты определяется по формуле b=BQQ/(29,33Qотп)=0,0342/η. (7.20) Удельный расход теплоты [МДж/(кВт·ч)] на выработку электроэнергии на КЭС находится по формуле d =Qb, (7.21) или d=1/η. (7.22) Удельный расход теплоты [МДж/(кВт·ч)] на выработку электроэнергии на ТЭЦ определяется по формуле d =Qb, (7.23) или d=1/η. (7.24) Расход топлива на ТЭЦ (кг) ВТЭЦ=Вэ+ВQ. (7.25) Расход топлива (кг) на выработку отпущенной теплоты находится по формуле ВQ=Qотп/(Qηку). (7.26) Расход топлива (кг) на ТЭЦ может быть определен по формуле ВТЭЦ=D/И, (7.27) где И — испарительность топлива, кг/кг; D — расход пара на ТЭЦ, кг. Коэффициент использования теплоты топлива на ТЭЦ оценивает эффективность использования топлива ηТЭЦ=(Qотп+Эвыр)/(ВТЭЦQ). (7.28) Кпд атомной электростанции определяется по формуле ηАЭС=ηрηтрηtηoiηмηг, (7.29) где ηр — кпд реактора; ηтр — кпд теплового потока; ηt — термический кпд; ηoi — относительный внутренний кпд турбины; ηм — механический кпд; ηг — кпд электрогенератора. Удельный расход ядерного топлива [кг/(кВт·ч)] на атомной электростанции (АЭС) находится по формуле bАЭС=1/(24·103kηАЭС), (7.30) где k — средняя глубина горючего, МВт·сут/кг урана. Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии [коп/(кВт·ч)] отпускаемой КЭС, определяется по формуле S=ΣИ/Эотп=[(Итоп+Иам+Изп+ΣИпр)/Эотп]100, (7.31) где ΣИ — сумма затрат, руб/год; Итоп — затраты на топливо, руб/год; Иам — затраты на амортизацию, руб/год; Изп — затраты на заработную плату, руб/год; Ипр — все остальные статьи затрат, руб/год. Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии [коп/(кВт·ч)] отпускаемой ТЭЦ, находится по формуле S=ВэΣИ/(ВТЭЦЭотп)=[Вэ(Итоп+Иам+Изп+ΣИпр)/ВТЭЦЭотп]100. (7.32) Задача 7.9. Конденсационная станция израсходовала В=720·106 кг/год каменного угля с низшей теплотой сгорания Q=20500 кДж/кг и выработала электроэнергии Эвыр=590·1010 кДж/год, израсходовав при этом на собственные нужды 5% от выработанной электроэнергии. Определить кпд брутто и кпд нетто станции. Ответ: η=0,4; η=0,38. Задача 7.10. Определить кпд конденсационной электростанции брутто без учета работы питательных насосов, если кпд котельной установки ηку=0,89, кпд трубопроводов ηтр=0,97, относительный внутренний кпд турбины ηoi=0,84, механический кпд турбины ηм=0,98, электрический кпд генератора ηг=0,98, начальные параметры пара перед турбинами р1=9 МПа, t1=550°С и давление пара в конденсаторе рк=4·103 Па. Ответ: η=0,3. Задача 7.11. Конденсационная электростанция работает при начальных параметрах пара перед турбинами р1=8,8 МПа, t1=535°С и давлении пара в конденсаторе рк=4·103 Па. Определить, на сколько повысится кпд станции брутто без учета работы питательных насосов с увеличением начальных параметров пара до р=10 МПа и t=560°C, если известны кпд котельной установки ηку=0,9, кпд трубопроводов ηтр=0,97, относительный внутренний кпд турбины ηoi=0,84, механический кпд турбины ηм=0,98 и электрический кпд генератора ηг=0,98. Решение: Энтальпию параi1 при заданных начальных параметрах пара p1 и t1 и энтальпию пара i2 в конце адиабатного расширения находим по is-диаграмме (рис. 7.2): i1=3480 кДж/кг; i2=2030 кДж/кг. Энтальпию конденсата при давлении рк=4·103 Па определяем по табл. 2 (см. Приложение): i=121,33 кДж/кг. Термический кпд установки при начальных параметрах пара p1 и t1 находим по формуле ηt=(i1-i2)/(i1-i)=(3480-2030)/(3480-121,33)=0,432. Кпд КЭС брутто при начальных параметрах пара р1 и t1 определяем по формуле (7.10): η=ηкуηтрηtηoiηмηг=0,9·0,97·0,432·0,84·0,98·0,98=0,304. Энтальпию пара i при начальных параметрах пара р и t, энтальпию пара i в конце адиабатного расширения находим по is-диаграмме (рис. 7.2): i=3540 кДж/кг; i=2050 кДж/кг. Термический кпд установки при начальных параметрах пара р и t находим по формуле η=(i-i)/(i-i)=(3540-2050)/(3540-121,33)=0,436. Кпд КЭС брутто при начальных параметрах пара р и t, по формуле (7.10), η=ηкуηтрηηoiηмηг=0,9·0,97·0,436·0,84·0,98·0,98=0,307. Следовательно, кпд КЭС брутто повысится на Δη=η-η=0,307-0,304=0,003, или на 1%. Задача 7.12. Теплоэлектроцентраль израсходовала BТЭЦ=94·106 кг/год каменного угля с низшей теплотой сгорания Q=24700 кДж/кг, выработав при этом электроэнергии Эвыр=61·1010 кДж/год и отпустив теплоту внешним потребителям Qотп=4,4·1011 кДж/год. Определить кпд ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии и теплоты, если расход топлива на выработку отпущенной теплоты составляет BQ=23·106 кг/год. Ответ: η=0,348; η=0,775. Задача 7.13. Теплоэлектроцентраль израсходовала BТЭЦ=72·106 кг/год каменного угля с низшей теплотой сгорания Q=25500 кДж/кг, выработав при этом электроэнергии Эвыр=48·1010 кДж/год и отпустив теплоту внешним потребителям Qотп=3,1·1011 кДж/год. Определить кпд ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии и теплоты, если кпд котельной установки ηку=0,88. Ответ: η=0,33; η=0,88. Задача 7.14. Теплоэлектроцентраль израсходовала BТЭЦ=82·106 кг/год бурого угля с низшей теплотой сгорания Q=15800 кДж/кг, выработав при этом электроэнергии Эвыр=38·1010 кДж/год и отпустив теплоты внешним потребителям Qотп=3,2·1011 кДж/год. Определить кпд ТЭЦ нетто по отпуску электроэнергии и теплоты, если расход электроэнергии на собственные нужды 8% от выработанной энергии, расход топлива на выработку отпущенной теплоты BQ=20·106 кг/год и расход топлива на выработку электроэнергии для собственных нужд Всн=4,6·106 кг/год. studfiles.net Распределение топлива при производстве энергии на ТЭЦ
Покровский Л.Л. - академик «Академии строительства Украины», президент ассоциации «Укртепло-коммунэнерго», Тарадай А.М. - д. т. н., профессор, Русланов Г.В. - к. т. н., -«Харьковтеплоэнерго».
Действующая методика распределения топлива на ТЭЦ между тепловой и электрической энергиями всю экономию топлива относит на электрическую энергию. Тем самым устанавливаются высокие цены на тепловую энергию, что делает неконкурентоспособными системы централизованного теплоснабжения.
Тепловые электрические станции, работающие по теплофикационному циклу (ТЭЦ), предназначены для совместной выработки тепловой и электрической энергий. С термодинамической точки зрения их преимущества очевидны, а максимальное использование тепловой энергии повышает их коэффициент полезного действия (КПД) до 80 -85%. Это обстоятельство обуславливает выбор основного оборудования ТЭЦ и определяет установленную электрическую мощность. Работа ТЭЦ на производство только одного вида энергии мало эффективна. Экономическая эффективность работы ТЭЦ сравнивается с раздельной выработкой тепловой энергии на отопительных котельных (ОК) и электрической энергии на конденсационных электрических станциях (КЭС). Совместное производство двух видов энергии ставит вопрос о распределении эксплуатационных затрат между ними, в том числе и по топливу. В настоящее время не существует общего мнения о распределении топливной составляющей между производимыми видами энергии. Это объясняется следующими причинами: 1. Выбор оборудования ТЭЦ основан на подключенной тепловой мощности. Электрическая энергия является обязательным совместными одновременно сопутствующим продуктом и ее величина должна достаточно жестко зависеть от тепловой нагрузки. В противном случае КПД ТЭЦ резко снижается. 2. Электрическая энергия является высококачественным продуктом, может быть преобразована в другие формы энергии. Легко транспортируется. 3. Качество (полезность) тепловой энергии зависит от температуры наружного воздуха. Транспортировка тепловой энергии затруднена. 4. Выработка электрической энергии на конденсационных станциях(КЭС) связана с большими потерями тепла: КПД не превышает 35 -38% (Ву кэс > 320 г.у.т./кВтХч). 5. Производство тепловой энергии на отопительных котельных(ОК) достаточно эффективно -КПД не ниже 90 - 92% (Ву ок = 159кг.у.т./Гкал). 6. При раздельной выработке энергий суммарные капиталовложения в КЭС и ОК ниже, чем в ТЭЦ аналогичной мощности. Экономическая эффективность ТЭЦ по сравнению с КЭС и ОК обусловлена значительно меньшими эксплуатационными затратами, в основном по топливной составляющей. Отсутствие единого подхода к определению основной задачи ТЭЦ привело к появлению различных методик распределения эксплуатационных затрат. Действующая на Украине методика распределения топлива на ТЭЦ между тепловой и электрической энергиями ГКД № 34.09.108-98, декларируя равное распределение сэкономленного топлива - «50% на 50%», фактически всю экономию топлива относит на электрическую энергию. Тем самым устанавливаются высокие цены на тепловую энергию, что делает неконкурентоспособными системы централизованного теплоснабжения. Вместе с тем социальная и экономическая база требует принятия компромиссного решения. Предлагаемые ниже методы расчета распределения экономии топлива на ТЭЦ при совместном производстве тепловой и электрической энергий по сравнению с их раздельным производством на ОК и КЭС базируются на общих принципах ценообразования в тепло- и электроэнергетике. 1. Метод пропорционального распределения по отпущенной энергии. 2. Метод пропорционального распределения по потреблению топлива при раздельном производстве энергии на КЭС и ОК. Этим методом достигается равнопроцентное распределение экономии топлива. 3. Метод пропорционального распределения по стоимости основных фондов (капитальных вложениях или амортизационных отчислениях) на ТЭЦ. Распределения стоимости основных фондов между видами энергии производится при определении их себестоимости. Существующая методика требует делить основные фонды пропорционально распределению топлива по видам энергии. Вместе с тем очевидно, что стоимость, например, основных подогревателей, пиковой котельной, сетевых теплофикационных насосов и т.п. должна переноситься на стоимость тепловой энергии, а стоимость электрогенератора, теплофикационных турбин, градирни и т.п. -на стоимость электроэнергии. Стоимость общего оборудования - паровых котлов, химводоочистки, зданий ТЭЦ и т.п. должна распределяться пропорционально, согласно выбранной методике расчета. Алгоритм расчета определения экономии топлива по приведенным методам является общим: 1. Определяются по ТЭЦ за расчетный период времени n, час, фактические показатели: - отпущенная тепловая энергия Nт ТЭЦ, Гкал (МВтХч), - отпущенная электрическая энергия Nэ ТЭЦ, Гкал (МВтХч), - количество потребленного топлива в условных единицах Ву ТЭЦ, т.у.т., - стоимость основных фондов, отнесенных на производство электроэнергии, Кэ, грн., - стоимость основных фондов, отнесенных на производство тепловой энергии, Кт, грн., -
2. Принимаются для замещающих КЭС и ОК, аналогичной мощности, основные показатели: - коэффициент полезного действия КЭС - кэс, %, - коэффициент полезного действия О К по отпущенной тепловой энергии - ок, % 3. Для замещающих КЭС и ОК рассчитываются потребности топлива, т.у.т.:
4. Определяется количество сэкономленного топлива, DВу, т.у.т,
5. Распределяется сэкономленное топливо по видам отпускаемой энергии: - на производство электроэнергии
-на производство тепловой энергии
7. По ТЭЦ рассчитываются удельные затраты условного топлива Вуэ и Вут, соответственно, на отпуск 1 кВтХч электрической энергии и на 1 Гкал тепловой энергии:
Пример сравнительного анализа предлагаемых методов распределения топлива, а так же расчеты ГКД 34.09.108-98 и методом «50% на 50%» с учетом корректировки формул в ГКД 34.09.108-98 и «50% на 50%» по сэкономленному топливу, приведен в таблице: Для примера принят турбоагрегат Т-100 с отчетным временем работы 1 час. Пример примечателен тем, что в определенных условиях согласно ГКД 34.09.108-98 расход топлива на производство тепловой энергии на ТЭЦ выше, чем в котельной. В этом случае говорить о преимуществах централизованного теплоснабжения от ТЭЦ бессмысленно. Считаем, что применение данной методики приводит к серьезному экономическому ущербу. В предлагаемых нами методиках пропорционального распределения топлива все участники равноправны. Предлагаемые методы расчета позволят распределить расходы топлива по видам энергии, которые учитываются при определении стоимости единицы энергии на источнике. Вместе с тем при проектировании и эксплуатации ТЭЦ следует учитывать стоимости тепловой и электрической энергий у потребителя с учетом транспортных затрат от источника энергии до потребителя. Это требование может вызвать необходимость частичного отступления от принятого метода и принудительной корректировки распределения сэкономленного топлива. Следует так же изменить требования к распределению основных фондов (постоянные затраты) по видам энергии при определении стоимости единицы производимой энергии. Вывод: Действующая методика отнесения практически всей экономии от комбинированной выработки тепла и электроэнергии на себестоимость электроэнергии приводит к искусственному завышению себестоимости тепловой энергии, а иногда и к тому, что себестоимость тепловой энергии, отпускаемой от ТЭЦ, оказывается выше себестоимости тепла, вырабатываемого в котельных, а это противоречит самой сути теплофикации, технологически подразумевающей однозначную выгодность выработки тепла на ТЭЦ.
«Журнал «Новости теплоснабжения» №02, 2000 г., http://www.ntsn.ru»
www.combienergy.ru Повышение КПД ТЭС Образование |
коэффициент полезного действия ТЭЦ, 1\ тэц, %
- суммарная потребность топлива, S Вур, т.у.т.,
Повышение КПД ТЭС | Наименование параметра | Значение |
| Тема статьи: | Повышение КПД ТЭС |
| Рубрика (тематическая категория) | Образование |
Одной из важнейших проблем современных ТЭС является низкий КПД, составляющий всего 30,...,35 %. Наибольшие потери связаны с уносом тепла с охлаждающей водой.
Для повышения КПД используется технологическая схема комбинированного производства электроэнергии и тепла, отпускаемого потребителям для производственных нужд или для теплофикации и горячего водоснабжения. С этой целью в турбинах производится отбор пара необходимых параметров после соответствующих ступеней. При этом через конденсатор проходит гораздо меньше пара, что позволяет повысить КПД до 60,…,65 %. Электростанции такого типа называют ТЭЦ (тепло-электро-централь).
Повышение КПД должна быть достигнуто и за счёт подъема параметров острого пара. По оценкам специалистов повышение температуры пара до 600 оС позволит увеличить КПД примерно на 5 %, а подъем давления до 30 МПа – на 3,…,4%.Правда, для этого потребуется металл с более высокими показателями прочности. В 60-е годы прошлого века на Каширской ГРЭС был пущен экспериментальный блок СКР-100 с параметрами пара 31,5 МПа и 650 оС, но до промышленной эксплуатации его не удалось довести. Сегодня у нас отсутствуют даже опытно-промышленные образцы блоков на такие параметры, хотя за рубежом они разрабатываются.
Важно заметить, что для существенного повышения КПД разработана и уже применяется технологическая схема бинарного цикла с использованием газовой и паровой турбин. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 4.8.
Рис. 4.8. Принципиальная схема ПГУ
Простейшая газотурбинная установка (ГТУ) состоит из камеры сгорания (1), газовой турбины (2) и воздушного компрессора (3). Газовая турбина используется здесь для привода синхронного генератора (4) и компрессора. Принцип работы ГТУ прост: сжимаемый компрессором воздух нагнетается в камеру сгорания, в которую подается и газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются в турбину, для которой они являются рабочим телом. Отработавшие в турбине газы здесь не выбрасываются в атмосферу как в простой ГТУ, а поступают в котел-утилизатор (8), где их тепло используется для производства пара и обеспечения термодинамического цикла по обычной схеме. КПД паро-газовой установки (ПГУ) во многом определяется температурой Т1 продуктов сгорания на входе газовой турбины. При Т1=1300 оС достигается КПД около 53%. Освоение газовых турбин, способных надежно работать при Т1=1460 оС позволит поднять КПД ПГУ до 60 %. Стоит сказать, что для начального запуска ГТУ используется разгонный двигатель (9).
Сегодня в мировой практике более половины планируемых к вводу новых блоков на ТЭС будут работать по бинарному циклу. В США, к примеру, уже работают 67 таких электростанций с общей мощностью 40,6 ГВт. Современные ПГУ значительно дешевле угольных ТЭС, дают меньше вредных выбросов, требуют меньше обслуживающего персонала.
Повышение КПД ТЭС - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Повышение КПД ТЭС" 2014, 2015.
referatwork.ru
