Парогазові теплофікаційні установки

У процесі вироблення електроенергії на теплоелектростанціях велика кількість тепла передається холодного джерела - охолоджуючої конденсатор воді і, таким чином, марно втрачається. Кількість тепла, що віддається холодного джерела, можна зменшити за рахунок збільшення термічного к. п. д. циклу, проте повністю усунути не можна, так як у відповідності з другим законом термодинаміки передача певної кількості тепла холодного джерела є неминучою.

Якщо усунути передачу тепла холодного джерела в принципі неможливо, то чи не можна використовувати це тепло?

Як відомо, для виробничих і побутових потреб споживається значна кількість тепла у вигляді гарячої води і пари в різного роду технологічних процесах, для опалення будинків та гарячого водопостачання.

Для того щоб мати можливість використовувати тепло, що віддається конденсується пором, потрібно збільшити тиск у конденсаторі, тобто збільшити температуру, при якій конденсується цей пар. Підвищення нижньої температури циклу призведе до деякого зменшення величин термічного к. п. д. і, отже, до зменшення вироблення електроенергії при тих же, що й раніше, витратах палива. Тому з точки зору економічності власне циклу така операція є невигідною.

Однак можливість отримання великих кількостей тепла для технологічних і побутових потреб за рахунок деякого скорочення вироблення електроенергії виявляється досить вигідною (позбавляє від необхідності споруджувати спеціальні опалювальні котельні, як правило, невеликі, мають порівняно невисокий к. п. д. і тому вимагають підвищеної витрати палива, а також нераціонально використовують тепло високого температурного потенціалу при спалюванні палива для нагрівання низькотемпературного робочого тіла, що невигідно через зменшення працездатності системи).

Комбінована виробіток на електростанціях електроенергії і тепла називається теплофікації, а турбіни, застосовувані на таких електростанціях, - теплофікаційних.

Теплові електростанції, що здійснюють комбіновану вироблення електроенергії і тепла, називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ) на відміну від суто конденсаційних електростанції (КЕС), які виробляють тільки електроенергію.

У тих випадках, коли прилеглі до тепловим електростанціям райони повинні споживати великі кількості тепла, доцільніше вдаватися до комбінованої вироблення тепла та електроенергії, ніж забезпечувати ці райони теплом від спеціальних котельних, а електроенергією - від конденсаційних електростанцій. Установки, службовці для комбінованого вироблення тепла і електроенергії, називають теплоелектроцентралями (ТЕЦ), вони працюють за так званим теплофикационному циклу.

Отже, застосування на ТЕЦ обладнання, що працює на підвищених параметрах пари, призводить до значного збільшення вироблення електричної енергії за теплофикационному циклу і забезпечує відповідну економію палива і зниження собівартості енергії.

Для здійснення теплофікаційного циклу і постачання споживачів парою або гарячою водою на ТЕЦ встановлюють теплофікаційні турбіни різних типів. Найбільш поширені турбіни з регульованими відборами пара потрібного тиску. Такі турбіни працюють за вільним графіком електричному з одночасним вільним регулюванням теплової навантаження.

Зазвичай застосовують два типи парогазових теплофікаційних установок з КУ: парогазові ТЕЦ і газотурбінні ТЕЦ. Їх найпростіші теплові схеми наведені на рис. 1. Теплота вихідних газів ГТУ на ГТУ-ТЕЦ використовується в КУ або в газоводяной теплообміннику для відпустки теплоти (рис. 1, а). На парогазових ТЕЦ можливе застосування як турбін з протитиском (рис. 1 б), так і парових турбін типу КО (з конденсатором і мережевий теплофікаційної установкою) ^1.

Рис.1. Принципові теплові схеми а - найпростішої ГТУ-ТЕЦ; б - найпростішої ПГУ-ТЕЦ. Позначення: КУ - котел-утилізатор; ТП - тепловий споживач; К - компресор; КС - камера згоряння

Термодинамічну ефективність теплофікаційних циклів неможливо оцінити їх термічним ККД.

Термічний ККД теплофікаційного циклу нижче термічного ККД відповідного конденсаційного циклу, в якому пар розширюється в турбіні до дуже низького тиску (р2 3 - 5 кПа), роблячи при цьому корисну роботу, і перетворюється в охолоджувачі в конденсат, а відтята від нього в конденсаторі теплота повністю втрачається з охолоджувальною водою. Це пояснюється тим, що в теплофікаційному циклі кінцевий тиск пари / значно перевершує звичайний тиск в конденсаторі парової турбіни, що працює за конденсаційному циклу.

Енергоблок працює за теплофикационному циклу і виробляє електроенергію і постачає гарячу воду для далекого теплопостачання.

При роботі за теплофикационному циклу вибір порівняльного теоретичного циклу залежить від характеру нагрівається джерела.

Якщо не використовувати особливості теплофікаційного циклу, то тепло перегрівання пари відводиться охолоджуючої водою.

Замість конденсаційного циклу 12345 отримаємо теплофікаційний цикл, в якому кількість тепла, що віддається холодного джерела не викидається, а використовується на теплові потреби.

Середня температура відведення теплоти з теплофікаційного циклу при роботі по умовному графіком перевищує середню температуру при роботі за звичайним графіком.

Для поліпшення загального теплового балансу теплофікаційного циклу велике значення має постійне удосконалення конденсатного господарства, найбільш повне використання тепла конденсату і збільшення кількості конденсату, - повертається у котельні промислових підприємств і на теплоелектроцентралі. Відомо, що збільшення частки конденсату в живильній воді підвищує економічність і надійність роботи парових котлів, зменшує втрати тепла за рахунок скорочення продувок, що, в кінцевому рахунку, забезпечує значну економію палива.

В даний час і в перспективі у зв'язку з широким розвитком високого тиску поліпшення водяного режиму котлів та підвищення якості живильної води є обов'язковими умовами, що забезпечують надійну і економічну роботу котельних установок. Тому повернення конденсату має велике народногосподарське значення і заслуговує постійної уваги працівників промислових підприємств і енергетичних систем.

Особливе значення мають багатоступінчасті процеси для теплофікаційних циклів, так як завдяки збільшенню числа ступенів можна підвищити початкову температуру відведення тепла в циклі і, отже, отримати Теплофікаційне тепло більш високої температури.

Конструктивне виконання двигунів, що застосовуються в теплофікаційних циклах, різна.

Особливості технологічної схеми ТЕЦ показані на рис. ² 2. Основна відмінність полягає в специфіці пароводяного контуру.

Рис.2 Особливості технологічної схеми ТЕЦ: 1 - мережевий насос, 2 - мережевий підігрівач

Частина пари при розширенні в турбіні (з параметрами р _відб = = 0,9-1,2 МПа) відбирається і відводиться в мережевій пароводяної підігрівач 2, через який мережевим насосом 1 проганяється вода, що використовується для опалення будинків та інших потреб міського господарства та промислових підприємств.

На виробництво пар подається в тих випадках, коли поблизу станції є промислові підприємства, які потребують його для технологічного процесу. Кількість відбирається від проміжних ступенів турбіни пара визначається потребою теплових споживачів в гарячій воді і парі.

Використання для теплофікації частково відпрацьованої пари з проміжних ступенів турбіни зменшує кількість пари, що надходить в її конденсатор, а отже, і втрати теплоти з циркуляційної водою. Вся теплота, що міститься в гарячій воді і парі, які надходять зі станції в теплофікаційну мережу, вважається корисно відпущеної теплотою.

Це говорить про те, що в теплофікаційному циклі ступінь теплоіспользованія майже вдвічі більше, ніж у суто конденсаційному циклі, і що, отже послідовно, комбінований спосіб вироблення тепла й електричної енергії значно економічніше способу їх роздільної виробітку.

Згідно з другим законом термодинаміки значна частина теплоти (більше 50%), повідомляється пару в паровому котлі, неминуче повинна передаватися в конденсатора теплопріемніку і марно нестися з охолоджувальною водою * має температуру після конденсатора 15 ... 30 ° С. Природно, теплота з такою низькою температурою (низькопотенційна теплота) не може бути використана ні для опалювальних, ні для технологічних потреб ^3. Щоб надалі можна було використовувати цю теплоту, необхідно підвищити її температуру хоча б до 80 ... 100 ⁰ С, для чого слід збільшити тиску пари р _2, що виходить з турбіни, відповідно до 0,077 ... 0,1 МПа. Такі установки працюють з погіршеним вакуумом або з протитиском. Поряд з виробленням електроенергії вони відпускають зовнішньому споживачеві теплоту у вигляді пари або гарячої води і називаються теплофікаційних (рис. 3, а).

У таких установках, що не мають конденсатора, пар після турбіни ПТ з підвищеним тиском і температурою Т _п (точка 2 'на рис. 3, б) направляється до теплового споживачеві ТП. Віддаючи йому питому теплоту q _2, пара конденсується (процес 2-3 '), і конденсаті допомогою насоса повертається в паровий котел ПК.

Рис.3. Схема теплофікаційної паросилова установки (а) і цикл її роботи (б)

Таким чином, замість конденсаційного циклу 123451 реалізується теплофікаційний цикл 12'3'451, в якому кількість теплоти, що віддається холодного джерела (пл. 2'3 'ab ^2,) _i.

Використання гарячих газів в якості джерела високої температури в прямому теплофікаційному циклі розчину дає не тільки потрібне тепло для нагрівальних цілей, але й механічну енергію для двигуна. Таким шляхом незворотні втрати звичайних систем опалення можуть бути скорочені. Процеси робочого тіла в циклі повинні забезпечувати мінімальні незворотні втрати. У певних умовах це досягається вибором відповідної концентрації розчину або застосуванням багатоступеневих циклів. Багатоступеневі цикли наближають робочі процеси і джерела, в результаті чого скорочуються незворотні втрати.

При виборі джерела теплоти слід пам'ятати, що збільшення вироблення електроенергії за теплофикационному циклу призводить до зниження питомої витрати палива на вироблювану електричну енергію.

Чим нижче тиск отбираемого пари, тим більше економія палива від додатково вироблюваної за теплофикационному циклу електроенергії і, отже, тим більше знижується собівартість енергії. За прийнятим в даний час фізичного методу розподілу палива між двома видами енергії на ТЕЦ вся економія палива від комбінованого виробництва цих видів енергії отримує відображення в зменшенні питомих витрат палива і відповідно, собівартості електричної енергії.

Параметри теплоносія, що виходить з установки, роблять можливим його застосування в основному в теплофікаційному циклі з коефіцієнтом використання близько 3000 - 4000 год на рік з короткочасним зимовим максимумом. Видача шлаків металургійними печами проводиться рівномірно протягом року, тому встановлення такого типу не набули поширення в кольоровій металургії.

Цикл паротурбінної теплофікаційної установки - установки для комбінованого виробництва електроенергії і теплоти - представлено на рис. ⁴ 4.

Рис.4. Цикл паротурбінної теплофікаційної установки

Температура пари після турбіни (точка 2) у теплофікаційному циклі близько 100 ° С і вище), а роль конденсатора виконує мережний підігрівач. Природно, що через збільшення кінцевого тиску від р ₀ до р ₂ робота циклу зменшиться на величину заштрихованої фігури 200'2'2.

Замість цього споживачеві буде відпущено кількість теплоти, рівну площі прямокутника 2'2 b а2 '. Співвідношення між цими площами можна представити як (Т ₂ - T ₀₎ (s _b - s _a) / T ₂ (s _b - s _a) = (T ₂ - T ₀₎ I Т _2.

Якщо прийняти Г ₀ = 300 К, Т ₂ = 400 К, то (Т ₂ - Т _о) / Т ₀ = = 1 / 4, тобто за рахунок 1 кДж електроенергії споживачу відпускається 4 кДж теплоти. У цьому основна перевага теплофікаційних циклів.

У розглянутій теплофікаційної установки вся пара після турбіни направляється в мережевій підігрівач, як це показано на рис. 4., Але можлива схема, в якій тільки частина пара з відбору турбіни надходить до мережевих підігрівача, а решті потік пари проходить через всю турбіну і конденсатор.

Як видно, в ідеальному випадку (при відсутності втрат у навколишнє середовище) у такому теплофікаційному циклі тепло, підведений до робочого тіла від гарячого джерела, використовується повністю, а проте це не суперечить другому закону термодинаміки, так як тільки частина цього тепла перетворюється на механічну енергію, як це і встановлюється другим законом термодинаміки.

Як видно з рис.5 ^5. перевагою даної схеми є можливість ефективного використання впродовж відпрацьованої пари, а також цілорічна робота турбіни по теплофикационному циклу.

На ТЕЦ, що мають низький питома вага конденсаційної потужності (до 20%) і високу частку виробництва електроенергії по теплофикационному циклу, питомі витрати умовного палива на 1 кВт год, відпущений з шин, становлять 220 - 240 г / кВт год і нижче.

Рис.5. Схема комплексного використання тепла відпрацьованої пари влітку і взимку: 1 - пароочищувач; 2 - виробничий агрегат; 3 - парогенератор, 4 - теплофікаційна турбіна, 5 - споживач електроенергії; 6 - споживачі тепла; 7 - споживач холоду; 8 - конденсатор; 9 - теплообмінник ; 10 - холодильна установка; 11 - бак живильної води; 12 - живильний насос

В енергосистемах, що мають у своєму складі електростанції різних типів - гідроелектростанції, теплоелектроцентралі і конденсаційні електростанції, розподіл навантажень виробляється з урахуванням значних сезонних коливань виробництва електроенергії на гідроелектростанціях і вироблення електроенергії за теплофикационному циклу на ТЕЦ виходячи з їх технічної і економічної характеристики.

При транспорті теплоти від далеких ТЕЦ, розташованих на великій відстані від районів теплопостачання, часто економічно виправдовується істотне підвищення розрахункового перепаду температур мережної води в транзитній тепловій мережі ^6.

Це дозволяє значно скоротити розрахункова витрата мережної води в транзитній магістралі, що призводить до зниження діаметрів транзитних магістралей, а отже, і до зменшення початкових витрат на їх спорудження, а також до зниження витрати електроенергії на перекачування теплоносія по транзитній теплової мережі.

Правда, при цьому знижується питома комбінована вироблення електричної енергії на далеких ТЕЦ внаслідок використання для підігріву мережної води пара з відборів більш високого тиску, а отже, підвищення середньої температури відведення теплоти з теплофікаційного циклу.

Завдання полягає у виборі оптимального перепаду температур мережної води в транзитній магістралі, при якому сумарний ефект від зниження витрат на спорудження теплових мереж і на транспорт теплоти з урахуванням втрат від зниження комбінованого вироблення електричної енергії виходить максимальним.

Для цієї мети проводиться техніко-економічне порівняння кількох значень розрахункових перепадів температур в транзитній магістралі і вибирається оптимальне рішення.

Правда, при цьому знижується питома комбінована вироблення електричної енергії на далеких ТЕЦ внаслідок використання для підігріву мережної води пара з відборів більш високого тиску, а отже, підвищення середньої температури відведення теплоти з теплофікаційного циклу.

При порівнянні фактичних питомих витрат палива з технічними нормами питомих витрат палива по конденсаційному циклу на цій ТЕЦ може виявитися економія палива, у той час як невикористання відборів (робота з конденсаційному, а не теплофикационному циклу) 1визивают значний перевитрата палива.

Отже, робота ТЕЦ в порівнянні з технічними нормами стосовно до фактичного режиму роботи отримає позитивну оцінку, ніж ховається неприпустиме становище з використанням теплофікаційних відборів.

За існуючої методики визначення техніко-економічних показників промислові котельні і ТЕЦ не зацікавлені у збільшенні повернення конденсату, так як невелика економія від зниження теплових втрат при продувці з надлишком перекривається перевитратою умовно-постійних витрат і недовиробітком електроенергії за теплофикационному циклу.

Розташування газомазутних пікових котелень у районах тепло-споживання дозволило розглядати їх спільну роботу з АТЕЦ по послідовній схемі з'єднання, яка володіє двома основними перевагами в порівнянні з паралельною схемою: по-перше, можливістю відпуску теплоти від АТЕЦ з більш низькими параметрами отбираемого пара, що призводить до збільшення вироблення електроенергії за теплофикационному циклу, по-друге, можливістю роботи АТЕЦ, теплових мереж та котелень пікових по умовному температурному графіку, поняття якого заснована на принципі якісного регулювання відпуску теплоти. Кількість теплоти від теплоджерела регулюється шляхом зміни температури мережної води при постійному її витраті.

Розрізняють чотири основних напрямки використання побічних (вторинних) енергоресурсів: паливне - безпосереднє використання горючих ПЕР в якості палива; теплове - використання споживачами теплоти, одержуваної безпосередньо в якості ПЕР або виробляється за рахунок ПЕР в утилізаційних установках, до цього напрямку відноситься також вироблення холоду за рахунок ПЕР в абсорбційних холодильних установках; силове - використання споживачами механічної або електричної енергії, що виробляється в утилізаційних установках (станціях) за рахунок побічних енергоресурсів; комбіноване - використання споживачами теплоти та електричної (або механічної) енергії, одночасно виробляються за рахунок ПЕР в утилізаційних установках (утилізаційних ТЕЦ) за теплофикационному циклу.

Комбінований процес вироблення електричної і теплової енергії, який здійснюється на ТЕЦ, відрізняється більш високим ступенем використання теплоти палива.

Якщо енергопостачання промпідприємства здійснюється за комбінованою схемою від ТЕЦ, то робота теплоутилізаційного установки знижує величину відпустки теплоти від теплофікаційних турбін. Це в свою чергу скорочує кількість електроенергії, що виробляється за теплофикационному циклу. Недовиробіток електроенергії на заводській ТЕЦ повинна бути заповнена електроенергією, що виробляється за конденсаційному циклу з високими питомими витратами теплоти, що викликає перевитрата палива.

Таким чином, енергетична ефективність використання вторинних теплових ресурсів на теплопостачання знижується.

Література

1. Алабовський О.М. Технічна термодинаміка і теплопередача. -М., 1990.

2. Аміров Я.С. Технічні системи Кн2.-М., 1998.

3. Бистрицький Г.Ф. Основи енергетики .- М., 2000.

4. Клименко А.В. Теоретичні основи теплотехніки Теплотехнічний експеримент Кніга2. - М., 2001.

5. Соколов Є.Я. Теплофікація і теплові мережі .- М., 2001.

6. Цанев С. В., Буров В.Д., Ремезов О.М. Газотурбінні та парогазові установки теплових електростанцій. / За редакцією С. В. Цанева. - М.: Видавництво МЕІ, 2002.