Энергетические показатели теплоэлектроцентралей

 

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 = 0,960,99.

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/(кВтч).

 

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.