Энергетические показатели теплоэлектроцентралей

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

Расходы теплоты и коэффициенты полезного действия теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали отпускают потребителям электрическую энергию и теплоту с паром, отработавшим в турбине. В Советском Союзе принято распределять расходы теплоты и топлива между этими двумя видами энергии:

Индексы «с» и «ту» относятся к станции и турбоустановке, «э» -- к электрической энергии, «т» -- к теплоте.

Различают два вида КПД ТЭЦ: 1) по производству (и отпуску) электрической энергии:

2) по производству и отпуску теплоты:

где -- затрата теплоты на внешнего потребителя; -- отпуск теплоты потребителю; т -- КПД отпуска теплоты турбинной установкой, учитывающий потери теплоты при отпуске ее (в сетевых подогревателях, паропроводах и т. д.); т = 0,980,99.

Общий расход теплоты на турбоустановку Qту составляется из теплового эквивалента внутренней мощности турбины 3600Ni, расхода теплоты на внешнего потребителя Qт и потери теплоты в конденсаторе турбины Qк. Общее уравнение теплового баланса теплофикационной турбоустановки имеет вид

В Советском Союзе принят физический метод распределения расхода теплоты между электрической и тепловой энергией. На теплового потребителя относят действительное количество теплоты, затрачиваемой на него, а на электрическую энергию -- остальное количество теплоты:

Для ТЭЦ в целом с учетом КПД парового котла п.к и КПД транспорта теплоты тр получим:

Значение в основном определяется значением значение -- значением .

Выработка электроэнергии с использованием отработавшей теплоты существенно повышает КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с КЭС и обусловливает значительную экономию топлива в стране.

Расход пара на теплофикационную турбину

На ТЭЦ в Советском Союзе применяют, как правило, теплофикационные турбины с регулируемыми отборами и с конденсацией пара. Такие турбины наиболее универсальны, обеспечивают разнообразные режимы отпуска электрической энергии и теплоты.

Расход пара на теплофикационную турбину целесообразно определять путем сравнения с расходом пара на конденсационную турбину с такими же параметрами пара:

/

При отборе пара из турбины в количестве Dт внутренняя мощность ее снижается на величину Dт(hт - hк), где hт и hк -- энтальпии пара в отборе и на входе в конденсатор турбины.

Для восстановления мощности турбины до первоначальной заданной Nэ необходимо увеличить расход свежего пара на турбину в количестве, определяемом из соотношения

,

откуда дополнительный расход пара

и, следовательно, расход пара на турбину с отбором Dт и конденсацией пара равен

Рис. 3.1. Процессы работы пара в теплофикационной турбине с противодавлением (процесс ОР) и в теплофикационной турбине с регулируемым отбором и конденсацией пара (процесс ОРК): pт -- противодавление или давление регулируемого отбора пара

Вводя коэффициент недовыработки мощности паром отбора:

расход пара на теплофикационную турбину с отбором и конденсацией пара можно записать в виде

Коэффициент недовыработки характеризует долю недоработанного теплоперепада пара, идущего в отбор (рис. 3.1). Он имеет и другой смысл; из (3.8а)

,

т.е. коэффициент недовыработки yт определяет относительное увеличение расхода пара на турбину на единицу количества отбираемого пара.

Коэффициент недовыработки yт изменяется в пределах 0 yт 1; yт = 0 при hт = hк, т.е. при отводе полностью отработавшего в турбине пара перед ее конденсатором; yт = 1 при hт = h0, т.е. при отводе свежего пара, не работавшего в турбине. Обычно yт = 0,30,7, в среднем yт = 0,5. Если Dт = 0, то D0 = D0(к) и расход пара отвечает конденсационному режиму без отбора с параметрами, совпадающими с теплофикационным режимом.

Соотношение (3.7) является энергетическим уравнением турбоагрегата, выражающим его энергетический баланс, связь между расходом пара и электрической мощностью турбоагрегата.

Рис. 3.2. Тепловые схемы простейших теплоэлектроцентралей:
а -- ТЭЦ с турбиной с регулируемым отбором и конденсацией пара типа Т (КО); б -- ТЭЦ с турбиной с противодавлением типа Т(Р) и параллельно работающей конденсационной турбиной типа Т(К): ТП -- тепловой потребитель; НОК -- насос обратного конденсата от теплового потребителя; РОУ -- редукционнно-охладительная установка; БК -- смеситель; Г -- электрогенератор; ПК -- паровой котел; ПЕ -- пароперегреватель; К -- конденсатор; КН -- конденсационный насос; ПН -- питательный насос

Уравнение материального (парового) баланса такой турбины имеет вид:

где Dк -- пропуск пара в конденсатор турбины.

Вследствие выработки электроэнергии паром отбора пропуск пара в конденсатор турбины Dк по сравнению с расходом пара D0(к) при конденсационном режиме с той же электрической мощностью уменьшается:

Баланс мощностей в турбине с конденсацией пара и отбором выражается уравнениями двух видов:

;

;

;

.

Величины Nв.д, Nн.д, Nт и Nк обозначают соответственно мощность, развиваемую ЧВД и ЧНД турбины (Dв.д = D0; Dн.д = Dк;) паром, идущим в отбор и через всю турбину в конденсатор.

На рис. 3.2, а показана простейшая схема ТЭЦ с турбиной типа КО. Турбины с отбором и конденсацией пара являются по существу турбинами смешанного теплофикационно-конденсационного типа. Комбинированное производство электрической энергии и теплоты в полном виде осуществляется в теплофикационных турбинах с противодавлением (рис. 3.2, б). Общий тепловой баланс теплофикационной турбины (без потерь в конденсаторе Qк = 0) имеет вид

.

Основное энергетическое свойство такого турбоагрегата заключается в непосредственной зависимости выработки электрической мощности Nэ от пропуска пара через турбину, т. е. от расхода теплоты Qт и пара Dт на теплового потребителя:

так как D0 Dт.

Это свойство турбоагрегатов с противодавлением ограничивает их применение на ТЭЦ Советского Союза. Возможное уменьшение потребления пара Dт не позволяет обеспечивать выработку необходимой электрической мощности. Требуемая при этом дополнительная электрическая мощность значительно усложняет и удорожает всю установку. Расходы теплоты и пара на теплового потребителя связаны уравнением

,

где h0к -- энтальпия обратного конденсата от потребителя; предполагается полный возврат его потребителем.

Подставляя в энергетическое уравнение турбины с противодавлением (3.12) вместо Dт величину Qт, получаем связь между электрической мощностью турбины Nэ и расходом теплоты на внешнего потребителя Qт:

,

где Qт измеряется в ГДж/ч. Из этого соотношения определяется важный энергетический показатель -- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВтч/ГДж:

Этот показатель характеризует отношение теплоперепада пара в турбине к теплоте, отдаваемой отработавшим паром внешнему потребителю.

Рис. 3.3. Зависимость удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении эт от параметров пара: pт -- давление регулируемого отбора пара на отпуск теплоты внешнему потребителю; p0, t0 -- начальные параметры пара; 1 -- p0 = 23,53 МПа; t0 = 540/540°С; 2 -- p0 = 12,75 МПа, t0 = 565°C; 3 -- p0 = 9 МПа, t0 = 530°С; 4 -- p0 = 3,8 МПа, t0 = 440°С

В зависимости от начальных и конечных параметров пара эт = 50100 кВтч/ГДж. Этот показатель применим и для потока пара отбора в турбине с отбором и конденсацией (рис. 3.3).

Сопоставление расходов теплоты и КПД по производству электроэнергии теплофикационным и конденсационным путем

Часовой расход теплоты на теплофикационную турбоустановку типа КО без промежуточного перегрева пара при конденсационном режиме равен:

.

Полный часовой расход теплоты на теплофикационную турбоустановку с конденсацией и отбором пара

Подставив , получим

где -- коэффициент ценности теплоты пара отбора, близкий по значению коэффициенту недовыработки yт и изменяющийся также в пределах от 1 для свежего пара до 0 для пара на выходе из турбины (перед конденсатором), Коэффициент т характеризует потенциал работоспособности пара отбора, а также определяет относительное увеличение полного расхода теплоты на турбоустановку на единицу количества отпускаемой теплоты по сравнению с конденсационным расходом :

,

или

.

В соответствии с физическим методом распределения расхода теплоты между электрической и тепловой энергией расход теплоты на производство электроэнергии рамен

С увеличением отпуска теплоты Qт полный расход теплоты Qтy возрастает, а расход теплоты на производство электроэнергии уменьшается, что обусловливается уменьшением потери теплоты в конденсаторе турбины. Это вытекает непосредственно из сопоставления уравнений общего баланса теплоты турбин типов КО и К:

;

.

Разность , т.е. разность расходов теплоты на производство электроэнергии в конденсационной и теплофикационной турбоустановках равна уменьшению потери теплоты в конденсаторе турбины (в холодном источнике):

где qк = hк - h'к.

Значение Qту = Qк тем больше, чем больше отбор пара Dт и чем меньше коэффициенты yт и т, т.е. чем больше выработка электроэнергии паром отбора.

Для турбин с противодавлением Qк = 0 и КПД по производству электроэнергии

Для идеального турбоагрегата без потерь механических и электрических . Было бы неверно заключить из этого, что энергетическая эффективность такой турбоустановки не зависит от начальных и конечных параметров пара и внутреннего относительного КПД турбины. Повышение начальных и понижение конечных параметров пара, повышение внутреннего относительного КПД турбины с противодавлением (а также потоков пара в отборах в турбине КО) энергетически всегда выгодно, так как при этом возрастает внутренняя электрическая мощность теплофикационной турбины и соответственно должна быть уменьшена мощность, вырабатываемая конденсационным путем в турбоагрегатах энергетической системы. Иначе говоря, эффективность турбоагрегата с противодавлением следует рассматривать не изолированно, а совместно с конденсационными агрегатами энергосистемы.

Сравнение КПД по производству электроэнергии теплофикационной и конденсационной турбоустановками целесообразно выполнить, пользуясь методом энергетических коэффициентов.

КПД по производству электроэнергии турбоустановкой типа КО

.

Здесь принято , т. е. внутренняя мощность турбины Nг = Nг + Nт -- расход теплоты на конденсационный поток пара Dк. Из последнего уравнения следует:

Здесь -- КПД конденсационной турбоустановки при расходе на нее теплоты ; Dк -- расход сквозного конденсационного потока пара в турбине; Aт = Nт/Nк -- энергетический коэффициент пара отбора, равный соотношению мощностей пара отбора и конденсационного потока.

Очевидно, что

т.е. КПД по производству электрической энергии выше КПД конденсационного потока, что обусловливается выработкой электроэнергии на тепловом потреблении, уменьшением потери теплоты в конденсаторе турбины.

Относительное повышение КПД теплофикационной турбоустановки по производству электроэнергии по сравнению с КПД конденсационной турбоустановки равно:



Очевидно, при любом отборе пара . Например, если Nт = Nк и Aт = 1, а также , то При больших значениях Aт относительное повышение КПД еще больше.

Тепловая экономичность и расход топлива на ТЭЦ

теплоэлектроцентраль теплофикационная турбина

Энергетическая эффективность и тепловая экономичность процессов производства (и отпуска) электрической энергии и теплоты в отдельности характеризуются КПД ТЭЦ:

Общую тепловую экономичность процесса совместного производства обоих видов энергии можно характеризовать полным КПД ТЭЦ:

.

Для теплофикационной турбоустановки соответственно получим:

.

Считая полезно произведенной на ТЭЦ только электроэнергию, получаем абсолютный электрический КПД для турбоустановки:



Приняв и обозначив долю теплоты, затрачиваемой в турбоустановке на внешнего потребителя,

найдем соотношение между приведенными выше КПД теплофикационной турбины в виде

.

Отсюда общее соотношение между этими тремя КПД имеет вид

Если известны т и один из КПД, остальные два можно определить по (3.25).

На рис. 3.4 показано изменение и в зависимости от доли отбора пара т = Dт/D0 турбины типа КО (принято м = г = т = 1). Турбина типа КО, являясь общим типом турбин, при т = 0 превращается в турбину типа К, а при т = 1 -- в турбину с противодавлением Р.

Рис. 3.4. Зависимость внутренних КПД теплофикационной турбоустановки (по производству электроэнергии и абсолютного ) от доли отбора пара т: К -- конденсационный режим работы; Р -- режим работы с противодавлением

При конденсационном режиме оба КПД совпадают (точка К на рис. 3.4), при работе с противодавлением КПД .

КПД возрастает примерно линейно с увеличением т. КПД возрастает сначала медленно, затем все быстрее, достигая значения КПД при т = 1 (точка Р).

КПД непрерывно снижается с увеличением т от значения КПД турбоустановки типа К до меньшего значения этого КПД для турбоустановки типа Р. Следовательно, абсолютный КПД турбоустановки не характеризует эффективность комбинированного производства электрической энергии и теплоты и не должен использоваться для этой цели.

Общий расход теплоты и топлива на ТЭЦ распределяется между электрической и тепловой энергией аналогично распределению расхода теплоты на турбоустановку, т.е. посредством коэффициента . Получаем:



Аналогично

где Вт + Вэ = В -- общий расход топлива на ТЭЦ.

Расходы топлива связаны с КПД следующими соотношениями:

;

.

Общий расход топлива на ТЭЦ можно определить из уравнения теплового баланса парового котла:

(при отсутствии промежуточного перегрева). Из уравнения часового энергетического баланса можно определить удельный расход условного топлива с теплотой сгорания 29,308 кДж/г на единицу производимой электрической энергии, г/(кВтч):

Наименьшее значение КПД ТЭЦ по производству электроэнергии соответствует ее конденсационному режиму, для которого, например, , и тогда г/(кВтч). Наиболее высокое значение КПД имеет ТЭЦ при работе турбин с противодавлением без потерь теплоты в конденсаторе. При этом

.

Например, при получим г/(кВтч).

Коэффициент полезного действия и удельный расход теплоты на производство электроэнергии на ТЭЦ , кДж/(кВтч), связаны соотношением

если , то кДж/(кВтч). При использовании КПД нетто определяются соответствующие показатели bэ.н и ТЭЦ.

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, отпущенной для внешнего потребителя, кг/ГДж, определяют из уравнения

При получим: кг/ГДж.

При дополнительном отпуске теплоты пиковыми водогрейными котлами учитывают также расход топлива на них (см. § 8.8).

Вопросы распределения расходов электроэнергии на собственные нужды между вырабатываемой на ТЭЦ электроэнергией и теплотой рассмотрены в § 11.4 и 19.3.

Сравнение комбинированного и раздельного производства электрической и тепловой энергии

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии обеспечивает уменьшение расхода топлива. Однако при малой годовой продолжительности теплового потребления и дешевом топливе экономичным может быть раздельное производство электрической энергии и теплоты. При этом электрическая энергия вырабатывается конденсационным путем, а теплота отпускается из котельной низкого давления (в виде исключения -- с редуцированным паром из энергетических котлов). Энергетическая установка, состоящая в этом случае из КЭС и котельной низкого давления (КНД), называется раздельной (РУ) (рис. 3.5).

Рис. 3.5. Тепловая схема простейшей раздельной установки (РУ):
КНД -- котельная низкого давления; КЭС -- конденсационная электростанция; ТП -- тепловой потребитель; Г -- электрогенератор

Сравним тепловую экономичность ТЭЦ и РУ. Обязательным условием сравнения таких установок является их энергетическая сопоставимость, т.е. равный отпуск каждого вида энергии. Сравнение проводим в первом приближении по расходам пара, затем -- по расходам теплоты и топлива.

Общий расход пара на РУ

,

на ТЭЦ

.

Здесь Dкэс и D0(к) -- расходы пара на конденсационную выработку одинаковой электрической мощности Nэ на КЭС и ТЭЦ: D0(к) Dкэс, отсюда

,

т. е. уменьшение расхода пара на ТЭЦ по сравнению с расходом на РУ равно снижению пропуска пара в конденсатор теплофикационной турбины КО по сравнению с пропуском пара через турбину К.

Общий расход теплоты топлива составляет:

на РУ

,

на ТЭЦ

.

Принимая , получаем

,

где т -- коэффициент ценности теплоты, затрачиваемой на внешнего потребителя на ТЭЦ.

Сравнение расходов топлива на ТЭЦ и РУ -- один из основных элементов общего их технико-экономического сопоставления.

Общий расход топлива:

на РУ

,

на ТЭЦ

.

Общая электрическая мощность Nэ на ТЭЦ составляется из мощностей Nт, вырабатываемой паром отбора, и Nк, вырабатываемой конденсационным потоком. Мощность Nт производится с удельным расходом условного топлива (как в турбине с противодавлением), мощность Nк -- с .

Разделим общую мощность Nэ на КЭС также на две составляющие мощности Nк и Nт, полученные с одинаковым удельным расходом условного топлива bкэс. Тогда написанные выше выражения для расходов топлива примут вид

;

.

Имея в виду, что , и принимая , получаем:

Это важное соотношение позволяет определить экономию топлива благодаря комбинированному производству электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, т.е. благодаря теплофикации.

Приняв bкэс = 0,30 кг/(кВтч) и кг/(кВтч), получим B = 0.15Nт, кг/ч. Для теплофикационной мощности Nт = 1 млн. кВт экономия условного топлива составит B = 150 т/ч, или около 500 тыс. т в год. В Советском Союзе теплофикация обеспечивает ежегодную экономию условного топлива около 25 млн. т.

Заменяя в (3.31) Nт = этQт где эт -- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении Qт, получаем удельную экономию условного топлива, кг/ГДж:

.

Принимая эт = 50150 кВтч/ГДж, получаем b = 7,522,5 кг/ГДж, в среднем b = 15 кг/ГДж.

При отпуске теплоты Qт = 1 млн. ГДж экономия условного топлива благодаря теплофикации B составляет примерно 15 тыс. т.

Формула (3.32) наглядно показывает зависимость эффективности теплофикации от энергетического совершенства выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.е. от параметров пара и КПД турбины и ТЭЦ.

3.6. Использование отработавшей теплоты турбин в котельной установке

Предварительная подсушка топлива. В отдельных случаях на электростанциях применяют предварительную подсушку твердого топлива для снижения его влажности, улучшения условий его сжигания в топках паровых котлов и для повышения их экономичности. После удаления внешней влаги улучшается сыпучесть угля, хранение и транспорт подсушенного топлива становятся надежнее, улучшается работа мельничных систем и увеличивается их производительность.

В замкнутых системах пылеприготовления с молотковыми мельницами или мелющими вентиляторами, используемых в современных паровых котлах, подсушка и размол топлива осуществляются одновременно. Угольная пыль и сушильный агент (горячий воздух, топочные газы) подаются в топочную камеру котлов.

На некоторых электростанциях, использующих как высоковлажное топливо (бурый уголь, лигниты), так и каменный уголь умеренной влажности, применяют разомкнутую систему пылеприготовления. Благодаря более низкой температуре смеси сушильного агента и водяных паров (90-100°С) по сравнению с температурой уходящих газов парового котла (120-140°С) общая потеря с физической теплотой сбрасываемых в атмосферу газов и паров уменьшается. КПД парового котла при этом существенно возрастает за счет снижения потерь теплоты с уходящими газами и от недожога топлива. Снижаются расходы электроэнергии на тягу и дутье, на пылеприготовление.

Более широкое применение получил вариант разомкнутой системы пылеприготовления с паровой сушкой топлива в паровых трубчатых сушилках. На некоторых электростанциях в СССР (схема ВТИ) и за рубежом такая система успешно эксплуатируется с использованием отборного пара турбоустановок. Возможна разомкнутая схема подсушки влажных топлив в мельницах уходящими газами паровых котлов с присадкой к ним горячих газов из конвективной шахты котла. Такая схема (разработанная ЦКТИ) также высокоэкономична и может найти применение на крупных энергоблоках.

При предварительной паровой подсушке угля паровые сушилки, углеразмольные мельницы (УМ) и их вспомогательное оборудование образуют общую сушильно-размольную систему в виде отдельной установки, называемой центральным пылезаводом (ЦПЗ). Установка ЦПЗ на ТЭС приводит к возрастанию капиталовложений в электростанцию. Индивидуальная разомкнутая система пылеприготовления с газовой предварительной подсушкой топлива перед углеразмольными мельницами (УМ) также увеличивает удельные капиталовложения в ТЭС.

Рис. 3.6. Принципиальная схема электростанции:

а -- с паровой сушкой топлива на ЦПЗ; б --с индивидуальной газовой сушкой топлива в углеразмольных мельницах (УМ); в -- с предварительным подогревом котельного воздуха; Qт.п, Qгтл, Qв -- расходы теплоты отработавшего пара и отбираемых газов на подсушку топлива или подогрев котельного воздуха; Qп.т -- расход теплоты подсушенного топлива (угольной пыли) на паровой котел; Qс.т -- теплота сырого топлива; Qп.к -- полезная тепловая нагрузка парового котла; Qту -- полный расход теплоты на турбоустановку; , , , , -- потери теплоты соответственно в центральном пылезаводе, в паровом котле, при транспорте теплоты, в турбоустановке, в углеразмольных мельницах

Принципиальная схема электростанции (энергоблока) с разомкнутой предварительной подсушкой топлива приведена на рис. 3.6. В соответствии с этой схемой, кроме КПД турбинной установки, транспорта теплоты и парового котла, нужно учитывать еще КПД сушильно-размольной системы (ЦПЗ или УМ), который в общем виде можно выразить так:

Потери теплоты в сушильно-размольной системе в виде потерь с физической теплотой воздуха и выделенных при подсушке топлива водяных паров, из-за уноса частичек пыли в атмосферу и рассеяния теплоты в окружающую среду оцениваются в размере 1 - 4%, т.е. п.т = 0,960,99.

При паровой сушке топлива (рис. 3.6, а) отработавшим паром турбин КПД электростанции (энергоблока)

.

Введем обозначение доли теплоты, отпускаемой турбоустановкой с паром на подсушку топлива:

.

Преобразуем отношение Qп.т/Qс.т с использованием (3.33):

После подстановки получаем:

Таким образом, КПД электростанции (энергоблока) является функцией КПД отдельных элементов схемы, а кроме того, -- доли отпуска теплоты с отработавшим паром из турбинной установки для подсушки топлива тл. Если тл = 0 и отсутствует предварительная подсушка топлива (п.т = 1), получаем обычное выражение для КПД электростанции .

Абсолютный электрический КПД турбоустановки и КПД турбоустановки по производству электроэнергии связаны соотношением

,

поэтому (3.34) принимает вид

Из (3.34) следует, что КПД электростанции с подсушкой топлива отработавшим паром как правило, выше абсолютного КПД ТЭЦ

, т. е.

,

но ниже КПД ТЭЦ по производству электроэнергии :

.

Произведение при коэффициенте тл в предыдущих формулах характеризует использование теплоты отработавшего пара, отводимого для подсушки топлива в технологическом контуре, включающем сушильно-размольную систему, паровой котел, трубопроводы электростанции. Величина определяет относительную затрату теплоты в этом контуре.

Для определения коэффициента тл нужно знать параметры и расход пара на сушку Dтл. К паровым сушилкам обычно подводят пар с давлением 0,5 МПа и температурой 250°С. По проведенным расчетам для энергоблока 300 МВт на подмосковном буром угле Dтл = 18 кг/с; для энергоблока 800 МВт на ГСШ Dтл = 10 кг/с.

Принимая для численной иллюстрации полученных формул тл = 0,05, а также следующие значения КПД установок электростанций: ; ; ; ; по (3.35) получаем:

.

При этом

;

.

Следовательно, как и было показано выше, .

В индивидуальных разомкнутых пылесистемах с газовой сушкой топлива в углеразмольных мельницах (рис. 3.6, б) используется смесь уходящих газов парового котла и газов, отводимых из его конвективной шахты. КПД энергоблока в этом случае определяем способом, аналогичным использованному при выводе (3.34):

.

Вводим обозначение доли теплоты, отводимой с газами парового котла в углеразмольные мельницы для газовой сушки топлива:

.

КПД углеразмольной системы в общем виде

.

Используем эти величины для преобразования отношения :

.

После подстановки получим:

При расчете энергоблока 500 МВт на канско-ачинском буром угле с газовой разомкнутой сушкой топлива получаем: ; ; ; ; . Отсюда по (3.36)

.

Предварительный подогрев котельного воздуха. При использовании сернистого топлива (мазут, уголь) необходима защита поверхностей нагрева воздухоподогревателя (ВП) и отводящих коробов газов от коррозии (считается допустимой скорость коррозии менее 0,3 мм/год). Применение простого технического решения -- рециркуляции части горячего воздуха -- связано со значительным увеличением поверхности ВП и с перерасходом электроэнергии на перекачку воздуха при ухудшении КПД котла и повышении температуры уходящих газов. Поэтому в настоящее время широко применяют предварительный подогрев котельного воздуха в энергетических калориферах, составленных из отдельных секций типа СО-110 или СО-170 (по данным ВТИ, от 40 до 100 секций на паровой котел). Греющей средой является отборный пар турбоустановки с параметрами 0,4--0,5 МПа и температурой около 200°С (рис. 3.7). Перед подачей в ВП воздух подогревают до 70-90°С в зависимости от вида топлива, а при растопке парового котла, перед включением мазутных форсунок, повышают температуру воздуха до 110-120°С. Современные установки для предварительного подогрева воздуха (УППВ) решают также задачи по улучшению санитарно-гигиенической обстановки для персонала и вентиляции помещений электростанций (особенно для районов с низкими температурами наружного воздуха).

Рис. 3.7. Схема комбинированной установки предварительного подогрева котельного воздуха (по ВТИ): 1 -- паровоздушные или водовоздушные аппараты I ступени подогрева воздуха; 2 -- жалюзи рециркуляции воздуха; 3 -- тепловыделения оборудования;
4 -- воздухозаборные устройства; 5 -- дутьевой вентилятор;
6 -- основные энергетические калориферы; 7 -- смеситель;
8 -- вентилятор рециркуляции; 9 -- воздухоподогреватель парового котла

КПД энергоблока с предварительным подогревом котельного воздуха определяется по формуле

КПД парового котла с предварительным подогревом котельного воздуха по прямому балансу

Введем обозначение доли теплоты, отпускаемой турбоустановкой с паром на подогрев воздуха:

.

Используем выражения для п.к и в и преобразуем отношение

:

.

Отсюда

,

Или

Абсолютный электрический КПД связан с КПД турбинной установки по производству электроэнергии соотношением

,

поэтому (3.38) можно записать в виде

Из (3.38) и (3.39) следует, что при использовании отработавшей теплоты турбин в котельной установке КПД электростанции выше, чем КПД КЭС, но ниже КПД ТЭЦ с внешним потреблением теплоты, т.е.

.

Предварительный подогрев котельного воздуха отборным паром турбоустановки обеспечивает не только защиту воздухоподогревателей паровых котлов от коррозии, но может дать и дополнительную экономию топлива при условии использования низкопотенциальных отборов пара. При повышенном давлении отборного пара на калориферную установку возможен перерасход условного топлива на ТЭС на 1-1,5 г/(кВтч).



Рис. 3.8. Принципиальная тепловая схема электростанции с подогревом газов рециркуляции отборным паром турбины:

ДР -- дымосос рециркуляции уходящих газов; ТО1, ТО2, ТО3 -- газопаровые теплообменники

Подогрев газов рециркуляции котлов отборным паром турбины. Рециркуляция части дымовых газов в топочные камеры паровых котлов ТЭС применяется в СССР и за рубежом для регулирования температуры пара промежуточного перегрева, подавления оксидов азота и др. Для этой цели обычно забирают до 20--30% газов перед воздухоподогревателем, что связано с дополнительными капиталовложениями и затратами электроэнергии на привод дымососов рециркуляции. Использование схемы ВЗПИ для парового подогрева части уходящих газов котла отборным паром турбины (рис. 3.8) позволяет в значительной степени компенсировать недостатки рециркуляции за счет снижения удельного расхода топлива на электростанции. Экономия топлива происходит вследствие совершения дополнительной работы паром регенеративных отборов на единицу пропуска пара в конденсатор.

Размещено на Allbest.ru