Энергетические ресурсы Земли (стр. 10 )

РОУ - редукционно-охладительная установка

Особенности ТЭЦ следующие:

1) строятся вблизи потребителей тепла;

2) обычно работают на привозном топливе;

3) большую часть выработанной электроэнергии выдают потреби­телям ближайшего района (на генераторном или повышенном напряжении);

4) работают по частично вынужденному графику выработки элект­роэнергии (т. е. график зависит от теплового потребления):

5) низкоманевренны (так же, как и КЭС);

6) имеют относительно высокий суммарный КПД (до 50-70%). На ТЭЦ энергия топлива используется сначала для производства электроэнергии, а затем менее ценная теплота применяется для нужд теплофикации. Показателем тепловой экономичности для ТЭЦ служит КПД по выработке электроэнергии hэс и теплоты hтс :

; ; (4.33)

где Qот - количество теплоты, отпущенной потребителю, кДж; Bэ и Вт - соответственно расход топлива на производство электроэнер­гии и теплоты, кг. На рис. 4.10 приведен тепловой баланс ТЭЦ. (ОТТ - отбор тепла на теплофикацию).

Рис.4.10. Тепловой баланс ТЭЦ

Удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт*ч элект­роэнергии вэу определяется:

(4.34)

Средний расход условного топлива на ТЭЦ составляет 265 г/(кВт*ч), что на 35% ниже, чем в среднем по КЭС.

Удельный расход условного топлива на выработку единицы тепло­ты для внешнего потребителя, кг/МДж, равен:

(4.35)

Мощность современных ТЭЦ достигает 1000 МВт, на них устанав­ливаются энергоблоки мощностью 60. 100. 135 и 250 МВт.

4.4 Газотурбинные установки.

Для повышения маневренности тепловых станций на них стали применять газотурбинные установки (ГТУ). В газовых турбинах проис­ходит преобразование тепловой энергии газов в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако может использоваться и газооб­разное топливо (естественный природный газ и искусственный газ).

Рис.4.11. Структурная схема ГТУ

Принципиальная схема ГТУ приведена на рис. 4.11. Воздух предварительно сжимается в компрессоре К и поступает в камеру сжигания КС, где он смешивается с топливом и воспламеняется. Горячие выхлопные газы при температуре 750°С и давлении 26 кгс/см2 поступают сначала в турбину высокого давления Тв, а затем в турбину низкого давления Тн, Здесь газ, расширяясь, совершает работу, отработанные газы ОГ выбрасываются в атмосферу. Турбина высокого давления Тв служит приводом компрессора К, а низкого давления Тн - приводом турбо­генератора Г. Чтобы проанализировать работу газовой турбины, пост­роим ее теоретический цикл (рис.4.12). Этот цикл носит название цикла Брайтона. Процесс а-в - адиабатическое сжатие. Затем следует нагрев при постоянном давлении - процесс в-с. Сжатый газ, нагретый до высокой температуры, расширяется в турбине (процесс c-d ). В точке d температура газа выше, чем в точке а, но давление одинако­во. В замкнутом цикле затем следует охлаждение до Тд, и процесс повторяется. В открытом цикле атмосфера выполняет роль холодного источника для изобарного процесса охлаждения d-a.

Рис.4.12. р, V и Т, s - диаграммы цикла Брайтона

Термический КПД для ГТУ:

(4.36)

Рассмотрим, как зависит ht от температуры. Считая, что теп­лоемкость Ср рабочего тела постоянна, можно записать:

(4.37)

(4.38)

Используя (4.37), (4.38), получим:

(4.39)

КПД ГТУ может находиться в пределах: от 35 до 60%.Мощности ГТУ, изготовляемых в РФ, достигают 100 МВт. Одно из основных дос­тоинств ГТУ - их высокая маневренность (время запуска от 3 до 60 мин), что позволяет их использовать для покрытия пиков электри­ческой нагрузки в суточных графиках. Ведущее место в мире по изго­товлению ГТУ занимают США. В США работают более 600 ГТУ, и они вы­рабатывают около 9% всей электроэнергии. Для энергетических уста-

новок применяются одновальные турбины, когда компрессор и ступени турбины соединены воедино и вращаются с одной скоростью. Диапазон номинальных мощностей этих ГТУ находится в пределах от 19 до 100 МВт. Разрабатываются ГТУ, которые будут работать по замкнутому циклу. Универсальность использования таких установок с различными источниками тепловой энергии, включая атомные и тепловые, работаю­щие на угле, будет способствовать их широкому использованию энер­гетическими компаниями. На рис.4.13 приведена схема ГТУ в замкну­том цикле, использующая различные варианты источников тепла и ути­лизации тепловой анергии отработавших газов. В качестве рабочего тела РТ применяется гелий или воздух. Подогрев РТ производится в регенераторе Р.

Рис.4.13. Схема работы ГТУ в замкнутом цикле.

4.5. Парогазовые установки:

В настоящее время практически исчерпаны возможности повышения КПД электрических станций с паровыми турбинами. Поэтому большое внимание обращают на применение установок с комбинированными циклами, в которых паротурбинный цикл сочетается с различными высоко­температурными циклами. Одним из видов таких установок являются парогазовые, в которых реализуется парогазовый цикл (рис. 4.14). Он представляет собой цикл, с двумя рабочими телами: в области высоких температур рабочим телом являются продукты сгорания топлива, а в области низких температур - вода. Воздух, сжатый в компрессоре 1 до 6.7 кгс/см2, подается в камеру сгорания высоконапорного пароге­нератора 6, где при сжигании топлива генерируется пар для паровой турбины 7. Газы с температурой около 770°С из парогенератора 6 поступают в газовую турбину 2, после которой они имеют температуру 450°С и используются, для подогрева конденсата и питательной воды в экономайзерах 3, 4, 5 и подогревателях 8-10.

В качестве топлива для парогазовых установок используют как, природный газ, так и жидкое топливо. Мощности таких установок сос­тавляют 200 МВт. КПД этих установок достигает 44%.

4.6. Гидравлические электрические станции:

В проектировании, строительстве и эксплуатации ГЭС РФ занима­ет передовые позиции в мире. В 1993 г. на ГЭС вырабатывалось около 16% электроэнергии. Значение ГЭС для всей энергетики страны опре­деляется следующими технологическими и экономическими особенностя­ми:

использованием ими непрерывно возобновляемых природных источ­ников энергии рек;

исключительно высоким КПД преобразования гидравлической энер­гии в электрическую ( свыше 90% );

полной автоматизацией процессов производства электроэнергии, сводящей до минимума трудовые затраты в процессе эксплуатации ГЭС;

высокой долговечностью сооружений гидроузлов, простотой и на­дежностью их оборудования;

большой маневренностью, т. е. способностью практически мгно­венно и без потерь производить смены режимов работы, быстро прини­мать и сбрасывать нагрузки, покрывать кратковременные пики нагру­зок, регулировать частоту тока в энергосистеме, а также выполнять в ней функции аварийного, резерва.

Мощность ГЭС можно определить по выражению (кВт):

Рис.4.14. Структурная схема парогазовой установки:

- воздух; - острый пар; - продукты сгорания;- питательная вода, конденсат; - пар отборов;

- пар промперегрева.

(4.40)

где Q - расход воды, м/с (мощность потока воды, протекающего через некоторое сечение - створ); Н - напор, м (разность уровней верхне­го и нижнего бассейнов).

Для увеличения напора строят искусственные гидротехнические сооружения. На равнинных реках напор создается с помощью плотины; в горных местностях строят специальные обводные каналы, называемые деривационными. На равнинных реках ГЭС с плотинной схемой создания напора разделяются на два типа: русловые и приплотинные. На ГЭС с напором до 25-36 м здание станции, как и плотина, воспринимает на­пор и располагается в русле реки. Такие ГЭС называются русловыми. При напорах более 30 м здание - ГЭС помещается за плотиной. Такие ГЭС называются приплотинными, на них весь напор воспринимается плотиной. В зависимости от величины напора и мощности на ГЭС ис­пользуют различные типы гидротурбин. На равнинных реках с напором до 20 м широко применяются горизонтальные капсульные гидроагрегаты мощностью до 45МВт. На ГЭС с напором до 80 м успешно работают поворотно-лопастные и пропеллерные турбины мощностью до 200 МВт. При напорах более 80 м применяются радиально - осевые турбины, мощ­ности этих турбин 240, 300, 500 И 640 МВт.