Теплоснабжение и тепловые сети

единицу топлива на производство 9 единицу электрической энергии на замещающей КЭС, имеющей к.п.д. 43%.

Врезультате в раздельной схеме энергоснабжения общий расход топлива составит 162 единицы, а в комбинированной – 121 единицу или на 25% меньше.

Взависимости от конкретных условий и технического уровня источников энергии комбинированное производство электрической и тепловой энергии по сравнению с раздельным ее производством может экономить до 30% топлива, что очень важно для рационального использования первичного энергоресурса в энергетике.

Однако выражения (1.2), (1.3) не раскрывают энергетические возможности теплофикационного цикла, которые заключаются в том, чтобы получить как можно больше полезной работы (выработка электроэнергии) на отпускаемой потребителю теплоте с отработавшим в турбине паром.

Это отражает показатель удельной теплофикационной выработки энергии на единицу отпускаемой от турбины теплоты (на тепловом потреблении):

Если qо и q2 выражены в одинаковых единицах измерения, то является безразмерной величиной. Например, применительно к энергетическим потокам, представлен-

ным на рис. 1.3, ε 5643 0,61, что является достаточно высоким показателем.

Как будет показано дальше, чем больше величина , тем больше экономия топлива в энергосистеме за счет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Из выражений (1.1) и (1.4) следует, что между термическим к.п.д. t конденсационного цикла и показателем эффективности теплофикационного цикла имеется взаимосвязь:

которая показывает, что все термодинамические методы повышения экономичности конденсационного цикла должны применяться и в теплофикационном цикле. Это повышение начальных и понижение конечных параметров рабочего тела, применение промежуточного перегрева пара и развитого регенеративного подогрева питательной воды.

11

На средних и крупных ТЭЦ применяются паровые турбины типа Р (с противодавлением), Т (с двумя отопительными отборами пара и конденсационной частью), ПТ (с производственным отбором, одним либо двумя отопительными отборами и конденсационной частью) мощностью от 50 до 250 МВт с высокими и закретическими начальными параметрами пара. Их характеристика дана в приложениях 6а, 6б.

На мини-ТЭЦ (в котельных) и малых ТЭЦ применяются турбины Р и ПР мощностью от 500 кВт до 6000 кВт с низкими и средними начальными параметрами пара (приложение 6в).

Вгазотурбинном цикле рабочим телом в тепловом двигателе – газовой турбине являются продукты сгорания топлива – дымовые газы.

Вотличие от паротурбинного цикла газотурбинный имеет следующие особенно-

сти.

1.Более высокую температуру газов перед турбиной – 800…1300 С. В паровой турбине она пока не превышает 600 С.

2.Более высокую температуру отработавших газов – 430…500 С. В паровой конденсационной турбине она оставляет 24-33 С (при давлении 0,03…0,05 бар).

3.Большой расход энергии на привод компрессора, сжимающего воздух для повышения его давления перед камерой сгорания, – до 60% от полезной мощности самой турбины. Для уменьшения мощности компрессора применяется ступенчатое сжатие воздуха с его промежуточным охлаждением. Дополнительно энергия может расходоваться компрессором, повышающим давление газообразного топлива. В паротурбинном цикле в зависимости от начального давления (3,5–25 МПа) на привод конденсатного и питательного насосов расходуется 0,8–3,5% мощности от полезной мощности турбины.

Последние обстоятельства учитываются при определении оптимальной степени повышения давления воздуха (отношение давления воздуха за и перед компрессором) в увязке с выбором оптимального отношения температур рабочего тела перед газовой турбиной Т3 и на выхлопе в атмосферу Т1.

Для приведенного простейшего цикла его термический к.п.д. определяется по формулам:

ê

12

где Cpm – средняя массовая теплоемкость газов в данном интервале температур

процесса; ÐÐ2 – степень повышения давления воздуха в компрессоре; к – показа-

1

тель адиабаты.

Как видно из (1.6) и (1.7), чем выше Т3 (температура газов в начале цикла) и , тем больше t.

Если учесть потребление в газотурбинном цикле механической энергии на привод компрессора, то фактический термический к.п.д, определяется как

где wо(ГТУ), wот, wок – соответственно внутренняя работа газотурбинной установки (ГТУ) в целом, турбины и компрессора.

Если дополнительно учесть потери энергии в проточной части турбины и компрессора, характеризуемые внутренним относительным к.п.д. oi , то эффективность цикла можно выразить через абсолютный внутренний к.п.д.

где wi(ГТУ), wiт, wiк – соответственно внутренняя полезная работа ГТУ турбины и компрессора; oi (тк) – произведение внутреннего относительного к.п.д. турбины и компрессора.

В отличие от термического к.п.д. t, который непрерывно растет с увеличением степени повышения давления , абсолютный к.п.д. цикла i увеличивается с возрастанием только до определенного значения, зависящего в свою очередь от отношения Т3/Т1.

Для каждого отношения Т3/Т1 имеется свое оптимальное значение , при котором i становится максимальным. Например, при Т3/Т1=2,7 и опт=2,8 i(макс)=16%.

При Т3/Т1=3,7 и опт=9 i(макс)=27%.

Сегодня имеются энергетические ГТУ мощностью 150…300 МВт с начальной температурой газов 1100…1300 С, степенью повышения давления 20…30 и полной регенерацией, что позволяет получить электрический к.п.д на уровне 40%.

13

Газовые турбины получили широкое распространение в индустриально развитых странах Запада и Азии для привода технологических агрегатов и электрических генераторов. Их мощность колеблется от нескольких сотен киловатт до сотен Мегаватт .

Возможность создания малых ГТУ с начальной температурой рабочего тела 700–900 С является еще одним важным их преимуществом перед паровыми турбинами, у которых даже при мощности 3–6 МВт по условиям создания экономичной проточной части не могут применяться высокие начальные параметры пара.

Энергетические газотурбинные установки применяются как однородные ГТУ, так и в сочетании с паровыми турбинами. Смысл такого комбинирования – это в полной мере использовать термодинамические преимущества обоих рабочих тел.

За счет газовой турбины можно повысить начальную температуру цикла, а за счет паровой понизить конечную температуру цикла, что значительно увеличивает термический к.п.д. комбинированной установки (до 50–53%) против его значения в автономных газотурбинной и паротурбинной установках.

Такая комбинированная установка называется парогазовой установкой (ПГУ). Возможны две технологические схемы ПГУ:

–камерой сгорания ГТУ является высоконапорный парогенератор, где генерируется пар одного, двух давлений, используемый в паровой турбине;

–ГТУ имеют собственные камеры сгорания топлива, а отработавшие в ГТУ газы сбрасываются в специальный котел-утилизатор либо в станционный энергетический котел, генерирующие пар для паровой турбины.

Восновном применяются вторая технологическая схема.

Применение газотурбинных и парогазовых установок в качестве теплофикационных дает значительный энергетический эффект – экономию топлива в энергосистеме, поскольку показатель удельной относительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении здесь может составлять 0,8 – 1,2.

Метод определения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении в абсолютном значении рассматривается ниже.

1.2. Удельная выработка электроэнергии

на тепловом потреблении

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении является одним из основных энергетических показателей, характеризующих эффективность комбинированного производства энергии на ТЭЦ.

14

В абсолютном значении она показывает какое количество киловатт · часов электроэнергии вырабатывается на один МВт (Гкал) теплоты, отпущенной из отборов или противодавления турбины.

Увеличение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, и тем самым и экономии топлива от теплофикации, достигается в паротурбинной установке повышением начальных параметров пара, введение промперегрева пара, увеличением мощности турбины, совершенствованием проточной части турбины, расширением системы регенеративного подогрева конденсата и питательной воды, увеличением числа ступеней подогрева сетевой воды, снижением давления пара в отборах, а также температуры поступающей на ТЭЦ сетевой воды.

Полная удельная выработка электрической энергии определяется по формуле, кВт·ч/МВт:

ров (давление, температура) до давления пара в теплофикационном отборе, кДж/кг;

– энтальпия пара в теплофикационном отборе турбины и его конденсата при давлении в отборе Р Т , кДж/кг;

– относительный внутренний к.п.д проточной части турбины от паровпуска

до отбора; м, г – механический к.п.д турбины и к.п.д электрического генератора; ар – коэффициент, учитывающий увеличение выработки электроэнергии за счет

регенеративного подогрева конденсата пара теплофикационного отбора и добавочной воды, восполняющей потери конденсата:

плового потребления и регенеративном подогреве конденсата пара теплофикационного отбора и добавочной кВт ч/МВт; еpт – доля регенеративной выработки электроэнергии от выработки, на внешнем теплопотреблении.

Величина Wт' находится по формуле (1.10) без учета коэффициента энтальпия пара в теплофикационном отборе находится как, кДж/кг:

15

по термодинамическим таблицам в зависимости от давления отбираемого пара.

Для определения величины Wр требуется расчет схемы регенеративного подогрева конденсата и питательной воды турбины.

Однако в рассматриваемом методе определения величины Wт это можно не делать, поскольку Wр заменяет коэффициент, который с достаточной для практических расчетов точностью может быть найден из выражения

получаемого в результате замещения реальной схемы регенеративного подогрева питательной воды условной, состоящей из одного смешивающего подогревателя.

Здесь Нор – адиабатический теплоперепад в IS – диаграмме от начальных пара-

метров пара перед турбиной до давления пара в условном регенеративном подогревателе, кДж/кг;

iп.в – энтальпия питательной воды за последним подогревателем высокого давления, кДж/кг;

l'т – энтальпия конденсата пара теплофикационного отбора или смеси конденсата и добавочной воды, поступающих в систему регенеративного подогрева, кДж/кг;

iр – энтальпия пара в условном регенеративном отборе, кДж/кг:

Давление пара в условном регенеративном отборе определяется по средней температуре насыщения нагреваемой среды:

где t т – температура конденсата пара теплофикационного отбора или смеси конденсата и добавочной воды, С.

У турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды величина t т принимается среднеарифметической для двух отборов.

16

Величина коэффициента ар зависит от начальных параметров пара, величины тепловой нагрузки, давления пара в теплофикационном отборе, исходной температуры нагреваемого конденсата и может быть в пределах 1,08 1,35.

Для турбоустановок Т-50/60-130, Т-110/120-130 и Т-175/210-130 величина коэф-

где Qт и Dт – тепловая нагрузка отборов турбины и суммарный расход пара на сетевые подогреватели, МВт, т/ч; рв – давление пара в камере верхнего отопительного отбора, бар.

Погрешность при определении коэффициента ар по формуле (1.16) не превыша-

ет 0,6% по сравнению с результатами детального расчета тепловой схемы.

В табл. 1.1 приведены примерные значения полной удельной выработки электроэнергии паротурбинной установкой на тепловом потреблении.

Таблица 1.1 Полная удельная выработка электроэнергии турбоустановкой на тепловом потреблении Wт кВт ч/МВт

*При двухступенчатом подогреве сетевой воды по давлению пара в верхнем отборе.

**Турбоустановка с промперегревом пара.

17

У газотурбинных и парогазовых установок удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении будет гораздо больше.

1.4. Коэффициент теплофикации

Тепловая нагрузка ТЭЦ покрывается за счет теплоты пара отборов (противодавления) турбин и других возможных источников (энергетических или пиковых котлов).

Доля от максимальной часовой тепловой нагрузки ТЭЦ Qртэц, покрываемая за счет отборов турбин Qртур, называется часовым коэффициентом теплофикации òýö÷àñ :

Величина αчастэц определяет экономичность комбинированной схемы энерго-

снабжения, поскольку влияет на электрическую и тепловую мощность ТЭЦ и ее стоимость, экономию топлива от теплофикации, стоимость электрических и тепловых сетей, а также на затраты, связанные с топливообеспечением источников энергии. Особенно большое влияние оказывает на экономичность ТЭЦ, отпускаю-

щих тепловую энергию для целей отопления и вентиляции, вследствие зависимости этих нагрузок от температуры наружного воздуха и резкого изменения их в течение года.

Выбор оптимального значения коэффициента теплофикации для конкретных условий производится на основании технико-экономических расчетов при сопоставлении комбинированной и раздельной схем энергоснабжения по критерию расчетных затрат (см. главу 10). При этом определяющее влияние на величину αчастэц ока-

зывают тип применяемых на ТЭЦ турбин, их параметры и мощность, мощность агрегатов и параметры пара на замещающей КЭС, стоимость установленного кВт мощности на ТЭЦ и замещающей КЭС, а также стоимость используемого топлива.

Ориентировочные значения часового коэффициента теплофикации для

отопительных отборов турбин при стоимости топлива 50-70 usd/ту.т. приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2. Часовой коэффициент теплофикации отопительных отборов турбин ТЭЦ

18

Производственная нагрузка характеризуется значительной равномерностью графика теплопотребления и загрузки отборов турбин в течение года. Поэтому оптимальное значение коэффициента теплофикации для производственных отборов может приближаться к единице и практически находится в пределах 0,85-0,9.

Для покрытия пиковой части графика тепловых нагрузок отопления и вентиляций наиболее целесообразным является использование специальных пиковых водогрейных котлов по сравнению с увеличением мощности энергетических парогенераторов ТЭЦ. К.п.д. пиковых котлов примерно такой же, как и энергетических, а их стоимость в несколько раз меньше.

Расчетная тепловая нагрузка пикового источника равна

Наряду с расчетным часовым коэффициентом теплофикации вводится понятие и годового коэффициента теплофикации, определяемого как отношение годового отпуска теплоты из отборов турбин Qгодтур к общему годовому отпуску теплоты от ТЭЦ

(включая пиковые) источники αгодтэц :

19

где hтур – годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки отборов турбин, час; – годовое число часов использования максимума расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ, час:

Взаимосвязь между ãî ä и ÷àñ имеет интегральный вид.

òýö òýö

1.5. Ступенчатый подогрев сетевой воды у турбин

По аналогии с термодинамическим эффектом, поучаемым в паротурбинном цикле за счет многоступенчатого подогрева конденсата и питательной воды (внутреннее тепловое потребление), ступенчатый подогрев сетевой воды позволяет увеличить выработку электроэнергии на базе внешнего теплового потребления и существенно повысить эффективность теплофикации. В зависимости от начальных параметров пара, соотношения между основной и пиковой тепловой нагрузкой, температурного графика тепловой сети двухступенчатый подогрев по сравнению с одноступенчатым может увеличить выработку электроэнергии на единицу отпускаемой теплоты на 8-10%.

Независимо от числа ступеней максимум выработки электроэнергии при ступенчатом подогреве достигается при условии оптимального соотношения подогрева сетевой воды по ступеням, которое может быть найдено по критерию максимума дополнительной выработки электроэнергии, получаемой на единицу (1 ГДж) отпускаемой из отборов теплоты.

Для двухступенчатого подогрева можно записать:

20