Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов. Это обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПТУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и парогазовыми установками.
В настоящее время различают Парогазовые установки двух типов:
а) с высоконапорными котлами и ее сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла;
б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в ;котле.
Принципиальные схемы ПТУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8.
Как видно из рис. 2.7, на котором представлена принципиальная схема ПТУ с высоконапорным паровым котлом, этот тип ПТУ содержит следующие элементы. В ПТУ используется высоконапорный котел I, 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 скова в котел I.
В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2. На одной 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 функции дутьевого насоса 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 I. Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16-18% кислородом благодаря наличию компрессора , поступают в котел I. .
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 схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива.
Рис. 2.7. Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным котлом
Рис. 2.8. Принципиальная схема ПГУ с выбросом отработанных газов в паровом котле
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.
.
2.3. Перспективы развития теплоэлектростанций
Как и в предшествующие пятилетия, ТЭС будут играть значительную роль в производстве электроэнергии в СССР. Так, на 1981-1985 гг. намечено ввести 35,2 млн.кВт, что составит 51,1% прироста мощностей всех электростанций страны. При этом в Европейской части Советского Союза прирост мощностей на тепловых станциях составит 11,0 млн.кВт, причем на ТЭЦ - около 8,0 млн.кВт, что объясняется развитием теплоснабжения в этом регионе страны.
Развитие тепловых электрических станций будет характеризоваться следующими особенностями.
I. Несмотря на то, что по сравнению с 1980 г. установленная мощность тепловых турбинных электростанций с учетом демонтажа старого оборудования увеличивается на 14,7%, расход органического топлива на производство электроэнергии в 1985 г. будет больше, чем в 1980 г., только на 2,5 %.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.