Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ) , в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.
На рис. 4.10 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки, так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котёл-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов получают пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.
Рисунок 4.10. Принципиальная схема простейшей парогазовой установки
Котёл-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения , в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребрёнными трубами, внутрь которых подаётся рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трёх элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель , состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции . Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котёл-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией .
В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения . Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов q Г , поступающих из газовой турбины (обычно на 25 - 30 °С).
Под схемой котла-утилизатора на рис. 4.10 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения q Г на входе до значения q ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а ). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нём происходит испарение воды. При этом её температура не изменяется (процесс a - b ). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 .
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6 , повышающего давление питательной воды, направляется снова в котёл-утилизатор.
Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берётся от уходящих газов ГТУ. Общий вид котла – утилизатора приведен на рис.4.11.
Рисунок 4.11. Общий вид котла – утилизатора
Электростанция с ПГУ показана на рис. 4.12, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens , каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котёл-утилизатор 8 . Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 установлена байпасная (обводная) дымовая труба 12 и газоплотный шибер 6 .
Рисунок 4.12. Электростанция с ПГУ
Основные преимущества ПГУ.
1. Парогазовая установка - в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии.
2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит её тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов ПГУ по сравнению с паросиловой примерно соответствует уменьшению расхода топлива на производство электроэнергии.
3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально высокая маневренность ПТУ обеспечивается наличием в её схеме ГТУ, изменение нагрузки которой происходит в течение нескольких минут.
4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.
5. ПГУ имеет более низкую стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объёмом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Главным недостатком всех тепловых электростанций является то, что все виды применяемого топлива являются невосполнимыми природными ресурсами, которые постепенно заканчиваются. Кроме того, ТЭС потребляют значительное количество топлива (ежедневно одна ГРЭС мощностью 2000 МВт сжигает за сутки два железнодорожных состава угля) и являются самыми экологически «грязными» источниками электроэнергии, особенно если они работают на высокозольных сернистых топливах. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных и гидравлических электростанций, ведутся разработки электрических станций, использующих восполняемые или другие альтернативные источники энергии. Однако, несмотря ни на что ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, как минимум в ближайшие 50 лет.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 4
1. Тепловая схема ТЭЦ – 3 балла.
2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС – 3 балла.
3. Компоновка современных ТЭС – 3 балла.
4. Особенности ГТУ. Структурная схема ГТУ. КПД ГТУ – 3 балла.
5. Тепловая схема ГТУ – 3 балла.
6. Особенности ПГУ. Структурная схема ПГУУ. КПД ПГУ – 3 балла.
7. Тепловая схема ПГУ – 3 балла.
ЛЕКЦИЯ 5
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. ТОПЛИВО ДЛЯ АЭС. ПРИНЦИП РАБОТЫ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА АЭС С ТЕПЛОВЫМИ РЕАКТОРАМИ. РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ. ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ СОВРЕМЕННЫХ АЭС
Основные понятия
Атомная электростанция (АЭС) это электростанция, вырабатывающая электрическую энергию путём преобразования тепловой энергии, выделяющейся в ядерном реакторе (реакторах) в результате управляемой цепной реакции деления (расщепления) ядер атомов урана. Принципиальное отличие АЭС от ТЭС только в том, что вместо парогенератора используется ядерный реактор - устройство, в котором осуществляется управляемая цепная ядерная реакция, сопровождающаяся выделением энергии.
Радиоактивные свойства у урана впервые обнаружил французский физик Антуан Беккерель в 1896 году. Английский физик Эрнест Резерфорд впервые осуществил искусственную ядерную реакцию под действием – частиц в 1919 году. Немецкие физики Отто Ган и Фриц Штрасман открыли в 1938 году, чтоделение тяжёлых ядер уранапри бомбардировке нейтронами сопровождается выделением энергии. Реальное использование этой энергии стало делом времени.
Первый ядерный реактор построен в декабре 1942 года в США группой физиков Чикагского университета под руководством итальянского физика Энрико Ферми . Впервые была реализована незатухающая реакция деления ядер урана. Ядерный реактор, названный СР-1, состоял из графитовых блоков, между которыми были расположены шары из природного урана и его двуокиси. Быстрые нейтроны, появляющиеся после деления ядер 235 U , замедлялись графитом до тепловых энергий, а затем вызывали новые деления ядер. Реакторы, в которых основная доля делений происходит под действием тепловых нейтронов, называют реакторами на тепловых (медленных) нейтронах; в таких реакторах замедлителя значительно больше чем урана.
В Европе первый ядерный реактор Ф-1 был изготовлен и запущен в декабре 1946 года в Москве группой физиков и инженеров во главе с академиком Игорем Васильевичем Курчатовым . Реактор Ф-1 был набран из графитовых блоков и имел форму шара диаметром примерно 7,5 м. В центральной части шара диаметром 6 м в отверстиях графитовых блоков были размещены урановые стержни. Реактор Ф-1, как и СР-1, не имел системы охлаждения, поэтому работал на малых уровнях мощности: от долей до единиц ватта.
Результаты исследований на реакторе Ф-1 послужили основой проектов для промышленных реакторов. В 1948 году под руководством И. В. Курчатова начались работы по практическому применению энергии атома для получения электроэнергии.
Первая в мире промышленная атомная электростанция мощностью 5 МВт была запущена 27 июня 1954 года в г. Обнинске Калужской области . В 1958 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт (полная проектная мощность 600 МВт). В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а в апреле 1964 г. генератор 1-й очереди дал электроэнергию потребителям. В сентябре 1964 года был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 МВт. Второй блок мощностью 350 МВт запущен в декабре 1969 года. В 1973 году запущена Ленинградская АЭС.
В Великобритании первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 году в Колдер-Холле. Через год вступила в строй АЭС мощностью 60 МВт в Шиппингпорте (США).
Мировыми лидерами по производству ядерной электроэнергии являются:США (788,6 млрд. кВт ч/год), Франция (426,8 млрд. кВт ч/год), Япония (273,8 млрд. кВт ч/год), Германия (158,4 млрд. кВт ч/год) и Россия (154,7 млрд. кВт ч/год). На начало 2004 года в мире действовал 441 энергетический ядерный реактор, российское ОАО «ТВЭЛ» поставляет топливо для 75 из них.
Крупнейшая АЭС в Европе - Запорожская АЭС г. Энергодар (Украина) - 6 атомных реакторов суммарной мощностью 6 ГВт. Крупнейшая в мире АЭС - Касивадзаки-Карива (Япония) - пять кипящих ядерных реакторов (BWR ) и два продвинутых кипящих ядерных реактора (ABWR ), суммарная мощность которых составляет 8,2 ГВт.
В настоящее время в России работают АЭС: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Ростовская, Калининская, Кольская, Курская, Ленинградская, Нововоронежская, Смоленская.
В разработках проекта Энергетической стратегии России на период до 2030 года предусмотрено увеличение производства электроэнергии на атомных электростанциях в 4 раза.
Атомные электростанции классифицируются в соответствии с установленными на них реакторами:
l реакторы на тепловых нейтронах , использующие специальные замедлители для увеличения вероятности поглощения нейтрона ядрами атомов топлива;
l реакторы на быстрых нейтронах .
По виду отпускаемой энергии атомные станции делятся на:
l атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки только электроэнергии;
l атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию.
В настоящее только в России рассматриваются варианты строительства атомных станций теплоснабжения.
АЭС не использует воздух для окисления топлива, не даёт выбросов золы, оксидов серы, углерода и т.д. в атмосферу, имеет радиоактивный фон ниже, чем на ТЭС, но, как и ТЭС, потребляет огромное количество воды для охлаждения конденсаторов.
Топливо для АЭС
Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего вместо органического топлива . Ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах (Нигер, Франция, ЮАР), либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подземного выщелачивания (Канада, Россия, США). Уран широко распространён в природе, но богатых по содержанию залежей урановых руд нет. Уран содержится в различных горных породах и воде в рассеянном состоянии. Природный уран это смесь в основном неделящегося изотопа урана 238 U (более 99%) и делящегося изотопа 235 U (примерно 0,71%) , который и представляет собой ядерное горючее (1 кг 235 U выделяет энергию равную теплоте сгорания примерно 3000 т каменного угля).
Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана . Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки, на котором 90% природного обеднённого урана направляется на хранение, а 10% обогащается до 3,3 - 4,4 %.
Из обогащённого урана (точнее диоксида урана UO 2 или окиси-закиси урана U 2 O 2 ) изготавливают тепловыделяющие элементы - ТВЭЛы - цилиндрические таблетки диаметром 9 мм и высотой 15-30 мм. Эти таблетки помещают в герметические циркониевые (поглощение нейтронов цирконием в 32,5 раза меньше чем сталью) тонкостенные трубки длиной около 4 м. ТВЭЛы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук.
Все дальнейшие процессы расщепления ядер 235 U с образованием осколков деления, радиоактивных газов и т.д. происходят внутри герметичных трубок ТВЭЛов .
После постепенного расщепления 235 U и уменьшения его концентрации до 1,26%, когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора , некоторое время хранят в бассейне выдержки, а затем направляют на радиохимический завод для переработки.
Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо стремятся сжигать полностью, на АЭС невозможно расщепить ядерное топливо на 100%. Поэтому на АЭС нельзя рассчитать КПД по удельному расходу условного топлива. Для оценки эффективности работы энергоблока АЭС используется КПД нетто
,
где - выработанная энергия, - выделившееся в реакторе тепло заодно и тоже время.
Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет 30 - 32 %, но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37 - 40 %, не вполне правомочно.
Кроме изотопа урана 235 в качестве ядерного топлива также используются:
- изотоп урана 233 ( 233 U ) ;
- изотоп плутония 239 ( 239 Pu );
- изотоп тория 232 ( 232 Th ) (посредством преобразования в 233 U ).
Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями.
Применение ПГУ для сегодняшней энергетики - наиболее эффективное средство значительного повышения тепловой и общей экономичности электростанций на органическом топливе. Лучшие из действующих ПГУ имеют КПД до 46%, а проектируемые - до 48-49%, т. е. выше, чем на проектируемых МГД-установках.
Среди различных вариантов ПГУ наибольшее распространение получили следующие схемы: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ), ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла, ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК), полузависимые ПГУ, ПГУ с внутри цикловой газификацией твердого топлива.
Разработанные в НПО ЦКТИ ПГУ с высоконапорным парогенератором работают на природном газе или на жидком газотурбинном топливе (рис. 9.8). Воздушный компрессор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повышается. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6- 1,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генерации пара и его перегрева. После промежуточного перегревателя - последней поверхности нагрева ВПГ - газы с температурой примерно 700 °С поступают в дополнительную камеру сгорания, где догреваются до 900 °С и поступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трехступенчатый газоводяной экономайзер, где они охлаждаются питательной водой и основным конденсатом паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает постоянную температуру уходящих газов 120- 140 °С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит частичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки.
Рис. 9.8. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором ВПГ-600-140:
БС - барабан-сепаратор; ПЕ - пароперегреватель; ПП - промежуточный перегреватель; И - испарительные поверхности нагрева; ЦН- циркуляционный насос; ЭК1 - ЭКШ - газоводяные экономайзеры утилизации теплоты уходящих газов ГТУ; ДПВ - деаэратор питательной воды; ДКС - дополнительная камера сгорания
Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паротурбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.
Существенным преимуществом данной установки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего придавлении в газовом тракте 0,6-1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком изготавливается в заводских условиях. В соответствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГне превышает 350-10 3 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экранированы сварными газоплотными панелямииз оребренных труб.
ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверхности нагрева высоконапорного парогенератора.
Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроенными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо.
Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.
На рис. 9.9 показана компоновка ПГУ-200-250 с турбинами К-160-130 и ГТ-35-770 или К-210-130 и ГТ-45-3. Аналогичная установка ряд лет успешно работает на Невинномысской ГРЭС. Применение таких ПГУ способно обеспечивать экономию топлива на ТЭС на 15%, снижение удельных капиталовложений на 12-20%, снижение металлоемкости оборудования на 30% по сравнению с паротурбинной ГРЭС.
ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретым (450-550°С) забалластированным окислителем с содержанием кислорода 14-16%. По этой причине их целесообразно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле (рис. 9.10). ПГУ по такой схеме реализована и успешно работает на Молдавской ГРЭС (станционные энергоблоки № 11 и 12). Для ПГУ использовано серийное оборудование: паровая турбина К-210-130 ПОТ ЛМЗ на параметры пара 13 МПа, 540/540 °С, газовая турбина ГТ-35-770 ПОАТ ХТЗ, электрогенераторы паровой и газовой ступеней ТГВ-200 и ТВФ-63-243, однокорпусный паровой котел с естественной циркуляцией типа ТМЕ-213 производительностью 670*10 3 кг/ч. Котел поставляется без воздухоподогревателя и может работать как «под наддувом», так и с уравновешенной тягой. Для этого в схеме предусмотрены дымососы ДС. Данная схема ПГУ позволяет работать в трех различных режимах: режим ПГУ и режимы автономной работы газовой и паровой ступеней.
|
Рис. 9.9. Компоновка главного корпуса ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором:
а - поперечный разрез; б - план; обозначения см. на рис. 9.8
Основным является режим работы установки по парогазовому циклу. Уходящие газы газовой турбины (в ее камере сгорания сжигается жидкое газотурбинное топливо) подаются в основные горелки котла. В горелки поступает и подогретый в калорифере недостающий для процесса горения воздух, нагнетаемый вентилятором дополнительного воздуха ВДВ. Уходящие газы парового котла охлаждаются в экономайзерах высокого и низкого давления и затем направляются в дымовую трубу. Через экономайзер высокого давления ЭКВД как в режиме ПГУ, так и при автономной работе паровой ступени подается примерно 50% питательной воды после питательных насосов. Затем вся питательная вода поступает в основной экономайзер котла с температурой 250°С. В экономайзер низкого давления ЭКНД поступает основной конденсат турбины после ПНД5 (при нагрузках больше 50%) либо после ПНД4 (при нагрузках ниже 50%). В связи с этим регенеративные отборы паровой турбины частично разгружены, а давление пара в ее проточной части несколько возрастает; увеличен пропуск пара в конденсатор турбины.
|
Рис. 9.9. Продолжение
При автономной работе паровой ступени воздух, необходимый для сжигания топлива в котле, подается дутьевым вентилятором ДВ в калориферы, где подогревается до 180 °С и затем направляется в горелки. Паровой котел работает под разрежением, создаваемым дымососами ДС. При автономной работе газовой ступени уходящие газы направляются в дымовую трубу.
Возможность работы ПГУ в различных режимах обеспечена установкой автоматически управляемой системы быстрозапорных газовоздушных шиберов (заслонок) большого диаметра, монтируемых на газовоздуховодах для отключения того или иного элемента установки. Это удорожает схему и снижает ее надежность.
С повышением температуры газов перед газовой турбиной ПГУ и при более низкой степени сжатия воздуха в компрессоре содержание кислорода в уходящих газах газовой турбины уменьшается, что требует подачи дополнительного количества воздуха. Это приводит к увеличению объема газов, проходящих через конвективные поверхности нагрева парового котла, а также потерь теплоты с уходящими газами . Возрастает и расход электроэнергии на привод дутьевого вентилятора. При сжигании в котле твердого топлива подогретый воздух используется в системе пылеприготовления.
Опыт эксплуатации ПГУ-250 на Молдавской ГРЭС показал, что ее экономичность в значительной степени зависит от нагрузки паровой и газовой ступеней. Удельный расход условного топлива при номинальной нагрузке 240-250 МВт достигает 315 г/(кВт-ч).
Парогазовые электростанции подобного типа широко распространены за рубежом (США, Англия, ФРГ и др.). Преимущество ПГУ этого типа заключается в том, что используется паровой котел обычной конструкции, в котором возможно применение любого вида топлива, в том числе твердого. В камере сгорания ГТУ сжигают не более 15-20% необходимого для всей ПГУ топлива, что уменьшает потребление его дефицитных сортов. Пуск такой ПГУ обычно начинают с пуска ГТУ, использование теплоты уходящих газов которой позволяет поднять в паровом котле параметры пара и сократить количество топлива, расходуемого на пуск паротурбинного оборудования.
|
Рис. 9.10. Принципиальная тепловая схема ПГУ-250 со сбросом газов ГТУ в топку парового котла:
ПЕ- пароперегреватель свежего пара; ПП-промежуточный пароперегреватель; ЭК, ЭКВД, ЭКНД - экономайзеры: основной, высокого и низкого давления; П1 –П7 - подогреватели системы регенерации паровой ступени; ДПВ - деаэратор питательной воды; ПЭН, КН, ДН - питательный, конденсатный, дренажный насосы; НР - насос рециркуляции основного конденсата в ЭКНД; ДВ, ВДВ - вентиляторы дутьевой и дополнительного воздуха; КЛ1,КЛ11 - калориферы первой и второй ступеней; В - впрыскпитательной воды из промежуточной ступени ПЭН; ДС - дымосос
ПГУ с утилизационными паровыми котлами позволяют использовать уходящие газы газовых турбин для генерации пара. На таких установках возможна реализация чисто бинарного цикла без дополнительного сжигания топлива с получением пара низких параметров. На рис. 9.11 приведена предложенная МЭИ схема такой ПГУ, в которой используются газовая турбина ГТЭ-150-1100 и турбина насыщенного пара К-70-29, применяемая на АЭС. Параметры пара перед турбиной 3 МПа, 230 °С. По условию допустимых температурных перепадов между газами и паром и наиболее полного использования теплоты уходящих газов промежуточный пароперегреватель выполнен газопаровым и размещен за экономайзером по ходу газов. Часть дымовых газов за газовой турбиной вводится в рассечку между испарительной и экономайзерной поверхностями нагрева утилизационного парового котла УПК, что обеспечивает нужный температурный напор. Для таких установок характерны высокие значения энергетического коэффициента ПГУ и использование только высококачественного органического топлива, главным образом природного газа. При температуре наружного воздуха +15°С и температуре уходящих газов 160 °С суммарная электрическая мощность ПГУ составляет приблизительно 220 МВт, КПД равен 44,7%, а, удельный расход условного топлива 281 г/(кВт-ч).
Рис. 9.11. Принципиальная тепловая схема ПГУ-220 с котлом-утилизатором и турбиной на насыщенном паре без дожигания топлива:
УПК - утилизационный котел (парогенератор); С - сепаратор влаги; ДН - дренажный насос; остальные обозначения см. на рис. 20.8, 20.10
Всесоюзным теплотехническим институтом и АТЭП разработан вариант маневренной ПГУ без дожигания топлива перед утилизационным паровым котлом. В состав ПГУ включены одна газовая турбина ГТЭ-150-1100, одноцилиндровая паровая турбина мощностью 75 МВт на параметры пара 3,5 МПа, 465 °С при расходе пара 280-10 3 кг/ч, утилизационный паровой котел с поверхностью нагрева 40-10 3 м 2 из оребренных труб. Модуль главного корпуса электростанции такой ПГУ-250 запроектирован однопролетным с шириной пролета 24 м. Газотурбинная установка, паровая турбина и электрический генератор между ними смонтированы в виде одновального агрегата. При температуре наружного воздуха +5 °С ПГУ-250 имеет удельный расход условного топлива 279 г/(кВт-ч).
Применение в схеме ПГУ с котлами-утилизаторами более мощных серийных паротурбинных установок потребует большего расхода пара высоких параметров. Это возможно при повышении температуры газов на входе в котел до 800-850 °С за счет дополнительного сжигания до 25% общего расхода топлива (природного газа) в горелочных устройствах котла. На рис. 20.12 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-800 такого типа по проекту ВТИ и АТЭП. В ее состав включены две газотурбинные установки ГТЭ-150-1100 ПОТ ЛМЗ, двухкорпусный утилизационный паровой котел ЗиО на суммарную паропроизводительность 1150-10 3 кг/ч и параметры пара 13,5 МПа, 545/545 °С, паровая турбина К-500-166 ПОТ ЛМЗ. Данная схема имеет ряд особенностей. Регенеративные отборы турбины (кроме последнего) заглушены; в системе регенерации имеется только смешивающий ПНД. Применена без-деаэраторная схема с деаэрацией конденсата турбины в конденсаторе и в смешивающем подогревателе. Конденсат с температурой 60 °С подается двумя питательными насосами ПЭ-720-220 в экономайзер котла. Отсутствие регенеративных отборов пара повышает его пропуск в конденсатор турбины, электрическая мощность которой ограничена в связи с этим до 450 МВт.
Утилизационный паровой котел П-образной компоновки прямоточного типа состоит целиком из конвективных поверхностей нагрева. В каждый из корпусов УПК после ГТУ поступают уходящие газы в количестве 680 кг/с с температурой 430-520 °С и содержанием кислорода 14-15,5%. В основных горелках УПК сжигается природный газ. а температура газов перед поверхностями нагрева котла повышается до 840-850 °С. Продукты сгорания последовательно охлаждайся в пароперегревателях (промежуточном и основном), в испарительных и экономайзерных поверхностях нагрева и при температуре ~125°С направляются в дымовую трубу. Специфической особенностью котла является его работа при значительном массовом расходе газов. Отношение его паропроизводительности к расходу продуктов сгорания в 5-6 раз ниже, чем у обычных паровых котлов энергоблоков. В результате этого минимальный температурный напор перемещается из зоны промежуточного пароперегревателя (для прямоточного газомазутного котла) на горячий конец экономайзера. Небольшое значение этого температурного напора (20- 40 °С) заставило конструкторов УПК выполнить экономайзер из оребренных труб диаметром 42X4 мм, что снизило его массу, но повысило аэродинамическое сопротивление котла. Вследствие этого несколько уменьшилась электрическая мощность газотурбинной установки и всей ПГУ.
Основным режимом ПГУ-800 является ее работа по парогазовому циклу, при этом утилизационный паровой котел работает под наддувом. Преимущество таких ПГУ-возможность режимов автономной работы газовой и паровой ступеней. Самостоятельная работа ПГУ происходит при несколько пониженной мощности в связи с повышенным сопротивлением выхлопа, осуществляемого транзитом газов через котел-утилизатор. Для обеспечения автономной работы паротурбинного блока необходимо некоторое усложнение схемы, в которую дополнительно должны быть включены шиберы и дымососы. При таком режиме работы закрывают шиберы 1 и 2 (рис. 9.12) и открывают шиберы 3 -5. Основное количество уходящих газов котла (около 70%) обогащают воздухом и при помощи дымососа рециркуляции ДР с температурой 80 °С направляют к дополнительным горелкам перед котлом. При этом количество сжигаемого в УПК топлива возрастает втрое. Неиспользованное количество уходящих газов котла (около 30%) дымососом ДС сбрасывают в дымовую трубу.
Для работы ПГУ на резервном жидком газотурбинном топливе необходимо предусмотреть в тепловой схеме дополнительный подогрев воды до 130-140°С во избежание коррозии хвостовых поверхностей нагрева. Такой режим работы окажется поэтому менее экономичным.
ПГУ с утилизационными паровыми котлами обладают высокой маневренностью. Они рассчитаны примерно на 160 пусков в год; время пуска после простоя 6-8 ч равно 60 мин, а после останова на 40-48 ч - 120 мин. При разгружении ПГУ в первую очередь уменьшают нагрузку газотурбинных агрегатов со 100 до 80% прикрытием входных направляющих аппаратов (ВНА) компрессоров. Дальнейшее понижение нагрузки производят уменьшением расхода топлива, сжигаемого в горелках УПК, снижением паропроизводительности последнего с сохранением температуры газов перед газовыми турбинами. При достижении 50% номинальной нагрузки ПГУ одна из ГТУ и соответствующий ей корпус УПК отключаются. С понижением нагрузки паровой ступени и паропроизводительности УПК происходит перераспределение температур по тракту, а температура уходящих газов увеличивается до 170-190°С (при 50% нагрузке котла). Это повышение температуры недопустимо по условиям работы дымососов и дымовой трубы. Для поддержания допустимой температуры уходящих газов утилизационный паровой котел при пониженных нагрузках переводится с прямоточного в сепараторный режим работы со сбросом избыточной теплоты в конденсатор паровой турбины. В схеме паротурбинной установки предусмотрены встроенный сепаратор и растопочный расширитель. Переход на сепараторный режим повышает расход топлива на ПГУ по сравнению с прямоточным режимом работы на 5-10%.
ПГУ с утилизационными паровыми котлами целесообразно устанавливать в газоносных районах Западной Сибири, Средней Азии и др. По данным ВТИ ПГУ-800 обладает высокими энергетическими показателями. При температуре наружного воздуха +5°С, температуре газов перед газовыми турбинами 1100°С мощность ПГУ составит примерно 766 МВт, а удельный расход условного топлива (нетто) - 266 г/(кВт-ч). С изменением температуры воздуха в пределах от +40 до -40 °С мощность ПГУ изменяется в диапазоне 550-850 МВт вследствие значительного изменения мощности двух ГТУ. Экономия от внедрения ПГУ-800 вместо обычного энергоблока 800 МВт составит в год 5,7-10 6 руб. (204-10 6 кг условного топлива).
Рис. 9.12. Принципиальная тепловая схема ПГУ-800 с котлом-утилизатором и с дожиганием топлива:
1-5 - переключаемые газоплотные шиберы; ДС - дымосос; ДР - дымосос рециркуляции газов; С - сепаратор влаги; РР - растопочный расширитель; СПИД - смешивающий подогреватель низкого давления
Вариант компоновки главного корпуса ПГУ-800 по проекту ВТИ и АТЭП приведен на рис. 9.13. Расчетные капиталовложения в главный корпус ПГУ составляют 89 руб/кВт. Его сооружение позволит сэкономить на КЭС с шестью блоками ПГУ-800 по сравнению с установкой шести газомазутных энергоблоков 800 МВт до 9-10 6 кг стали и до 8-10 6 кг железобетона.
Сочетание газотурбинных и паротурбинных установок с использованием типового серийного оборудования осуществляется в полузависимой парогазовой установке (рис. 9.14). Она предназначается для использования при прохождении пиков графика электрической нагрузки и предполагает полное или частичное отключение подогревателей высокого давления по пару. В результате его пропуск через проточную часть паровой турбины повышается и реализуется прирост мощности паровой ступени примерно 10-11%. Понижение температуры питательной воды компенсируется ее дополнительным подогревом в газоводяном экономайзере уходящими газами газовой турбины. Температура уходящих газов ГТУ снижается при этом примерно до 190 °С. Суммарный прирост пиковой мощности с учетом работы ГТУ составляет 35- 45% базовой мощности паротурбинного блока. Удельный расход условного топлива близок к расходу при автономной работе этого блока.
|
Рис. 9.13. Вариант компоновки главного корпуса парогазовой установки ПГУ-800:
1-газовая турбина ГТЭ-150-1100; 2 - электрический генератор ГТУ; 3-забор воздуха в компрессор ГТУ; 4 – утилизационный паровой котел; 5 -паровая турбина К-500-166; 6- дымосос; 7 - дутьевой вентилятор; 8 -газоход
Рис. 9.14. Принципиальная тепловая схема полузависимой парогазовой установки:
ГВЭ - газоводяной экономайзер; ПК - паровой котел; остальные обозначения см. на рис. 9.8.
Полузависимые ПГУ целесообразно устанавливать в европейской части СССР. По данным ЛМЗ рекомендуются следующие сочетания паровых и газовых турбин: 1 X К-300-240+1 Х ГТЭ-150-1100; 1 Х К-500-130+ 1 Х ГТЭ-150-1100; 1 X К-1200-240 + 2 X ГТЭ-150-1100 и др. Увеличение расчетных капитальных вложений в газотурбинную установку составит около 20%, а экономия условного топлива в энергосистеме при эксплуатации ПГУ в пиковом режиме- (0,5-1,0) X Х10 6 кг/год. Для получения пиковой мощности перспективно использование в схеме полузависимых ПГУ также теплофикационных установок.
Рассмотренные схемы ПГУ предполагают частичное или полное использование высококачественного органического топлива (природного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедрение. Значительный интерес представляют разработанные ЦКТИ различные схемы парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами и внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 20.15), позволяющие перевести парогазовые установки целиком на уголь.
|
Рис. 9.15. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ и внутрицикловой газификацией угля:
/- сушка топлива; 2 - газогенератор; 3 - высоконапорный парогенератор (ВПГ); 4 - барабан-сепаратор; 5 - дополнительная камера сгорания ВПГ; 6- циркуляционный насос ВПГ; 7-экономайзер утилизации теплоты уходящих газов газовой турбины; 8-дымовая труба; 9- скруббер; 10- подогреватель генераторного газа; ДК -дожимающий компрессор; ПТ - паровая приводная турбина; РГТ- расширительная газовая турбина; /- свежий пар; // - пар промперегрева; /// - сжатый воздух после компрессора; IV - очищенный генераторный газ; V - зола; VI-IX - питательная вода и конденсат турбины
Предварительно измельченный уголь (дробленка угля 3-10 мм) подается для подсушки в сушилку и через окислитель (для предотвращения шлакования) в газогенератор. Один из вариантов схемы - газификация угля в газогенераторе с «кипящим» слоем на паровоздушном дутье. Газификация топлива обеспечивается подачей в газогенератор воздуха после дожимающего компрессора и пара из «холодной» нитки промежуточного перегрева. Воздух для газификации в количестве примерно 3,2 кг на 1 кг кузнецкого угля последовательно сжимается в основном и дожимающем компрессорах (давление повышается на 10%) и после смешения с паром поступает в газогенератор. Газификация угля происходит при температуре, близкой к 1000 °С.
Генераторный газ охлаждается, отдавая свою теплоту рабочему телу паротурбинной части, затем очищается от механических примесей и серосодержащих соединений и после расширения в расширительной газовой турбине (для уменьшения потребления пара при- водной турбиной дожимающего компрессора) поступает в высоконапорный парогенератор и его дополнительную камеру сгорания для сжигания. Остальная часть тепловой схемы совпадает со схемой обычной ПГУ с ВПГ.
ВНИПИэнергопромом совместно с НПО ЦКТИ разработан проект теплофикационного парогазового энергоблока мощностью 225 МВт с внутрицикловой газификацией угля. Для этой цели использовано типовое энергетическое оборудование: двухкорпусный высоконапорный парогенератор ВПГ-650-140 ТКЗ, газотурбинный агрегат ГТЭ-45-2 ХТЗ, теплофикационная паровая турбина Т-180-130 ЛМЗ, а также два газогенератора с паровоздушным дутьем ГГПВ-100-2 производительностью по 100 т/ч кузнецкого угля. Технико-экономические расчеты показали, что по сравнению с обычным паротурбинным теплофикационным блоком 180 МВт применение парогазового энергоблока позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении в 1,5 раза, обеспечить экономию топлива до 8%, значительно снизить вредные выбросы в атмосферу, получить суммарный годовой экономический эффект в 2,6-10 6 руб. Рассмотренный парогазовый энергоблок будет использован при создании более мощных ПГУ-1000 на углях Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов.
Парогазовые установки получили достаточно широкое применение в США, ФРГ, Японии, Франции и др. В ПГУ в основном сжигается природный газ и жидкое топливо различных видов. Внедрению ПГУ способствовало появление мощных ГТУ (70-100 МВт) с начальной температурой газов 900-1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизационными паровыми котлами (рис. 9.16) барабанного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4-9 МПа в зависимости от того, производится в них дополнительное сжигание топлива или нет. На рис. 9.17 дана схема утилизационного парового котла для ПГУ с газовой турбиной МW701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из оребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды.
Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла – утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е., при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа.
Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно – энергетических затрат.
ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок:
ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела;
Паросиловые – приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию.
КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине.
Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК.
Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения о наиболее рациональных направлениях утилизации тепла ГТУ.
В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1).
По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котел – утилизатор. Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1.
Рисунок 6.1 - Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором
Рисунок 6.2 - Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S
Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1" – 2" - 3" – 4"- 5" – 1" (рис. 6.2). Условно цикл начинается процесса 1" – 2" –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Р нп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2" – 3" – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3" – 4" – перегрев пара в перегревателе; 4" – 5" – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5" – 1" – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается.
Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла – утилизатора показана на рис. 6.3.
Котел – утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой – либо энергетической установки.
Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок.
По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П".
Водяной экономайзер - это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор).
Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *.
В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения.
Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками.
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.
Принципиальная схема атомных электростанций
По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238).
Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями.
Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9).
Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС
Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окружающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения.
По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3 ) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3 ). На рис. 2.9 цифрами 5 , 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС.
Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов.
В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:
АЭС с реакторами на тепловых нейтронах ;
АЭС с реакторами на быстрых нейтронах .
Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу.
Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10.
Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.
Активная зона реактора - область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты.
К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относятся электростанции, которые вырабатывают и отпускают потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию. При этом в качестве теплоносителей служат пар из промежуточных отборов турбины, частично уже использованный в первых ступенях расширения турбины для выработки электроэнергии, а также горячая вода с температурой 100-150° С, нагреваемая отбираемым из турбины паром. Пар из парового котла поступает по паропроводу в турбину где он расширяется до давления в конденсаторе и потенциальная энергия его преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора. Часть пара после нескольких ступеней расширения отбирается из турбины и направляется по паропроводу потребителю пара. Место отбора пара, а значит, и его параметры устанавливаются с учетом требований потребителя. Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электроэнергии и производству и отпуску теплоэнергии.
Газотурбинные установки (ГТУ) состоят из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины. Воздух из атмосферы поступает в компрессор, приводимый в действие пусковым двигателем, и сжимается. Далее под давлением его подают в камеру сгорания, куда одновременно подводится топливным насосом жидкое или газообразное топливо. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750-770° С), в камеру сгорания подают в 3,5-4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива. В камере сгорания он разделяется на два потока: один поток поступает внутрь жаровой трубы и обеспечивает полное сгорание топлива, а второй обтекает жаровую трубу снаружи и, подмешиваясь к продуктам сгорания, снижает их температуру. После камеры сгорания газы поступают в газовую турбину, находящуюся на одном валу с компрессором и генератором. Там они, расширяясь (примерно до атмосферного давления), совершают работу, вращая вал турбины, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и в настоящее время КПД около 30%.
Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД по сравнению с отдельно взятыми ПТУ и ГТУ. Кроме того, при таком объединении достигается ряд конструктивных преимуществ, приводящих к удешевлению установки. Распространение получили два типа ПГУ: с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла. Высоконапорный котел работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из котла с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину, на одном валу с которой находятся компрессор и генератор. Компрессор нагнетает воздух в топочную камеру котла. Пар из высоконапорного котла направляется к конденсационной турбине, на одном валу с которой находится генератор. Отработавший в турбине пар переходит в конденсатор и после конденсации насосом подается снова в котел. Выхлопные газы турбины подводятся к экономайзеру для подогрева питательной воды котла. В такой схеме не требуется дымосос для удаления отходящих газов высоконапорного котла, функцию дутьевого насоса выполняет компрессор. КПД установки в целом достигает 42-43%. В другой схеме парогазовой установки осуществляется использование теплоты отработавших газов турбины в котле. Возможность сброса отработавших газов турбины в топочную камеру котла основывается на том, что в камере сгорания ГТУ топливо (газ) сжигают с большим избытком воздуха и содержание кислорода в выхлопных газах (16-18%) является достаточным для сжигания основной массы топлива.
29. АЭС: устройство, типы реакторов, параметры, режимные характеристики.
АЭС относятся к тепловым ЭС, т.к. в их устройстве есть тепловыделители, теплоноситель и генератор эл. тока – турбина.
АЭС могут быть конденсационными, теплофикационными (АТЭЦ), атомные станции теплоснабжения (АСТ).
Ядерные реакторы классифицируются по различным признакам:
1. по уровню энергии нейтронов:
На тепловых нейтронах
На быстрых нейтронах
2. по виду замедлителя нейтронов: водными, тяжеловодными, графитовыми.
3. по виду теплоносителя: водными, тяжеловодными, газовыми, жидко металлическими
4. по числу контуров: одно-, двух-, трех- контурные
В современных реакторах для деления ядер исходного топлива используются в основном тепловые нейтроны. Все они имеют прежде всего так называемую активную зону , в которую загружается ядерное топливо, содержащее уран 235 замедлитель (обычно графит или вода). Для сокращения утечки нейтронов из активной зоны последнюю окружают отражателем, выполненным обычно из того же материала, что и замедлитель.
За отражателем снаружи реактора размещается бетонная защита от радиоактивных излучений. Загрузка реактора ядерным топливом обычно значительно превышает критическую. Чтобы по мере выгорания топлива непрерывно поддерживать реактор в критическом состоянии, в активную зону вводят сильный поглотитель нейтронов в виде стержней из карбамида бора. Такие стержни называютрегулирующими или компенсирующими. В процессе деления ядра выделяется большое количество теплоты, которая отводиться теплоносителем в теплообменник парогенератора , где она превращается в рабочее тело – пар. Пар поступает в турбину и вращает ее ротор, вал которого соединен с валом генератора . Отработавший в турбине пар попадает в конденсатор , после которого сконденсированная вода вновь идет в теплообменник, и цикл повторяется.