9 Влияние конечных параметров и параметров отбора на экономичность тэц

Конечные параметры пара – это его давление P_к и температура T_к в конденсаторе. Поскольку в конденсаторе турбины происходит процесс конденсации пара, т.е. фазовый переход, то конечное давление однозначно определяется величиной T_к (это температура насыщения при давлении P_к). Из термодинамики известно, что чем ниже температура, при которой отводится тепло к холодному источнику, тем выше термический КПД цикла.

В паротурбинных установках температура отвода тепла определяется температурой конденсации или давлением пара в конденсаторе. Давление в конденсаторе зависит от температуры и количества охлаждающей воды, температурного напора, удельной паровой нагрузки конденсатора и его эксплуатационного состояния (плотности системы, эффективности отсоса воздуха, чистоты поверхности охлаждения).

Температура охлаждающей воды зависит от климатических условий, системы и источников водоснабжения станции (река, пруд, градирни и т. п.). При оборотном водоснабжении и охлаждении воды в градирнях, брызгальных бассейнах и т. п. температура охлаждающей воды составляет 15÷25 °С, соответственно этим температурам в конденсаторах турбин теоретически можно поддерживать давление пара 0,02÷0,04 кгс/см2.

С понижением конечного давления значительно увеличивается адиабатный теплоперепад, уменьшается температура отвода теплоты, что приводит к уменьшению потери работоспособности от необратимого теплообмена в конденсаторе и повышению КПД турбины. Конечная температура пapa tK современных крупных станциях изменяется в небольших пределах 22÷37 °С (рк=0,02÷0,04 кгс/см2). Снижение рк с 0,04 до 0,02 кгс/см2 повышает КПД идеального цикла приблизительно на 4 %, на зато увеличивает объем пара приблизительно в 2 раза, что усложняет последние ступени и выхлопные части турбины, удорожает её стоимость. Большинство отечественных турбин рассчитывается на давление в конденсаторе 0,03÷0,05 кгс/см2.

Выбор величины температурного напора в конденсаторе осуществляется путем технико-экономического анализа, поскольку возрастание δ_t ведет, с одной стороны, к ухудшению вакуума, но, с другой стороны, уменьшает размеры теплообменной поверхности конденсатора. Кроме того, для снижения δ_t необходимо увеличивать расход охлаждающей воды и, как следствие, долю расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.

Со снижением конечного давления возрастают энергетические потери с выходной скоростью из-за уменьшения плотности и увеличения объема отработавшего пара при неизменном сечении выхлопа турбины. Однако это обстоятельство уступает по своей значимости фактору зависимости мощности турбоагрегата от глубины вакуума в конденсаторе.

10) Что понимают под расчетным коэффициентом теплофикации?

Коэффициент теплофикации — отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин тепловых электрических станций к максимальной тепловой мощности источников тепла. Применение термина «коэффициент теплофикации» оправдано не только к паротурбинным тепловым электрическим станциям, но также и к газотурбинным и парогазовым тепловым электрическим станциям.

Тепловая нагрузка в отопительный период изменяется в соответствии с температурным графиком теплоснабжения и имеет минимальную мощность при включении отопления и максимальную мощность для расчётных температур. Тепловая станция должна покрывать всю тепловую тепловую нагрузку во всем диапозоне изменения температур и для повышения коэффициента использования топлива часть тепловой нагрузки покрывается теплофикационными отборами турбин (комбинированная выроботка тепла и электричества). Поскольку максимальная нагрузка встречается редко использование теплофикационных отборов турбин не оправдано и не экономично во всем диапозоне изменения нагрузок. Дефицит тепловой мощности в максимум теплопотребления покрывается отопительными котельными. Отношение тепловой мощности теплофикационных отборов паровых турбин к суммарной тепловой мощности теплофикационных отборов турбин и отопительных котельных называется — коэффициентом теплофикации.

Расчетный коэффициент теплофикации на ТЭЦ был принят равным 0 5, повышение его до 0,75 снижает оптимальные температуры обратной воды примерно на 5 С.

Повышение расчетного коэффициента теплофикации до предельного значения приводит к изменению установленной мощности пиковой котельной. При повышении коэффициента теплофикации от предельного до максимального установленная мощность пиковой котельной не изменяется.

Увеличение расчетного коэффициента теплофикации и приближение к единице ведет к снижению / г и, следовательно, годового числа часов использования максимальных отборов турбин, уменьшению доли выработки электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному режиму и повышению конденсационной выработки. Расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу обычно выше, чем на наиболее совершенной заменяемой конденсационной электростанции. В результате суммарная экономия топлива в энергосистеме при приближении а к единице уменьшается. Если величину а взять близкой к нулю, то экономия топлива в энергосистеме также будет мала ввиду незначительной выработки электроэнергии на базе теплового потребления. Следовательно, имеется какое-то промежуточное значение а, при котором экономия топлива будет наибольшей.

Соответствующие расчеты показали, что недовыработка электроэнергии при повышении температурного графика тем меньше, чем меньше расчетный коэффициент теплофикации ат.р. Поэтому повышение tpn приводит к некоторому уменьшению оптимального значения ат.

При неблагоприятных условиях топливоснабжения и водоснабжения ( трудности завоза топлива в город, нехватка воды, санитарно-гигиенические условия и др.) может оказаться целесообразным снижение расчетного коэффициента теплофикации с тем, чтобы резко сократить завоз топлива в город, хотя это и приведет к некоторому уменьшению абсолютной экономии топлива.

Таким образом, уменьшение начальных параметров и единичных мощностей на ТЭЦ сравнительно с заменяемой КЭС ведет к снижению абсолютной экономии топлива и перемещению зоны наибольшей экономии топлива в сторону меньших значений расчетного коэффициента теплофикации.

Для паротурбинных ТЭЦ, работающих на органическом топливе и получивших большое распространение в СССР, важными являются вопросы определения оптимальной единичной мощности, состава и сроков ввода основного оборудования, соотношения между тепловой и электрической мощностью, выражающегося расчетным коэффициентом теплофикации.

Т-100-130 оказывается экономически целесообразной при проектной тепловой нагрузке около 2500 - 2900 ГДж / ч ( 600 - 700 Гкал / ч) и выше. При этом применение турбин Т-175-130 приводит к существенному увеличению оптимальной электрической мощности ТЭЦ при той же тепловой нагрузке, что объясняется увеличением оптимального расчетного коэффициента теплофикации при увеличении единичной мощности теплофикационных турбин.

При снижении тепловой нагрузки ТЭЦ снижаются давление в регулируемых отборах, температура сетевой воды и др. В условиях использования паровых турбин с регулируемыми отопительными отборами пара относительная тепловая нагрузка отбора при каждом текущем значении температуры наружного воздуха не зависит от выбранного расчетного коэффициента теплофикации.

Из условий необходимости обеспечения стабильной работы реакторов бесспорное преимущество имеют турбины с гарантированным расходом пара. Такая точка зрения практически возражений не вызывала, поэтому ниже принята в качестве исходной предпосылки. В связи с этим профиль теплофикационных турбин АТЭЦ практически однозначно определяется их типом ( Т, ПТ, ТК или ПТК) и значением расчетного коэффициента теплофикации.

При рассмотрении источников централизованного теплоснабжения и, прежде всего, теплофикационных электростанций возникает сложный комплекс задач, характер решения которых во многом зависит от особенностей тех параметров, которые принимаются за основу при разработке методов оптимизации. Представляется целесообразным выделить две осно-вные группы параметров: внутренние и внешние. К внутренним относятся параметры, характеризующие технологические циклы и процессы, свойства рабочих тел, конструкции элементов электростанций и др. Эти параметры учитываются при решении большого класса задач, в число которых входят следующие: выбор основных параметров цикла, вида технологической схемы, оптимизация конструктивно-компоновочных решений по отдельным агрегатам и элементам оборудования теплоэнергетической установки, технического профиля теплофикационных турбин, энергетических и пиковых водогрейных котлов и др. Внешние параметры характеризуют тип источника тепла, единичную мощность и состав основного оборудования; суммарную тепловую и электрическую мощность и соотношение между ними, определяемое величиной расчетного коэффициента теплофикации; связь с объединенной электроэнергетической системой ( режимы использования ТЭЦ в ОЭЭС), с топливно-энергетическим балансом ( вид топлива и замыкающие затраты на него), с энергомашиностроительной базой, а также климатические и другие региональные условия.